张紫阳 薛亦喆

摘要：针对2019年气井生产过程中的油管冻堵现象，分析了造成气井油管冻堵的主要原因，并根据冬季生产经验及理论分析总结出一些切实有效的解堵措施，为后续油管防堵提供有效的帮助。

关键词：天然气水合物 油管冻堵 解堵措施

气井生产过程中，部分气井由于压力高、产液量大，气井生产状态发生变化时，在油管内壁形成一层水合物。如果未及时发现和处理，水合物逐渐变厚，堵塞油管，导致气井产能无法有效的发挥。随着温度的回升，一旦油管解通，瞬时的高流量也会对集输工艺造成较大的安全隐患。

1、今年油管冻堵情况

据统计，今年气井生产过程中，累计有10口井发生油管冻堵51井次，影响气量200.6万方。

2、油管冻堵原因分析

水合物是在一定的压力、温度条件下，天然气中某些气体组分和液体分子水形成的白色结晶络合物。要解决这个问题，需要从以下4个方面入手：

（1）、天然气水合物形成的临界条件;

（2）、油管内温度变化情况;

（3）、饱和含水量;

（4）、井筒内流体的流态变化。

2.1、天然气水合物形成的临界条件

通过统计研究区62口井天然气组分测试结果的统计，研究区气井井口天然气的相对密度为0.61，作出研究区气井水合物形成温度与压力关系图（见图1）。

2.2、油管内温度变化情况

通过对近3年气温统计，发现8月份为全年气温最高的月份。通过对2019年8月份测试的13口井进行统计，8月份研究区井口平均温度为12-13 ℃，以苏东XX-XX为例。

对0-500米油管温度进行统计，如下表：

2.3、饱和含水量

生成水合物的首要条件是要有充足的水分，即管线中天然气的含水量要大于其饱和含水量，这样才能有水凝析出来。

对10口油管冻堵井进行分析，其冻堵期间段内日均产液均在2方/天以上，说明这部分气井油管中天然气含水量远大于其饱和含水量。

2.4、井筒内流体的流态

天然气在井筒中的理想状态是以雾状流的方式连续上升，而实际上气液两相在井筒流动时，由于密度差异，会产生气相超越液相的相对流动，即滑脱效应。

随着压力和气量的降低，滑脱效应就会使井筒流态由先前的雾状流转变为过渡流，甚至形成段塞流，大量的液体存在远远超过天然气中的饱和含水量，一旦突然关井或者油管内壁发生节流效应，即会形成油管冻堵。

通过上面的分析，10口井中有7口井是下古流程井，运行时油管压力在5Mpa以上，对应的形成水合物的温度为13.37℃;3口井是上古流程中，运行时油管壓力在2Mpa左右，对应的形成水合物的温度为5.9℃。而冬季运行中，一旦温度低于以上问题并且有饱和水的存在，在气井生产状态发生变化时，就极易形成油管冻堵。

3、油管解堵措施

目前针对油管冻堵的实际情况主要采取以下三种解堵措施：注醇解堵、降压解堵以及管线加热解堵。目前采取的比较常用的为注醇解堵和降压解堵。

3.1、注醇解堵

如果发生了油管冻堵，气井完全不产气的状态，关闭气井针阀，往油管注入甲醇，通过甲醇注入量判断油管冻堵位置。油管注入甲醇后，浸泡一段时间后打开针阀带液，反复数次，即可解通。

3.2、降压解堵

对于单干管进站的气井，且可以注入甲醇后，通过站内对该干管放空泄压，提高解堵效率。

3.3、管线加热解堵

对于采气树或离地面较近的堵点，可以利用电加热进行解堵。对于堵点较深，且前面两种解堵措施尝试多次无效时，可以通过套管生产，通过井底温度对油管进行加热解堵。但是套管生产安全风险比较大，一般情况下不采用。

小结

（1）造成油管冻堵的主要原因是气井产液量大且温度较低。

（2）目前针对油管冻堵的实际情况主要采取以下三种解堵措施：注醇解堵、降压解堵以及管线加热解堵。

（3）最好的方式是预防，根据气井产液特点，提前制度油管注醇制度，能够有效的预防油管冻堵。

参考文献：

[1] 王晓欢.天然气管道冻堵处理方法及预防措施探究[J].化工管理，2018（19）.

[2] 黄炯.天然气长输管道冬季冻堵现场分析与处理[J].石化技术，2019（04）.