王 刚，郝红丽，陈贝贝，杨亚军，林孟雄，刘 鹏

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

在历年管线冻堵和异常情况统计的基础上，经过大数据分析和现场实践，摸清了三个主要原因（除去客观的地理、天气等自然因素），并针对性的制定了8 项具体措施，本文将从管线冻堵原因分析出发，并结合现场防冻堵措施的试验效果，最终制定出了针对性的防冻堵措施。

1 上古输气管线冻堵原因分析

1.1 水合物的形成主要原因

天然气水合物是天然气与水在一定条件下形成的类似于冰的笼形晶体水合物。概括起来讲，天然气水合物的形成必须具备以下条件：

（1）有液态水存在，天然气温度必须低于天然气的水露点；

（2）低温，系统温度低于水合物生成的相平衡温度；

（3）高压，系统压力高于水合物生成的相平衡压力；

（4）其他辅助条件，如气体流速和流向的突变产生的扰动、压力的波动和晶种的存在。

1.2 现场冻堵成因分析

（1）温度原因：苏里格气田位于毛乌素沙漠腹地，其主要地貌为半沙漠化及沙化土地，流动沙丘较多，造成部分管线埋深不足甚至裸露，降低了管线运行温度，尤其是管线上下坡段易出现此问题，达到了天然气水合物的形成条件。

（2）压力原因：部分集气站进站压力较高，末端井压力较高；干管末端高产井较多；管线管径较细输气能力不足等。

（3）混合比例：单井产液较大、气量小，部分管线敷设地段沙丘较大且多，造成管线起伏较为严重，降低了气体携液能力，在低洼处易积液管线携液能力不足，产出水在低洼段聚集形成液堵，继而引发冻堵。

（4）其他原因：试气排液不充分，与地层水不配伍等形成絮状物；其他原因形成固体类物质，导致管线堵塞，从而引发冻堵。

1.3 防冻堵措施思维导图

根据现场原因分析，结合现场实施条件，经过逻辑推导，得出以下处置措施（见图1），并进行了现场试验。

2 防冻堵措施摸索及应用效果

2.1 激动排液试验效果分析

通过改变管线压力，将管线内的积液清理出来，采取关闭进站总机关干管控制阀门，进行充压，将干管和进站压差控制在2 MPa 左右，利用管线压差提高气体流速将干管中的积液带出。

图1 防冻堵措施思维导图

表1 激动排液现场试验数据

为此优选以下5 类管线串接类型进行试验：

（1）管线输气量3×104m3/d～5×104m3/d，干管未串接其他单井管线；

（2）管线输气量3×104m3/d～5×104m3/d，干管串接数条单井管线；

（3）管线输气量1×104m3/d～3×104m3/d，干管未串接其他单井管线；

（4）管线输气量1×104m3/d～3×104m3/d，干管串接数条单井管线；

（5）压差大于0.3 MPa 的集气支线；

（6）气量小于10×104m3/d 的集气站。

经过近三年共计试验3 196 次，总计排液6 325 m3，有效率达到了78 %（压差下降0.1 MPa 以上或单次排液量大于1 m3为有效），平均单井压力降低了0.12 MPa，12 条往年易堵管线未发生冻堵或者冻堵频次降低，有73 口低产气井产能得到有效发挥，实现稳定生产（见表1）。

2.2 不断优化预注醇措施

2.2.1 预注醇公式的优选 通过改变管线压力，将管线内的积液清理出来，采取关闭进站总机关干管控制阀门，进行充压，将干管和进站压差控制在2 MPa 左右，利用管线压差提高气体流速将干管中的积液带出。

注入天然气系统中的甲醇，一部分与管线中的液态水混合，形成甲醇的水溶液，一部分与气体混合（防止气相中形成水合物），准确计算甲醇注入量时，需要考虑气相和液相中的甲醇量。

水合物形成温度降计算[1]：

式中：ΔT-水合物形成温度降，℃；t1-水合物形成临界温度，℃，由图2 可查得；t-天然气进站温度，℃。

图2 预测形成水合物的压力-温度曲线

当确定出水合物形成的温度降ΔT 后，可按下式计算液相中必须具有的抑制剂浓度X（质量百分数）：

式中：X-水溶液中抑制剂浓度，质量百分数；ΔT-水合物形成温度降，℃；32.04-甲醇相对分子质量；1 297-抑制剂常数。

甲醇注入量计算：

式中：Gm-甲醇注入量，kg/d；Gs-液相中甲醇量，mg/m3；Gg-气相中甲醇量，mg/m3；Q-天然气流量（标准大气压，20 ℃条件下），m3/d。

其中：

式中：Wf-日产水量与日产气量的比值，mg/m3；C-注入甲醇的浓度，质量百分数。

式中：α-甲醇在每立方米天然气中的克数与在水中质量浓度的比值，与温度和压力有关，可用下列经验公式计算：

式中：P-压力，MPa；T-温度，K。

2.2.2 现场试验情况 由于井口无两相计量，气井产液量无法测得，故这里只计算气相中甲醇的消耗量，即取Gs=0。以苏东站干管为例（25 口井，配产14×104m3/d），末端井场外输压力1.3 MPa，平均产气温度4 ℃，甲醇浓度95%。计算注醇量：根据外输压力及天然气相对密度（取0.6），由图2 查出水合物形成温度t1=2.5 ℃，则ΔT=（t1-t）+（3 ℃～5 ℃）=3.5 ℃，代入公式算出X=7.96%，根据压力和温度计算出α=4.66，可得Gg=390 mg/m3，将产气量Q 代入公式得Gm=5.26 kg/d，根据甲醇密度0.792 8 kg/L，即得出理论甲醇注入量为68.9 L/d，结合激动带液措施，适当降低预注醇量，不断摸索。

表2 苏东A 站a#干管预注醇制度

2016 年11 月～2017 年3 月苏东A 站a# 干管末端井共计预注醇20 次，253.9 升/次，消耗甲醇5 078 L，期间由于其他原因未能按制度执行，导致发生25 d 冻堵。2017 年11 月～2018 年3 月该干管气量降至11.8×104m3/d，理论计算需注醇58 L/d，共计预注醇33 次，消耗甲醇2 250 L，预注醇量下降56 %，未发生冻堵现象（见表2）。

表3 2018 年管线埋深不足下放后运行情况统计

表4 部分单井及干管改线后运行情况统计

2.2.3 试验效果 经过近5 年的摸索，同时结合激动排液试验，预注醇管线异常频次下降60 %，同时耗醇指标持续下降，2018 年冬季较2017 年冬季指标下降达24 %，2017 年相较于2016 年冬季甲醇使用量下降35.2 %，2018 年相较于2017 年冬季甲醇使用量下降13.5 %，优化管线预注醇是降低用醇量的关键。

2.3 其他防冻堵措施

2.3.1 对埋深不足的管线进行下放 由于苏里格气田地处毛乌素沙漠腹地，部分集气站自然环境恶劣，移动沙丘较大，造成管线埋深不足，针对此类管线，为了确保冬季正常运行，需在冬季生产过后及时巡线，对埋深不足管线进行下放。

经过对历年48 条单井下放管线统计，异常次数下降92 %，效果较好（见表3）。

2.3.2 对输送能力不足的管线进行改线 部分集气站由于地质情况分布不均，部分高产井集中在末端，加之气井串接影响，导致冬季生产压力较高，引发管线冻堵，针对此类情况，需及时进行分析研判，并及时进行改线，确保管线正常运行（见表4）。

2.3.3 对气量较大末端边远丛式井进行错峰生产 部分丛式井处在各集气站辐射交界处，且气量较大，运行压力较高，导致管线无法正常运行，对此种情况，采取错峰生产方式（即对该丛式井进行间歇开井），确保管线运行正常。

冬季中发现有此类干管4 条，采用此种方式生产，异常情况下降85 %，效果较好。

2.3.4 对出异物气井采取针对性措施 部分新井由于试气压裂返排率较低，井内出现异物堵塞，主要采取以下措施：

（1）积极与相关部门沟通，对此类井进行重新排液；

（2）白天放大产量带异物，晚上小产量运行或关停气井。

3 结论

（1）一是针对全年生产情况，总结出每年4～11 月进行气井排液、管线改线及下放，12 月至第二年4 月进行预注醇、激动排液、错峰生产及调节压缩机参数防冻堵的主动措施；二是摸索出各类冬季防冻堵措施实施要点；三是防冻堵措施越来越精细，针对性不断加强。

（2）对管线进行大数据分析，制定针对性措施。

（3）各类防冻堵措施要灵活使用，可组合使用，确保井、管线运行正常。

（4）由于各站工艺流程、管线连接方式略有不同，因此在制定防冻堵措施时，要综合考虑这些因素，并在实践中不断优化调整。