西南油气田公司川东北气矿宣汉作业区所属温(泉井)、黄(龙场)气田受所在地理位置和管网特征的影响, 天然气采输管线冬季生产时极易形成水合物, 造成地面管线和设备冰堵, 集输管线压力升高, 不仅直接影响了管线的正常运行和气井产能的发挥, 而且还带来了严重的安全隐患和环境污染问题, 增大了气田生产管理的难度。为保证温黄气田正常生产, 防止冬季生产发生水合物堵塞, 川东北气矿结合现场生产实际情况, 从堵塞原因分析、防治技术和管理等方面采用了多种防治措施, 使温黄气田冬季生产冰堵情况得到了根本性的改变。从2006年冬季开始实现了近4年来, 气田生产集输管道和场站设备“零冰堵”, 保证了冬季天然气的安全生产。
结合温黄气田的现场生产情况, 对造成水合物堵塞的原因进行了分析, 介绍了动力学水合物抑制剂CT5-54的现场试验情况及在水合物堵塞防治方面取得的成功经验与认识。
温黄气田地处山区, 位于四川盆地东北部, 地跨开江、宣汉两县, 地形由南(温泉井)到北(黄龙场)起伏较大, 集输管网地面海拔一般在400 m~700 m左右, 最高962.26 m。冬季常受西北冷空气的影响, 气候干冷, 年平均气温13.4℃, 历史最低温度-5.5℃。该气田于2003年4月投入开发(黄龙004-2井、黄龙001-X1井和黄金复线A段于2007年投产), 部分天然气气质组成见表 1。气田内部集输采用湿气输送方式, 即井口天然气经井站水套炉加热、节流降压、分离、计量后输往集气站, 经再次分离后进入集输干线输送到金山站。目前共有生产井12口、单井采气井站10座、集气站3座。共有采气管线10条、集输干线4条(黄金干线和黄金复线A、B段), 最高产气量230×104 m3/d, 主要管线生产运行情况见表 2。
由于温泉井和黄龙场气田地处高寒山区, 沿程管线各点高差较大, 冬季气温较低, 自2003年投产以来, 冬季生产地面集输管线和设备多次发生严重水合物堵塞, 导致集输管线压差增大, 被迫采取压产、关井、放空和通球等措施解堵。温黄气田在2004年1月至2006年3月生产期间, 累计因冰堵关井14次。其中, 温泉1-1~温泉2井管线冰堵3次, 温泉4~温泉1-1井管线冰堵1次, 黄金线(黄龙1井~金山站)冰堵2次, 黄龙4井~黄龙1井管线冰堵8次(2005年11月至2006年3月, 发生3次), 发生冰堵尤为频繁和严重。2005年11月17日黄金线发生的冰堵最为严重, 导致上游黄龙8井关井3小时40分, 黄龙10井关井2小时35分, 使作业区减产天然气20×104 m3, 影响天然气产量25×104 m3, 放空损失气量2.0×104 m3。据初步统计, 2003年发生冰堵13次、2004年发生冰堵7次、2005年发生冰堵4次。随着作业区冬季冰堵防治措施的不断完善, 温黄气田冬季生产集输管线的水合物堵塞情况大为好转, 冰堵次数逐年下降。从2006年冬季开始, 近4年冬季生产地面集输管道和场站设备基本实现了“零冰堵”。
根据温泉井、黄龙场气田生产集输条件及冰堵情况调研, 分析认为, 造成温黄气田地面生产集输管道和设备冬季生产发生水合物堵塞的原因主要有:
(1) 管网输压较高、输气温度大大低于水合物形成温度。在天然气湿气输送过程中, 压力和温度是决定水合物形成的关键因素。天然气输送压力越高, 其水合物形成温度越高。温黄气田天然气水合物预测形成温度见表 3所示。一方面, 由于温黄气田处于川渝气田集输管网上游末端, 采输管线输气压力较高; 另一方面, 由于温黄气田地处高寒山区, 冬季大气温度(一般在-5℃~5℃)和地温(一般在3℃~7℃)较低, 集输管线未采取保温措施, 加上天然气输送过程中在阀门、弯头、分离器元件、汇管、三通、孔板等处产生节流降温, 造成集输管线输送温度(一般在3℃~10℃)大大低于7 MPa~8 MPa输压条件下的水合物形成温度11℃~14℃。
(2) 管线沿途高低起伏较大, 导致管线积液。管线积液是导致温黄气田冬季生产管线发生水合物堵塞的重要原因。一是由于受气田运输条件限制, 气田水无法及时运输, 被迫采用气液混输方式生产, 或由于井口温度较高, 出站计温较高和分离效果较差, 导致管线中产生大量凝析水或游离水; 二是由于温黄气田集输管线穿越高山峡谷, 沿途高低起伏较大, “U”管密集, 使集输管道内大量凝析水或地层水无法随天然气带走, 而聚积在管线低洼处, 上述两方面原因不仅使天然气和积液形成段塞流, 导致流动阻力增大, 更重要的是由于积液造成管道流通面积减少产生节流效应致使天然气温度降低, 最终形成大量水合物造成管线堵塞。如黄龙4井~黄龙1井生产管线和黄金干线等集输管线发生的水合物堵塞。
(3) 防冻剂加注制度和加注工艺不完善。加注防冻剂是防止水合物堵塞的重要手段。由于以下几方面的原因, 导致温黄气田冬季生产不能较好地进行防冻剂加注, 达不到水合物堵塞防治效果。一是由于部分井站和管线无正规的防冻剂加注装置, 无法正常加注防冻剂。二是由于受加注设备限制, 只能采用间歇式加注工艺。由于加注泵量程过大, 每次加注时间较短, 间隔时间太长, 造成管线中防冻剂分布不均匀, 局部过量, 达不到防冻效果; 三是由于防冻剂种类选择、加注量和加注周期不合理, 缺乏科学性, 随意性大; 由于冬季温度较低时乙二醇药剂粘度较高, 加量过大时不但不能充分发挥防冻效果, 反而容易导致管线积液, 流动阻力增加或堵塞。四是清管周期过长, 未及时组织清管排污。
(4) 站内清管收球排污系统和放空系统设计不合理。部分井站存在站内清管收球排污系统和放空系统设计不合理的现象。由于未设计单独的排污管道, 在采用清管收球阀进行清管作业时, 其排出的污物只能带到下游管道中或直接排放在阀室内, 同时泄放的天然气也聚集在阀室内, 大大增加了操作人员的危险性。另外, 部分井站阀室内的放空系统设置在清管球阀之前, 当需要对输气支线进行降压通球作业时, 由于放空系统设置的位置不当, 容易出现在放空引球过程中将清管球吸入旁通管道的情况, 从而导致事故发生, 无法进行正常的清管通球作业。
(1) 黄龙4井生产管线基本情况。黄龙4井天然气中H2S含量为12.12 g/m3, CO2含量为49.98 g/m3, 在7 MPa~8 MPa输压条件下的水合物形成温度为12.03℃~13.17℃。该井天然气产量为25.0×104 m3/d, 产水量为1.0 m3/d, 出站计温控制为18℃, 输气压力为8.17 MPa左右。井口采出的天然气经黄龙4井站内水套炉加热、节流降压、分离、计量后输往黄龙1井, 在黄龙1井集气站经再次分离后进入黄金线输送到金山站。黄龙4井~黄龙1井采气管道为φ108×6, 长度为2.8 km, 管道海拔高程在428 m~712 m, 沿线高低起伏较大, 最大高差达290 m左右。黄龙4井~黄龙1井集气管线沿程走向如图 1所示。
(2) 黄龙4井生产管线冰堵情况。由于冬季气温较低(白天室外平均气温为4℃~6℃, 夜晚室外平均气温为0℃~2℃), 自2003年4月5日投产以来, 黄龙4井站外集输管线多次发生水合物堵塞, 每次发生冰堵后被迫关井、放空降压解堵。为防止管线发生冰堵, 进入冬季生产以后, 作业区严格执行防冻剂加注制度, 每天分4次加注乙二醇40 kg~70 kg, 并加强清管通球作业, 平均每3天清管1次, 但2005年冬季生产该管线仍发生3次严重冰堵情况, 导致黄龙4井出站管线输压上升。发生冰堵后虽然作业区对防冻剂加注量作了适当调整, 但每次清管作业时都从管线里清出大量块状水合物。
(3) 现场试验情况及结果。为了防止黄龙4井生产管线2006年冬季生产再次发生水合物堵塞的情况, 同时考察天然气研究院研发的动力学水合物抑制剂产品CT5-54抑制水合物形成的效果。2006年12月7日至2007年2月13日, 在黄龙4井~黄龙1井生产管线上进行了动力学抑制剂CT5-54和乙二醇加注的对比应用试验。药剂加注系统由药剂储罐、小排量高压注射计量泵和雾化装置等部分组成。现场试验分三阶段进行, 第一阶段加注药剂为乙二醇, 加注方式为24 h连续加注, 每天加注45 kg; 第二阶段加注药剂为动力学抑制剂CT5-54, 采用间歇式加注, 每天加注10 kg, 加注时间为20:00~9:00;第三阶段采用24 h连续加注动力学抑制剂CT5-54, 每天加注10 kg。具体试验内容及条件如表 4所示。
从试验结果来看, 无论是加注热力学抑制剂乙二醇, 还是加注动力学抑制剂CT5-54, 生产管线均未出现水合物堵塞现象。采用连续加注乙二醇, 其清管周期从原来的3天延长至7天, 但清管过程中发现管线内有少量水合物, 并且出现卡球现象, 清管过程中管线压力上升到8.35 MPa, 最高升到8.5 MPa, 被迫采取黄龙4井压产和黄龙1井放空引球, 清管球运行时间为73 min。而加注动力学抑制剂CT5-54, 管线清管周期可延长至14天, 并且清管通球作业顺利, 整个过程没有关井压产和放空引球, 通球未排出固体水合物。可见, 动力学抑制剂CT5-54对黄龙4井低含硫天然气水合物有较好的抑制效果, 在药剂加量为10 kg/d~15 kg/d、输气温度为7℃~8℃和输气量为25×104 m3/d条件下, 能满足黄龙4井天然气水合物形成防止需要, 保证在生产集输过程中不发生冰堵, 药剂加量较乙二醇可降低三分之二, 清管通球周期可延长一倍, 达到14天以上。
(1) 熟悉掌握管网生产运行流程, 加强管网运行压力监控和分析。根据软件模拟计算输送管网各节点压力和持液量, 合理调配各气井产量和各集输管线的输气量, 充分发挥各单井产能和各集输管线的输送能力, 提高管输效率。
(2) 运用先进的SCADA系统, 加强对冬季生产易堵重点管线及地面设备的生产运行情况(压力、压差、温度、输气量和产水量)监控, 对异常情况进行跟踪分析判断, 一旦发现有异常情况, 应立即采取防冻措施。
(3) 完善防冻剂加注、计温控制、清管通球、排污及加热保温措施等管理制度, 做到层层落实。
(4) 提前做好防冻剂、清管球(器)、备用加注泵(维修配件)、发电机及油料、应急抢险物资等的采购和储备工作。
(1) 对现有集输场站及管线冬季生产的不适应进行改造, 站内设置收发球装置、防冻剂加注口和温度、压力监测装置、保证防冻剂加注、清管通球等水合物防治措施的实施。
(2) 对集输站场设备汇管、三通、弯头、分离器分离头和积液包等节流部位易发生冰堵的地方做好加热保温工作, 必要时安装临时电伴热装置。
(3) 采用小排量连续加注工艺进行防冻剂加注, 对于不具备加注条件的井站, 可采用“少量多次”的间隙式加注方式进行防冻剂加注, 防止局部过量, 以保证加注效果。
(1) 温黄气田天然气在7.0 MPa~8.0 MPa输压条件下, 其水合物形成温度一般在10℃~14℃, 当大气温度持续低温, 输气温度低于集输压条件下水合物形成温度2℃~3℃时, 应及时启动防冻剂加注制度。
(2) 加强对各单井站计量控制, 出站计温控制以高于水合物形成温度3℃~5℃为宜, 防止因出站气温过高在管输过程中产生大量凝析水, 增加管输流动阻力或形成水合物堵塞管线。
(3) 结合每条管线的输气量、管内产水量(游离水和凝析水)和沿途落差变化等实际情况制定合理的防冻剂加注方案, 并根据实际防冻效果和气温变化情况对药剂加量和加注周期进行摸索调整。
(4) 采用药剂加量较小的动力学抑制剂CT5-54和乙二醇混合加注, 以降低药剂加量, 减少管内积液, 降低管输流动阻力。
(1) 加强站内分离器和汇管的分离排污, 防止大量游离水带入下游管线, 造成管线积液或冰堵。
(2) 加强冬季生产管线的清管作业, 根据管输生产压差变化及清管通球管内积液和水合物情况, 合理确定清管通球周期和清管工具。
(3) 在实际生产运行过程中, 根据气象资料、收录的管道起末端温度及每次清管通球前后所采集的压力、污水量数据及效果进行分析, 及时调整通球周期。一般湿气输送管道做到每10~15天通球一次, 落差较大的易堵管道每5~7天通球一次。通球时采用赶水效果好的进口泡沫清管器。
(4) 在冬季通球时, 通球前后在管线中加注一定量的水合物抑制剂, 便于通球的顺利进行, 增加管线低洼处积液的水合物抑制剂浓度, 防止水合物形成。
通过上述水合物防治综合措施的实施和应用, 自2006年冬季生产以来到2009年, 温黄气田冬季生产未发生一次冰堵情况, 取得了较好的防冻效果, 生产气井、集输管道及场站设备基本实现了“零冰堵”, 保证了宣汉作业区的冬季安全生产。
2010, Vol. 39 Issue (4): 335-338
2010, Vol. 39 Issue (4): 335-338