浅析生产现场管道堵塞原因分析处理及预防措施

浅析生产现场管道堵塞原因分析处理及预防措施

陈兰1唐明2柳茂1王明勇3牛彬4黄勇5

1西南油气田公司蜀南气矿泸州采气作业区四川泸州646000；2西南油气田公司川中油气矿潼南项目部四川遂宁402660；3西南油气田公司司蜀南气矿安岳采气作业区四川安岳42350；4西南油气田公司川西北气矿江油采气作业区四川江油621700；5西南油气田公司川东北气矿达州采输气作业区重庆达州635000；6西南油气田公司重庆气矿开州作业区重庆开县405400

摘要：本文主要针对在天然气管道输送过程中，由于管道的堵塞导致输送效率降低，存在安全隐患等因素进行堵塞原因分析。提出在对部分管道堵塞采取解堵措施一些认识和建议，目的是解决目前部分管道堵塞隐患，采取控制措施有效预防堵塞提高管道输送效率，确保气井正常生产及天然气的安全平稳连续输送，持续有效推进企业的高效发展。

关键词：管道；堵塞；解堵；预防

天然气输送主要分为管道输送和非管道输送两种方式，非管道输送又分为液化输送、压缩输送两类。管道输送因其具有输送量大、可连续输送、操作方便、安全可靠、无污染、经济成本低等优点，在天然气矿场集输得以广泛应用。但在管道输送过程中经常会发生各种堵塞，影响气井正常生产和平稳供气，因此开展输气管道堵塞原因分析和处理，对于确保气井生产、集输的正常运行有着重要的意义。本文就以一生产场站外输管道堵塞作为案例进行分析并提出处理方案及预防措施。

一、场站管道基本情况

一集气站管理4口气水同产井，4口井气液混输至场站，由场站一台φ600卧式重力式分离器进行气液分离，再计量、调压后外输至下游外输站和联合站。集气站产气6.0×104m3/d，产水30m3/d，产油0.6T/d，工作压力6.0MPa，外输管道运行压力为1.50MPa，日输气量为2.0×104m3/d，其余气量输送至联合站。集气站至下游外输站管道，规格型号φ88.9×5×11.96，埋深80cm，管道沿途起伏多、高差较大（最高达200米）。

二、发生管道堵塞经过和造成危害

1.堵塞情况经过

在管道运行6个月后，进行清管通球作业，发球后，后端压力迅速升高，前端压力降低，初步分析在离站场不远处球有卡阻现象，通过前端降压后端提压等方式解卡，球均未运行，判断球已卡死堵塞管道。进行多次计算后确定卡点，顺利找到卡球位置，清管球卡死在管线内，由于管底有沉积物导致清管球无法运行，软化管底沉积物取出观察未白色的盐类结晶体。

2.管道结垢堵塞会造成危害

2.1流通面积减小造成压力损失，起点和终点压差增大，管输阻力增大，输送效率降低。

2.2管道结垢后，清管作业会造成卡球现象，无法清管作业，导致管道堵塞越来越严重。

2.3沉积物质会诱发管道局部腐蚀，导致管道漏失频繁，存在安全隐患。

2.4结晶物带入下游设备，导致下游设备功能失效（调压阀失效、变送器参数失真等）影响平稳供气，安全风险大。

三、堵塞原因分析

1.气液分离不彻底。所有单井产气全部在场站混输，场站只采用一台φ600卧式重力式分离器工作，气液混合流体经进口管进入分离器进行气液分离，重力式分离器一般可以分离直径为10-30μm及以上的固体或液体颗粒，对于小于10μm的液固体分离效果不佳。由于气液混合物只进行了一次重力式分离，气液分离不彻底，少量液体颗粒会随气流携带到输气管道中，在管道低洼处形成聚积。

2.气田水矿化度高。根据气田水分析报告显示，气田水中含有钾、钠、钙、镁、钡等离子，其中钾离子含量未1326mg/L，纳离子含量为66702mg/L，钙离子含量为25750mg/L，镁离子含量为3249mg/L，钡离子含量为1402mg/L，氯离子含量为1011052mg/L，矿化度233.4g/L，7481.005mmol/L，PH值为5.6。说明气田水的矿化度较高，存留在管道中的气田水会析出无机盐类白色结晶物，在管道低洼处和弯头气流改变方向位置，形成沉淀逐渐析出结晶物结垢形成堵塞。

3.生产参数的影响。由于温度、压力和油气水平衡状态的改变，地层采出流体中富含的成垢离子浓度发生变化，容易造成无机盐类的沉积，产生结垢情况。

3.1温度改变易结垢盐类的溶解度。垢在水中的溶解度随温度变化，随温度的升高而降低。盐类垢中易碳酸盐为主，随着温度升高，沉淀析出明显。

3.2压力对结垢的影响。压力降低可以促进结垢，在管道输送过程中，压力都会逐渐降低，结垢呈上升趋势。

3.3流速对结垢的影响。污垢增长率随着流体速度增大而减小。流速增大可增加污垢沉积率，流速增大所引起的剥蚀率的增大更显著。流速降低时沉积概率增大，管道结垢的概率增大，特别是结构突变的部位如：弯头、阀件、管道的底洼处等。

3.4PH值对结垢的影响。提高溶液的PH值，碳酸盐溶解并迅速结晶，使结晶污垢热阻增大，促进污垢的生长。PH值太低，会加大腐蚀，产生腐蚀垢，推荐范围为：6.5～8.0。

4.地形地貌的影响。管道沿途为丘陵地带，起伏多、高差较大（200m），当管道内流体压力不高气量较小流速低时，液体容易在低洼处沉积，逐渐形成沉积物结垢堵塞管道。

5.管理制度不合理。清管通球作业周期不合理，6个月一次清管周期间隔时间太长，不能及时有效清除管内沉积物，管道形成结垢物后更无法进行清管作业，导致管道堵塞加剧。

四、管道解堵的处理方案

1.注水解堵。用清水泵在管道内连续注入热水或清水扫线，水与管道内的无机盐类充分接触，溶解管道内无机盐类，解除管道初期形成的沉积物。

2.药剂解堵。加入化学药剂，根据结垢物质的化学性质，采取HRS复合解堵剂，专门降解各类高分子聚合物和无机盐类解堵剂，在管道输送过程中连续加入，有效的溶解结垢成分并随气流带出。

3.组合解堵。化学解堵和清管组合解堵，先将解堵剂溶液注入管道静置一段时间，让溶剂与结垢物充分接触，使结垢物脱离管壁并溶解。通过清管器对管道进行清管作业，清理管道内的溶解物，以达到彻底解除管道堵塞的目的。

4.换管解堵。当管道完全堵死，无法实施其他方法时，采用更换堵塞管段的方法解除堵塞。现场采用计算法，堵塞点距起点位置可采用气体状态方程式进行估算（可不考虑温度系和压缩系数），初算堵点距离（可进行多次充放气量，更准确计算堵点的位置），并与管道起伏高差确定堵塞点位置，选取计算点附近低洼处为切割点。

五、预防堵塞措施

1.场站优化。

1.1增加一台过滤式分离器与现有重力式分离器串联使用。过滤式分离器主要由筒体、储液罐、滤芯、除雾器、快开盲板等几部分组成，滤芯能过滤较大颗粒的液固杂质，有雾沫的气体随流速降低与捕雾器的丝网发生碰撞，在丝网上凝结成较大的颗粒沉降到储液罐，有效的分离小分子液滴，避免含水分子的气体进入下游管道。

1.2安装一套脱水脱烃撬装设备，降低天然气烃露点和水露点，防止液体进入下游管段，从源头上消除了沉积物。

1.3安装加药设备。在出站管道安装加注解堵剂装置，便于后期的药剂加注。

2.管道优化。在出站管道低洼处加旁通管段，增加可拆卸样品检测段，定期拆除样品管段，检测管段结垢程度和结垢物的成分，根据样品段管道沉积物成分确定预防沉积物措施，检验措施效果，根据沉积物的数量制定合理的生产制度，更效预防控制管道堵塞。

3.管理优化。加密清管作业周期，根据管输效率及清管物分析制定清管制度，定期进行清管作业，有效清除管道内的污物，防止沉积结垢形成堵塞。

六、结束语

管道堵塞是生产中经常会发生的异常情况，也是制约现场稳定生产的一项难题。由于产生堵塞的原因多种多样，处理措施也各有不同，不能一概而论，本文针对其中一类管道堵塞进行了原因分析并提出相应处理措施和预防措施，根据现场生产实际情况，可采取几种措施同时进行以提高措施效果。

参考文献：

[1]《重力式油水分离器的分离特性研究》《石油学报》2006.27（6）112-115

[2]《采气工程》《采气地质》1990.10

[3]《采气工》2008.12