采气管线解堵技术探索及应用

胡 康，于淑珍，仵海龙，沈云波，许 飞

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500；2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018）

采气管线解堵技术探索及应用

胡 康1，于淑珍2，仵海龙1，沈云波1，许 飞1

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500；2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018）

苏里格气田地处毛乌素沙漠腹地，冬季气温低，持续时间长，冻土层较厚，采气管线受地形、埋深、输送压力、环境温度的影响，冬季运行频繁发生堵塞，严重影响气井产能的正常发挥。近年来苏里格气田就解堵技术不断进行探索研究，力求解决冬季生产瓶颈问题，提高气井开井时率。本文分析堵塞原因，简述堵塞定位技术，评价传统解堵方法，并就新型电磁感应加热解堵在苏里格气田近两年的应用试验进行分析总结，为气田寻找一种清洁环保、高效率、低能耗的解堵方法。

采气管线；解堵；电磁加热；探索

苏里格气田位于内蒙古境内，地处毛乌素沙漠腹地，环境恶劣，气区冬季气温低，井口采出的天然气到集气站的输送管线距离长、管输温降大。冬季受采气管线埋深不够、压缩机启停、管输能力不足等因素影响，地埋管线堵塞频繁。据统计，仅2010年11月至2011年3月供气高峰期，苏里格气田累计堵塞关井数达到450余口/1700余井次，日均影响气量200余万立方米，管线堵塞已经成为影响气井冬季产能发挥的主要因素。如何有效地对堵塞管线进行解堵使气井产能正常发挥意义重大。

1 堵塞原因分析

分析采气管线堵塞原因可归纳为以下四点：

（1）管线运行温度为地温，低于运行压力对应下的水合物临界生成温度。

图1 水合物临界生成温度与压力曲线图

（2）采气管线规格与气井产能不匹配，相同规格管线，高配产井管输摩阻较大，存在节流降温现象，低配产井气量不足，管输携液能力不足。

（3）压缩机停机、管输压力增高、流速减小，携液能力减弱。

（4）部分管线裸露或埋深不足，同时由于地形起伏大，易造成低洼处大量积液。

温度、压力因素是导致堵塞的根本因素。低温度、高压力，易导致堵塞发生，如何有效判断管线堵塞位置，并采取高效率的解堵措施及时解堵意义重大。

2 管线堵塞定位检测技术分析

主要有快速充压法、瞬态正压波法、水力坡降瞬变特性检测法。目前在苏里格气田主要应用快速充压法判断堵塞点，瞬态正压波法和水力坡降瞬变特性检测法由于实施过程需专业设备及软件辅助，实施相对困难，不能推广应用。

2.1 快速充压法

通常为了快速判断埋地管线堵塞位置，先将管线放空卸压，然后通过对管线起末端充压，依据管线充压速度的快慢及充气量的多少，粗略判断堵塞点位置。

2.2 瞬态正压波法

对管道首端加压，产生一正压波向管道下游传播，当管道发生堵塞时，在堵塞点，流体受到挤压而压力上升，在堵塞点与堵塞点前的管道内压差作用下，堵塞点流体向管道上游不断扩充，相当于堵塞点处产生了以一定速度传播的正压波。通过捕捉正压波两次到达首端压力变送器的时间差，再结合正压波的传播速度便可以确定管道堵塞位置。

2.3 水力坡降瞬变特性检测法

当管道处于平稳运行状态时,其水力坡降曲线平稳光滑，当管道堵塞时，堵塞点前由于管线憋压,压力上升，流速变缓，而堵塞点后的管段由于失去部分能量供给压力下降，气体膨胀,流速加快,其水力坡降曲线在堵塞点将发生剧烈变化,出现突变奇异点。因此，可以通过检测管道水力坡降曲线的突变点以及突变点所对应的管道网格节点号,来确定堵塞发生的位置。

3 苏里格气田解堵技术探索

3.1 传统解堵方法评价

3.1.1 物理放空引导解堵 物理放空引导解堵是通过对管线首端或末端放空卸压，在压差作用下将管线内的水合物或冰柱带出的解堵方法。该方法虽能比较有效的排出管线内的积液和其他脏物，但大量的液体如水、凝析油、甲醇等管内混合液体在放空过程中瞬间流出，对下游气液分离设备提出更高技术要求，易造成环境污染。

3.1.2 化学抑制剂解堵 化学抑制剂解堵主要通过定期向采气管线内加注一定量的化学抑制剂甲醇来抑制管线内水合物的生成，管线已形成堵塞时，向管线内注入甲醇，通过气流携带甲醇吹扫管线，促使水合物溶解，从而达到管线解堵的目的。该方法预防水合物堵塞效果较好，但在已形成堵塞且堵塞严重的情况下，注入管线内的甲醇很难到达堵塞位置，解堵效果不理想，且甲醇属剧毒物质，具有一定的危害性。

3.1.3 电伴热解堵 电伴热解堵是在堵塞的管线上缠绕电伴热带，通过伴热带的传导作用来加热管线融化解堵。该方法在堵塞点位置判断准确的情况下成功率较高，但该方法通过接触传导方式，只有紧靠管道表面的热量可传到介质上，外侧热量分散到空气中，存在较大热传导损失，另外电阻丝加热功率低，无法达到较高的温度。

从以上分析来看，传统的解堵方法在现场应用过程中存在不同程度的局限性及弊端，解堵成功率相对较低，效果一般。为此，苏里格气田不断探索研究，开展了一种新型管线解堵技术—电磁感应加热解堵试验研究。

3.2 电磁感应加热解堵技术研究

3.2.1 电磁感应加热理论研究

3.2.1.1 电磁感应加热原理 电磁感应加热是应用电磁感应原理进行加热工作。交变电流通过电磁感应器外壳陶瓷板里的线圈产生交变磁场，磁场内的磁力线穿过管道时，产生强大的涡流，涡流克服金属管道的内阻流动时完成电能向热能的转换，所产生的焦耳热IC2R就是加热的热源，达到加热管道内部介质的目的。

图2 电磁感应加热系统方框图

简言之，电磁感应加热系统中有三个阶段的能量转换，首先是电能转变为磁能，接着通过电磁感应原理将磁能转变为电能，最后由具有导电性的物体吸收电能转换为热能，达到升温的效果。

图3 电磁感应加热能量转换图

电磁感应加热技术是使金属管道自身发热，并且可以根据具体情况在管道外部包裹一定隔热保温材料，这样就大大减少热量的散失，提高了热效率，因此节电效果十分显著，可达30%～80%。该技术可以将消耗的电能95%以上转换成热能，同时不会将热能散发到空气中去，能效高。

3.2.1.2 装置主要技术参数

表1 装置技术参数

3.2.2 室内模拟试验及分析

3.2.2.1 室内模拟解堵 室内模拟堵塞情况，对电磁感应加热设备进行评价试验，为现场试验做准备，以Φ114钢管内堵塞冰块为加热介质，室内模拟解冻，环境温度5℃，试验数据（见图5）。

图5 室内模拟实验

从试验效果看，运用电磁感应加热管线8～9 min，管线温度升高到80℃，然后再加热到20 min，管线温度上升较慢，达到93℃。

3.2.2.2 室外模拟解堵 将Φ114钢管置于室外，充填冰块，以堵塞冰块为加热介质，室外模拟解冻。环境温度－4℃，试验数据（见图 6）。

图6 室外模拟实验

加热夹头长1 m，在加热夹头外缘管道上缠绕温度感应器进行温度监控，模拟管线出口距离加热夹头外缘约30 cm，当加热到16 min时，管线出口冻冰开始融化，加热到20 min时，管线出口温度达50℃，管线已畅通。从试验效果来看，管线解堵加热夹头加热长度可达1.5 m。

3.2.3 现场试验及应用效果分析

3.2.3.1 X集气站某干管解堵试验 2011年1月对X集气站某干管进行了电磁解堵作业。该干管因裸露20m，发生堵塞，堵塞部分长约10 m，堵塞段距离集气站约600 m。使用电磁加热装置加热解堵共计用时5h，彻底解通。在距离堵塞点位置100 m，200 m处各开挖一个温度监测点。

加热过程中全程对管线温度进行监测，加热前管线温度在-2.0～1.0℃之间，试验过程中两监测点温度（见表 2）。

表2 试验过程中各监测点温度

从2个监测点的温度变化来看，温度在堵塞点位置由近及远缓慢升高，达到了良好的解堵效果。

3.2.3.2 X井截断阀解堵试验

表3 试验过程中各温度监测点温度

从现场应用情况可得出以下结论：

（1）电磁解堵装置发热效果明显，通电1 min左右被装置包裹的管线温度迅速上升，大约1 h可解通2～3 m的管线。

（2）从现场运用情况分析该装置对堵塞管线长度在0～10 m左右的管线解堵效果较为明显，堵塞管线过长则无法达到解堵目的。

（3）从装置耗油量看，5 h的作业共用去93#汽油约15 L。

4 结论与认识

（1）电磁感应加热解堵操作方便，只需将感应器靠近金属管道、阀门即可加热实现解冻；感应器为柔性设计，配合便携式发电机，移动灵活，同时可自动设定加热时间，实现定时加热，降低了能耗。

（2）磁力线可快速穿透保温材料实现加热，不破坏管道保温层；安全性高，操作过程对环境无污染，采用安全频率范围，非接触加热，操作过程风险低。

（3）电磁感应加热解堵技术加热速度快、解堵效率高，具备方便、高效、清洁、环保的特点，在苏里格气田有广阔的应用前景。

几点建议：

（1）加热夹头的尺寸规格目前只有Φ114和Φ89两种规格。后期将根据苏里格气田目前采集输管线的规格完善加热夹头的规格尺寸。

（2）由目前电磁加热解堵装置的分体向设备撬装化改造，加强整套电磁加热解堵装备的可移动性。

（3）配套管线堵塞检测定位技术，需要在短时间内准确定位堵塞点，避免重复加热。

[1] 四川石油管理局.天然气工程手册（上、下）[M] .北京:石油工业出版社，1982.

[2] 中国石油天然气集团公司人事服务中心[M] .采气工（上、下）.北京:石油工业出版社，2005.

[3] 魏千盛，王小佳.电热解堵技术在苏里格气田的应用[J] .石油化工应用，2010，29（11）:85-87.

[4] 王治华，朱强.传统解防堵技术存在的弊端及涡流电磁加热的应用前景[J] .科技创新导报，2008，25（5）:77-78.

Exploartion and application of deplugging technology in natural gas pipeline

HU Kang1，YU Shuzhen2，WU Hailong1，SHEN Yunbo1，XU Fei1
（1.Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Jingbian Shanxi 718500，China；2.Sulige Gasfield Research Center of PetroChina Chongqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

Sulige gas field located in the Maomsu desert,where the area is low temperature,longe duration and thick permafrost in winter,Gas pipelines are affected by the topography,depth,delivery pressure and ambient temperature,so the pipelines are frequently blocked during the whole winter,the blockage severly affected the normal function of well productivity.In recent years Sulige gas field continues to explore research on deplugging technology,and strives to solve the bottleneck problem in winter,This paper analyzed the reasons for blockage,described blockage positioned technologyand evaluated the traditional deplugging methods，analyzed and summarized the application of tests of the new electromagnetic induction heating deplugging technology in Sulige gas field in the past two years.In oder to seek a clean and environmentally,high efficiency and low-power deplugging method for the gas field.

natural gas pipeline；deplugging；electromagnetic heating；explore

TE973

A

1673-5285（2012）03-0088-04

2012－01-03

胡康，男（1983-），现工作于长庆油田分公司第一采气厂采气工艺研究所，主要从事采气工艺研究方面工作。