《管线解堵探讨》word版

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1、管线解堵探讨杨向东靳锁宝徐文龙张丹采气三厂作业一区摘要苏14井区在冬季生产运行过程中，经常发生管线冻堵、气井停产，严重影响了气井、集气站的正常生产。本文针对苏14井区井口及站内管线冻堵问题，分析了管线解堵常用的一些方法以及存在的问题并提出几点建议。关键词苏14井区冻堵解堵方法一、工艺简介苏里格气田地面工艺模式主要采用“井下节流、井口不加热、不注醇、管线不保温、中压集气、带液计量、井间串接、常温分离、湿气输送、二级增压、集中处理”。1、井口工艺简介其中井口工艺如下图所示：图1井口工艺流程简介夏季在压缩机没有启用的情况下，高压天然气在井下2000米左右，经井下节流器节流，控制采

2、气井口气流压力运行在2.8-3.0MPa，产出的天然气通过采气树、紧急截断阀、流量计、截止阀等设备以及枝状分布的单井管线汇入集气干管，集气站，气流进站压力维持在2.8MPa左右。冬季在压缩机正常启用的情况下，井口气流压力运行在1.3MPa左右，气流进站压力维持在1.0MPa左右。2、站内工艺简介井口天然气通过井间管网串接汇入8条集气干管，经进站区汇合后，分别由2个进站闸板阀控制进入集气汇管，输往分离器区。另外，各条干管也可进行单独放空，汇合至放空总管。经过分离器分离后的天然气，夏季不需要压缩时直接通过外输计量区计量外输，冬季经过分离后的天然气通过压缩机压缩后再经过外输计量区

3、计量外输。二、管线冻堵分类及常见解堵方法1、管线冻堵的分类根据生产实际情况来看，在苏14井区管线冻堵主要有以下几类：水堵、冰堵以及水合物冻堵。水堵主要是由于天然气中携液能力差，管线沿途起伏而发生管线水堵，管线 中的积液又得不到及时排出，导致堵塞；如果气温比较低的话，管线内的积液就会冻结成冰，造成管线冰堵；管线发生水合物冻堵主要是由于天然气中的某些成分与水在高压、低温的环境下形成的笼型冰状固体化合物，造成管线冻堵。其中冰堵水合物冻堵在冬季是比较常见的，而水堵则在夏季经常发生。  图2苏14-2集气站流程图    2、常见解堵方法管线发生水合物以及冰堵，常用的解堵方法有：注醇解

4、堵、放空解堵、开水浇汤以及用蒸汽车吹扫解堵等；管线发生水堵后常用的解堵方法就是注醇解堵和放空解堵。三、管线冻堵部位在苏14井区的生产运行过程中，我们发现冬季是管线冻堵频率最高及程度最严重的季节，单井井场、站内流程等多处管线发生冻堵，严重影响生产的平稳、安全运行。下面就经常发生冻堵的管线部位做一个归类分析：1、单井管线冻堵单井管线冻堵主要是由于高压、低温的环境促使天然气中的某些成分与水发生反应生成水合物。若截断阀未起跳座死、井口油压升高，地面管压较低，则井口针阀至截断阀间管线冻堵，若截断阀起跳座死，则截断阀下游冻堵。具体位置需根据气井放空解堵及气井开井判断。气井放空后，注醇开

5、井，如能开井成功，则截断阀至截止阀水合物堵塞。放空后，若注醇量大于截止阀至井口放空阀管容量，甲醇浸泡一段时间后开井成功，则水合物堵塞情况较多；冬季生产时如果浸泡时间较长，不能成功开井，则截止阀下游管线水合物堵塞情况较为严重，或因井口距离集气站管线较长，管线内积液无法带出发生水堵。2、集气干管冻堵干管冻堵主要是由于高压低温环境下造成的，干管冻堵部位及程度可根据注醇、开井效果来判断，若果对干管放空注醇后，开井效果不明显，则表明干管冻堵情况较为严重，冻堵部位离集气站也是比较远的。3、站内管线冻堵从07年11月至08年2月集气站的生产情况来看，站内多条管线发生冻堵，包括：自用气管线

6、、排污管线、放空管线以及仪表风管线等。井口来气由于节流后，进入站内温度比较低，加上气温比较冷，所以在站内多处部位发生冻堵。四、冻堵部位解堵方法及建议1、单井管线解堵对于单井管线发生水合物冻堵的情况，最常用的方法是井口注醇和放空解堵，根据现场应用情况来看，效果明显。1.1注醇解堵            1）检查注醇车的甲醇、发动机油、水、电及工具配备充足、齐全；2）将高压管与井口10#阀门外侧法兰相连，另一头与车载注醇泵出口相连；3）装压力表，启动注醇泵发动机；4）闭合发动机离合器，给软管内注一定数量的甲醇，当压力泵压力达到1MPa时将离合器分离；5）缓慢打开8#阀门；6）缓

7、慢打开10#阀门；7）结合柴油机离合器注醇，检查压力表，观察油管压力（当泵压达到或超过27Mpa时，立即将离合器分离）；8）按注醇量注醇完毕后停机，依次关闭10#、8#阀门；9）做好注醇记录；10）井口注醇压力若超过5MPa，则必须对井口高、中压区域进行可靠隔离。1.2放空解堵在井口注醇之前或者注醇解堵效果不明显的情况下，我们可以采用放空法对管线进行解堵，利用堵塞处两边的压差，将水合物推出管线；采用这种方法时，可以再向管线中注入适量的甲醇，将更能有效地解除水合物。1.3其它解堵方法针对单井管线发生冰堵的情况，我们可