莊園 曹純，何春燕 曾力

(中石化西南油氣分公司采氣二廠，四川 閬中 637400) (中石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610041) (中石化西南油氣分公司采氣二廠，四川 閬中 637400)

元壩氣田位于四川省蒼溪縣及閬中市境內(nèi)，是部署在川東地區(qū)長興組儲(chǔ)層礁、灘體控制的含硫氣藏。氣藏平均埋深6673m，動(dòng)用區(qū)域含氣面積66.81km2，動(dòng)用儲(chǔ)量639×108m3，H2S體積分?jǐn)?shù)為2.7%～8.44%(平均為5.53%)，CO2體積分?jǐn)?shù)為3.12%～15.5%，天然氣相對(duì)密度為0.5883～0.7547(平均為0.6565)，天然氣臨界壓力為4.6564MPa、臨界溫度為191.32K。元壩氣田是迄今為止世界上氣藏埋藏最深、開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)最大、建設(shè)難度最高的酸性大氣田，具有超深、高溫、高壓、高含H2S、儲(chǔ)層縱橫向變化大、氣水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)[1,2]。

元壩氣田自2014年12月投產(chǎn)試運(yùn)行以來，地面集輸系統(tǒng)的部分管道出現(xiàn)了不同程度的堵塞現(xiàn)象。如果該類問題不能得到有效的解決，不僅會(huì)影響氣田的正常生產(chǎn)，降低集輸系統(tǒng)的安全性，甚至可能會(huì)導(dǎo)致重大安全環(huán)保事故的發(fā)生。

1 場(chǎng)站工藝管道堵塞現(xiàn)狀

1.1 場(chǎng)站集氣管道堵塞現(xiàn)狀

元壩氣田投產(chǎn)初期，由于酸液返排量大，部分井站水套爐熱效率低，節(jié)流閥開度設(shè)置不合理等因素，有形成水合物的有利條件。加上氣體組分中含H2S和CO2組分會(huì)提高水合物的臨界溫度，當(dāng)場(chǎng)站集氣管道的溫度長時(shí)間低于水合物臨界溫度時(shí)，在節(jié)流閥附近、彎頭、管道低洼處容易形成天然氣水合物而堵塞管道。

1.2 污水管道堵塞現(xiàn)狀

集輸場(chǎng)站內(nèi)的污水管道主要有：分酸分離器至酸液緩沖罐、污水緩沖罐至污水汽提塔、多相流分離計(jì)量撬、生產(chǎn)分離器污水管道、收發(fā)球筒排污管道至火炬分液罐/污水緩沖罐管道。污水管道的堵塞容易造成多相流計(jì)量撬、生產(chǎn)分離器無法正常排液，無法實(shí)現(xiàn)氣水分輸功能，將污水帶至下游管道，容易造成下游管道的腐蝕加劇和下游場(chǎng)站的污水量增大。污水中的單質(zhì)硫、泥沙、緩蝕劑及柴油等物質(zhì)在污水緩沖罐內(nèi)聚積、交聯(lián)、反應(yīng)，形成了一種黑色的垢體，其中密度較大的物質(zhì)(如泥沙等)沉積在罐體底部，而密度較小的物質(zhì)(如油污及緩蝕劑等)累積在罐體內(nèi)壁；垢體的存在不但會(huì)減少污水緩沖罐的有效容積，而且還會(huì)造成垢下腐蝕甚至穿孔，給罐體的正常運(yùn)行帶來極大的安全隱患，嚴(yán)重時(shí)將導(dǎo)致停產(chǎn)。

2 堵塞原因分析

2.1 水合物

天然氣水合物形成受溫度、壓力以及天然氣的組分等因素有關(guān)，一般要具備以下 3 個(gè)條件[2]：①天然氣中有液態(tài)水存在或含有過飽和狀態(tài)的水汽—水分、小分子、烴類、H2S、CO2等；②采輸過程的低溫和高壓條件符合形成穩(wěn)定水合物的要求；③氣體壓力波動(dòng)或流向突變產(chǎn)生擾動(dòng)或有形成水合物的結(jié)晶中心。

元壩氣田開井前井口油壓分布在47～50MPa左右，油溫10℃以下。場(chǎng)站采用“三級(jí)節(jié)流”設(shè)計(jì)，需要將管線外輸壓力控制在6MPa左右，節(jié)流閥前后會(huì)產(chǎn)生明顯的焦耳-湯普森效應(yīng)，而水套加熱爐只對(duì)三級(jí)節(jié)流閥前后的管道進(jìn)行加熱。元壩氣田自投產(chǎn)以來，井口一級(jí)節(jié)流后壓力主要集中在22～30MPa，二級(jí)節(jié)流后壓力在10～15MPa，三級(jí)節(jié)流后壓力受外輸氣量和管網(wǎng)距離的影響控制在5.5～8MPa。因此考慮各井H2S、CO2的含量和各級(jí)工藝管道壓力的差異，通過HYSYS模擬計(jì)算，一級(jí)節(jié)流后溫度22～26℃，二級(jí)節(jié)流后溫度18～20℃，三級(jí)節(jié)流后溫度14～19℃為水合物的臨界溫度。當(dāng)溫度未達(dá)到水合物臨界溫度之上時(shí)有形成水合物的條件，特別是在節(jié)流壓降處、管道彎頭處尤其明顯[3]。

2.2 儲(chǔ)層滯留液體

在鉆遇長興組主力產(chǎn)層時(shí)部分井站發(fā)生了鉆井液漏失情況，滯留在地層中的鉆井液會(huì)堵塞裂縫和基質(zhì)孔隙，降低近井地帶的滲流能力。同時(shí)大量鉆井液中的有機(jī)添加劑、重晶石會(huì)與地層水反應(yīng)，形成沉淀物。

在氣井投產(chǎn)初期返排的酸液和漏失泥漿會(huì)攜帶大量高分子聚合物、濾餅、殘?jiān)?、反?yīng)沉淀物至地面集輸管線，其黏度大、流動(dòng)性差、固體顆粒含量高、能生成鹽垢等特性，容易引起地面集輸系統(tǒng)的儀表、排液管道和閥門等部件的堵塞。

2.3 流程伴注液體

為了防止場(chǎng)站工藝管道腐蝕和水合物生成，氣井生產(chǎn)過程中伴注了防凍劑、緩蝕劑。根據(jù)目前使用的緩蝕劑存在遇水反應(yīng)生成絮狀結(jié)塊物質(zhì)的特性，進(jìn)行了緩蝕劑與蒸餾水的配伍性試驗(yàn)，緩蝕劑和蒸餾水按照1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1的體積比混合。結(jié)果表明，前5種比例緩蝕劑遇水后立即乳化，由黑褐色變成乳白色產(chǎn)物，后4種比例緩蝕劑遇水?dāng)嚢韬笕榛?，顏色偏黃且緩蝕劑濃度越大反應(yīng)產(chǎn)物越稠，容易吸附產(chǎn)出液中的各類雜質(zhì)等，導(dǎo)致混合液具有黏度大、溶解性差、流變性差、固體顆粒含量高的特點(diǎn)，引起地面集輸系統(tǒng)的儀表、管線和閥門等部件的堵塞。

2.4 硫沉積

硫沉積在地下會(huì)堵塞井筒并影響產(chǎn)能，在地面的集輸系統(tǒng)會(huì)引起管道或設(shè)備的堵塞或嚴(yán)重腐蝕現(xiàn)象，影響高含硫氣田的正常生產(chǎn)[3,4]。此外，硫沉積會(huì)影響緩蝕劑成膜厚度，降低緩蝕劑成膜保護(hù)作用。硫沉積還可能引起硫化鐵垢的生成，其較弱的保護(hù)性、黏附性以及多孔透氣性會(huì)引起更嚴(yán)重的腐蝕，讓氫原子滲透引起氫損傷[5，6]。

通過計(jì)算井筒酸氣流速是否大于元素硫的臨界懸浮速度來判斷，在目前的地層條件、井口壓力和氣井的產(chǎn)量下，井筒中析出的元素硫并不會(huì)沉積，而是被高速流動(dòng)的氣體攜帶進(jìn)入地面集輸系統(tǒng)中，直至在分離裝置內(nèi)捕獲，或在集氣管道彎頭、節(jié)流壓降處、污水管道處逐漸沉積下來。隨著氣井采出程度的增加，地層壓力及產(chǎn)氣量的下降，硫沉積堵塞是不可忽視的重要問題。

3 解決措施及對(duì)策

為了從根源上減少形成的堵塞物，有效降低場(chǎng)站工藝管線的堵塞幾率。需要從加強(qiáng)垢物分析、定期沖砂作業(yè)、加注硫溶劑、加強(qiáng)排酸監(jiān)測(cè)等4個(gè)方面進(jìn)行應(yīng)對(duì)，達(dá)到“防治結(jié)合”的目的。

3.1 加強(qiáng)垢物分析

目前僅通過離子滴定法分析產(chǎn)出液礦化度和少量的垢物溶解性試驗(yàn)，難以得到各類堵塞物的具體成分和反應(yīng)過程。因此有必要加強(qiáng)試驗(yàn)分析，正確分析出地面集輸管道中的堵塞物化學(xué)成分，為后續(xù)解防堵提供更準(zhǔn)確的參考。同時(shí)還需要從以下4個(gè)方面開展相關(guān)工作：①對(duì)于固相堵塞物采取X衍射、掃描電鏡等方法，觀察堵塞物的元素成分與顆粒大??；②對(duì)黏稠狀絮狀堵塞物開展溶解性試驗(yàn)和加溫試驗(yàn)，了解其流變性能和揮發(fā)性能，對(duì)電伴熱的溫控優(yōu)化也有指導(dǎo)作用；③對(duì)于無法常規(guī)測(cè)定的有機(jī)堵塞物，可采用IR紅外光譜和MS質(zhì)譜儀來確定堵塞物具體的有機(jī)組成，再研究相應(yīng)的有機(jī)互溶劑；④緩蝕劑與蒸餾水的配伍性試驗(yàn)不能代表氣井的實(shí)際生產(chǎn)情況，還需要進(jìn)一步分析緩蝕劑與返排酸液、高礦化度地層水、凝析水以及防凍劑(硫溶劑)之間的互配性，分析是否存在不互配情況形成的高黏度產(chǎn)物。

3.2 定期沖砂作業(yè)

由于分酸分離器、酸液緩沖罐、污水汽提塔和火炬分液罐、污水管道等分離的液體黏度大、流動(dòng)性差且含有大量的固體顆粒物，容易造成設(shè)備和污水管道堵塞。

沖砂作業(yè)是發(fā)現(xiàn)撬塊無法正常氣液分離或污水管道嚴(yán)重堵塞的情況下才利用這些設(shè)備的沖砂口進(jìn)行施工。有必要總結(jié)沖砂作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，摸索各橇塊及管道的積砂規(guī)律，制定出最佳容器設(shè)備沖砂周期和整套沖砂方案。定期沖砂作業(yè)可以保證分離容器內(nèi)部的清潔，排出沉積物、滯留物，同時(shí)應(yīng)對(duì)沖砂解堵廢水單獨(dú)裝車收集，避免進(jìn)入集輸流程。

3.3 加注硫溶劑

在氣井投產(chǎn)初期元壩氣田集輸管道已發(fā)現(xiàn)單質(zhì)硫沉積堵塞的情況，隨著氣井地層壓力的下降單質(zhì)硫析出的程度會(huì)更嚴(yán)重。發(fā)生單質(zhì)硫堵塞工藝管道后，利用氣體吹掃和管道加溫的方法難以有效地解除堵塞，而拆卸清洗的方法會(huì)影響氣井正常生產(chǎn)。各采集氣站在分酸分離器與加熱爐之間已預(yù)留有硫溶劑加注口，可利用該預(yù)留口實(shí)現(xiàn)硫溶劑的連續(xù)加注，防止逐步沉積的硫單質(zhì)堵塞工藝管道。

3.4 加強(qiáng)排酸監(jiān)測(cè)

由于前期殘酸返排期間含有大量的漏失鉆井液和破膠壓裂液，高分子聚合物殘?jiān)^多，容易堵塞集輸管道。因此在殘酸返排期間，應(yīng)加強(qiáng)返排酸液的取樣分析其Cl-和pH值變化，及時(shí)跟蹤各井酸液返排情況，提前做好各項(xiàng)防堵、解堵措施，保障氣井的平穩(wěn)生產(chǎn)。

4 結(jié)論

從高含硫氣藏的特殊性出發(fā)，結(jié)合場(chǎng)站集輸流程，分析了目前元壩氣田集輸場(chǎng)站工藝管道的堵塞現(xiàn)狀，探討了堵塞物形成原因，提出了具體的解堵措施及對(duì)策。

1)目前元壩氣田場(chǎng)站工藝管道堵塞主要有集氣管道和污水管道，引起工藝管道堵塞的原因非常復(fù)雜,主要有水合物、儲(chǔ)層滯留液體、流程加注液體、硫沉積等。

2)結(jié)合各井H2S、CO2含量和各級(jí)工藝管道壓力的差異，通過HYSYS模擬計(jì)算分析出天然氣水合物形成的臨界溫度：一級(jí)節(jié)流后22～26℃，二級(jí)節(jié)流后18～20℃，三級(jí)節(jié)流后14～19℃。當(dāng)溫度未達(dá)到水合物臨界溫度以前有形成水合物的條件，特別是在管道彎頭、節(jié)流壓降處尤其明顯。

3)針對(duì)集輸管道堵塞現(xiàn)狀，提出了加強(qiáng)垢物試驗(yàn)、定期沖砂作業(yè)、加注硫溶劑、加強(qiáng)排酸監(jiān)測(cè)等4個(gè)方面應(yīng)對(duì)的措施及對(duì)策，能有效地減少垢物沉淀，達(dá)到解堵、防堵效果。