普光气田地面集输系统堵塞成因及措施

后 鑫 雷金晶 赵文祥

中国石化中原油田普光分公司采气厂，四川 达州 636150

0 前言

普光气田天然气中H2S 组分的平均含量为13.93%（φ），属于高含硫气藏。 普光气田集输系统主要工艺采用全湿气加热保温混输工艺。 井口原料天然气进入集气站，经加热、节流、计量后外输，采用“加热保温＋注缓蚀剂”工艺经集气支线进入集气干线［1］。 在气井试采过程中，各集气站均出现阀组、排液管线、仪表等处堵塞问题，经统计共有17 类部位存在堵塞问题，极易造成液位、压力显示不准或无显示，计量装置无法准确计量，节流阀执行机构无法正常动作， 分酸分离器前后压差过大等问题，严重影响生产。 因此，科学分析堵塞原因、采取有效的防堵措施是普光气田集输系统运行管理的重要任务。

1 普光气田地面集输系统堵塞成因

1.1 堵塞物成分分析

经现场取样共取得固体堵塞物样品4 份、水样5 份。采用X 衍射和化学分析相结合的方法分析得出，普光气田堵塞物的主要成分是单质硫颗粒，其次还含有少量的（Fe）CaS、CaSiO3、CaSO4和CaCO3等盐类垢物和有机硫。

1.2 堵塞原因分析

1.2.1 单质硫固体颗粒

在气藏原始压力和温度条件下，元素硫以物理方式溶解在天然气中，由于储集层环境是高温高压，而且硫在酸性天然气中的溶解度很大，所以在地层条件下天然气对单质硫有很大的溶解度。 当含硫天然气藏投入开发后，随着气相从地层远处向井底流动的过程中，压力、温度不断降低，元素硫的溶解度也就相应降低，在生产开发时，井筒附近的压力降低，当压力一旦降低到临界压力以下时，便会有大量的单质硫析出，析出的单质硫量达到一定值，而且当流体水动力能量充足时，析出的单质硫将被气井流体携带至地面集输管网中［2-3］。

目前，普光气田单井产气量在15×104～120×104m3/d，远高于携硫临界流量，所以析出的大量单质硫颗粒随原料天然气流动方向一起运移，并被携带至地面集输管网系统中，易造成集输管网的节流装置、计量仪表、捕雾器和管线弯头等部件的堵塞。

1.2.2 天然气水合物

根据普光气田主体部位已获气井气质报告， 通过HYSYS 软件计算出普光气田不同压力下天然气水合物的形成温度，见表1。可知普光气田集输系统天然气水合物可能形成的温度为23.2～27.4 ℃。

表1 不同压力下天然气水合物的形成温度

以普光101 集气站2012 年1 月平均温度和压力数据为例见表2，对比得出：普光气田地面集输系统主工艺流程管汇中不会形成天然气水合物，由于主工艺流程管线采用了保温层保温， 并用加热炉对输送介质加热，使输送介质的温度高于天然气水合物生成温度，而部分排液管线未覆盖保温层，且采取间隔排液方式，所以受外界环境温度变化的影响大，易形成天然气水合物。

1.2.3 设备结构

普光气田地面集输系统中发生堵塞的部件与这些部件的自身结构有较大的关系，如捕雾器、整流器、节流阀笼套和液位变送器取样阀等元件对固体颗粒或流体黏度较为敏感，当输送介质为含有较多固体颗粒的气液固混合流体时，这些元件就易被固体堵塞。

1.2.4 外来流体

普光气田地面集输系统中的外来流体主要是酸化压裂后未放喷完的残酸，防止管线腐蚀添加的缓蚀剂和地层水等。 这些外来流体具有黏度大、流动性差、成分复杂、固体颗粒含量高、易生成盐类垢物等特点，易引起地面集输系统的管线、阀门和仪表等部件的堵塞。

表2 P101集气站2012年1月平均温度和压力

2 普光气田地面集输系统解堵、防堵措施

2.1 加注解堵剂

2.1.1 解堵剂加注装置

普光气田地面集输管网建设时，考虑了后期生产中单质硫颗粒造成堵塞，需要加注解堵剂的问题。各集气站均在分酸分离器后、加热炉前，预设有解堵剂加注口。 利用预设的解堵剂加注口进行在线加注，气井不需停产［4］。

解堵剂的加注方式采用药剂泵与加注点一对一间歇性加注。 在首次加注时，应关井对集输流程用解堵剂浸泡12～24 h，以彻底解除集输系统中的堵塞。 解堵剂的后续加注量和加注周期需根据普光气田生产中堵塞情况确定。 采用加注解堵剂，可有效地解决分酸分离器下游集输管线和设备的堵塞问题，如排液管线和整流器的堵塞。 普光气田集气站溶硫剂加注流程见图1。

图1 普光气田集气站溶硫剂加注流程

2.1.2 解堵剂优选

从前面的分析可以看出，造成普光气田地面集输管网系统堵塞的主要原因是单质硫固体颗粒沉积堵塞。 目前国内外解决硫沉积的方法大致可归纳为三个类型：发生化学反应、加热熔化及溶硫剂［5］。通过前期资料调研和现场实际考察，分析认为普光气田集输管网硫沉积情况相当严重， 采用物理溶剂解堵难以取得较为理想的效果，因此，解堵剂的主体溶剂应选择溶硫能力更强的化学溶剂。

为了解溶硫剂对普光气田集输系统中堵塞物的溶解性能，需对堵塞物进行取样，通过实验对溶硫剂的解堵性能进行考查， 实验结果证明解堵性能最好的是DDMS 解堵剂， 是一种以DMDS 为主剂、DEA 和MDEA作为催化剂的解堵剂， 在30 ℃下， 分别在同样重量的DMDS 主溶剂中加入不同比例的DEA 和MDEA，测定加有不同催化剂用量对DDMS 解堵剂解堵能力的影响，见表3。 实验结果表明，在DMDS+DEA 溶剂中加入不同量的MDEA 催化剂，对堵塞物的溶解度均有不同程度的提高。 当DMDS∶DEA∶MDEA 的比例为25∶1∶5 时，DDMS 解堵剂的解堵性能最佳。

表3 催化剂用量对DDMS解堵剂解堵性能的影响

同时考虑到高含硫地面集输系统通常会加入缓蚀剂、 天然气水合物抑制剂等， 且气井产出物中含水，因此，在室内对解堵剂的性能进行评价。DDMS 解堵剂的解堵性能试验和室内评价试验结果表明：DDMS 解堵剂对普光气田地面集输系统堵塞物有较高的溶解度，解堵性能优良，在水和油存在的条件下，仍然有不错的解堵性能，与缓蚀剂配伍性好，对管材腐蚀小。

2.2 引用电伴热装置

从前面普光气田堵塞原因分析可知，气井产出物中的外来流体黏度大是引起普光气田仪表堵塞的原因之一；而通过对仪表堵塞处的黏稠物进行水浴加热试验后表明：黏稠物的黏度与温度成反比，即温度越高黏度越低。 因此，可以通过加热的方式对仪表系统中的堵塞元件进行解堵。 从而引入电伴热技术，通过对集气站计量分离器高级孔板阀流量计阀组、井口分酸分离器上液位计及上下取压球阀和外输总计量孔板流量计阀组3 处现场进行试验，试验表明：计量分离器孔板流量计处和井口分酸分离器上液位计处电伴热加热温度控制在50 ℃以上， 外输总计量处电伴热加热温度控制在70℃以上，解堵效果良好。

2.3 更换分酸分离器中捕雾器类型

冲击型捕雾器是目前使用最为广泛的捕雾器类型，这是因为它能在使用效率、运行范围、压降要求和安装成本等方面提供良好的平衡。 冲击型捕雾器包括折板式、丝网式和纤维填料式［6］。目前普光气田分酸分离器中使用的是丝网式捕雾器。 通过对冲击型捕雾器的主要性能进行对比分析得出，叶片式捕雾器比丝网式捕雾器更适用于普光气田。 冲击型捕雾器性能见表4。

表4 冲击型捕雾器性能

2.4 利用设备橇块的冲砂口及时冲砂

由于分酸分离器、计量分离器和火炬分液罐等分离容器分离出的液体黏度大、流动性差且含有较多的固体颗粒物，易造成设备和排液管线的堵塞。 定期利用这些设备的冲砂口进行冲砂作业，可以保证分离容器内部的清洁，有助于防止设备堵塞或降低堵塞程度。 同时，应对分离容器按照一定的周期进行冲砂作业，以保证容器的分离效果。

3 结论

普光气田地面集输系统中堵塞物的性质可以分为两类：一类是由单质硫、盐类垢物和有机硫化物混合形成的固体垢物；另一类是天然气水合物。 气井在目前地层条件下，高含硫天然气中析出的大量单质硫不会在井筒中形成硫沉积，而是随气井产出流体进入地面集输系统造成堵塞。可采用加注溶硫剂措施进行防堵，DDMS 解堵剂是一种针对性强、解堵性能优良、配伍性好、腐蚀小的新型解堵剂，适合在普光气田的实际生产中使用。 普光气田集输系统在目前生产条件下，主工艺流程中不会形成天然气水合物，而排液管线受环境温度、排液间隔时间的影响在冬季易形成天然气水合物，可采用电伴热加热保温措施提高温度进行防堵。 外来流体黏度大、流动性差，易引起地面集输系统中管线、阀门和仪表等部件的堵塞，可采用电伴热加热保温措施降低流体黏度进行防堵。

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