天然氣井油管凍堵原因分析及解堵措施

張紫陽 薛亦喆

摘要：針對2019年氣井生產過程中的油管凍堵現象，分析了造成氣井油管凍堵的主要原因，并根據冬季生產經驗及理論分析總結出一些切實有效的解堵措施，為后續油管防堵提供有效的幫助。

關鍵詞：天然氣水合物 油管凍堵 解堵措施

氣井生產過程中，部分氣井由于壓力高、產液量大，氣井生產狀態發生變化時，在油管內壁形成一層水合物。如果未及時發現和處理，水合物逐漸變厚，堵塞油管，導致氣井產能無法有效的發揮。隨著溫度的回升，一旦油管解通，瞬時的高流量也會對集輸工藝造成較大的安全隱患。

1、今年油管凍堵情況

據統計，今年氣井生產過程中，累計有10口井發生油管凍堵51井次，影響氣量200.6萬方。

2、油管凍堵原因分析

水合物是在一定的壓力、溫度條件下，天然氣中某些氣體組分和液體分子水形成的白色結晶絡合物。要解決這個問題，需要從以下4個方面入手：

（1）、天然氣水合物形成的臨界條件;

（2）、油管內溫度變化情況;

（3）、飽和含水量;

（4）、井筒內流體的流態變化。

2.1、天然氣水合物形成的臨界條件

通過統計研究區62口井天然氣組分測試結果的統計，研究區氣井井口天然氣的相對密度為0.61，作出研究區氣井水合物形成溫度與壓力關系圖（見圖1）。

2.2、油管內溫度變化情況

通過對近3年氣溫統計，發現8月份為全年氣溫最高的月份。通過對2019年8月份測試的13口井進行統計，8月份研究區井口平均溫度為12-13 ℃，以蘇東XX-XX為例。

對0-500米油管溫度進行統計，如下表：

2.3、飽和含水量

生成水合物的首要條件是要有充足的水分，即管線中天然氣的含水量要大于其飽和含水量，這樣才能有水凝析出來。

對10口油管凍堵井進行分析，其凍堵期間段內日均產液均在2方/天以上，說明這部分氣井油管中天然氣含水量遠大于其飽和含水量。

2.4、井筒內流體的流態

天然氣在井筒中的理想狀態是以霧狀流的方式連續上升，而實際上氣液兩相在井筒流動時，由于密度差異，會產生氣相超越液相的相對流動，即滑脫效應。

隨著壓力和氣量的降低，滑脫效應就會使井筒流態由先前的霧狀流轉變為過渡流，甚至形成段塞流，大量的液體存在遠遠超過天然氣中的飽和含水量，一旦突然關井或者油管內壁發生節流效應，即會形成油管凍堵。

通過上面的分析，10口井中有7口井是下古流程井，運行時油管壓力在5Mpa以上，對應的形成水合物的溫度為13.37℃;3口井是上古流程中，運行時油管壓力在2Mpa左右，對應的形成水合物的溫度為5.9℃。而冬季運行中，一旦溫度低于以上問題并且有飽和水的存在，在氣井生產狀態發生變化時，就極易形成油管凍堵。

3、油管解堵措施

目前針對油管凍堵的實際情況主要采取以下三種解堵措施：注醇解堵、降壓解堵以及管線加熱解堵。目前采取的比較常用的為注醇解堵和降壓解堵。

3.1、注醇解堵

如果發生了油管凍堵，氣井完全不產氣的狀態，關閉氣井針閥，往油管注入甲醇，通過甲醇注入量判斷油管凍堵位置。油管注入甲醇后，浸泡一段時間后打開針閥帶液，反復數次，即可解通。

3.2、降壓解堵

對于單干管進站的氣井，且可以注入甲醇后，通過站內對該干管放空泄壓，提高解堵效率。

3.3、管線加熱解堵

對于采氣樹或離地面較近的堵點，可以利用電加熱進行解堵。對于堵點較深，且前面兩種解堵措施嘗試多次無效時，可以通過套管生產，通過井底溫度對油管進行加熱解堵。但是套管生產安全風險比較大，一般情況下不采用。

小結

（1）造成油管凍堵的主要原因是氣井產液量大且溫度較低。

（2）目前針對油管凍堵的實際情況主要采取以下三種解堵措施：注醇解堵、降壓解堵以及管線加熱解堵。

（3）最好的方式是預防，根據氣井產液特點，提前制度油管注醇制度，能夠有效的預防油管凍堵。

參考文獻：

[1] 王曉歡.天然氣管道凍堵處理方法及預防措施探究[J].化工管理，2018（19）.

[2] 黃炯.天然氣長輸管道冬季凍堵現場分析與處理[J].石化技術，2019（04）.