楊玲 張海金 潘金華 張瑞

【摘 要】由于采氣管線投產(chǎn)初期井下臟物較多、運行壓力高等原因，管線冬季水合物堵塞頻繁，影響了氣井的正常生產(chǎn)。論文通過對高壓采氣管線造成堵塞的各種因素進(jìn)行分析總結(jié)，探討了高壓采氣管線堵塞的主要原因及防凍措施，提出了相應(yīng)的意見和建議。

【Abstract】 The gas hydrate blockage is frequent in winter due to the large amount of underground dirt and high operating pressure in the initial stage of the pipeline commissioning， which has affected the normal production of the gas well. The paper analyzes and summarizes various factors causing the blockage of the high-pressure gas production pipeline， probes into the main causes of the blockage of the high-pressure gas production pipeline and the anti-freezing measures， and puts forward the corresponding opinions and suggestions.

【關(guān)鍵詞】高壓;采氣;水合物;管線;堵塞

【Keywords】 high pressure; gas recovery; hydrate; pipeline; blockage

【中圖分類號】TE25? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 【文獻(xiàn)標(biāo)志碼】A? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 【文章編號】1673-1069（2019）01-0138-02

1 靖邊氣田生產(chǎn)特點

靖邊氣田生產(chǎn)特征一是地層壓力：靖邊氣田本部地層壓力11.88MPa，降低61.7%，呈現(xiàn)“中間低、四周高”的特征，低值區(qū)范圍逐年擴大。二是動儲量，靖邊氣田動儲量1507～1623億方，井均動儲量2.1～2.2億方;遞減率，根據(jù)Arps遞減分析結(jié)果，2017年靖邊氣田產(chǎn)量遞減率12.36%。三是流體性質(zhì)，H2S含量分布呈現(xiàn)北高南低的特征，馬五1+2氣藏1216.0毫克/方，馬五4氣藏3179.7毫克/方;CO2分布呈現(xiàn)西高東低，中部和南部高的特征，馬五1+2氣藏4.75%。四是水質(zhì)分析結(jié)果表明，靖邊氣田水型CaCl2型，礦化度高，平均水礦化度含量35090.9毫克/升，其中產(chǎn)水井礦化度高達(dá)102797.8毫克/升。

2 氣井常見堵塞的原因

2.1 水合物堵塞

水合物指的是在一定溫度、壓力條件下，天然氣中某些氣體組分和液態(tài)分子（水）形成的白色結(jié)晶絡(luò)合物，外觀類似松散的冰或致密的雪。

水合物的形成條件：氣體處于水汽的飽和或過飽和狀態(tài)，并有游離水存在。有足夠高的壓力和足夠低的溫度。輔助條件：壓力的波動、氣流速度，有攪動、彎頭、孔板、閥門、管線內(nèi)壁的粗糙度。

因此，氣井在生產(chǎn)過程中會在地面管線、采氣樹、油管中都會形成水合物。

2.2 積液堵塞

2.2.1 采氣管線積液

氣井生產(chǎn)過程中，積液帶到采氣管線后，由于氣井產(chǎn)量小加上管線彎頭多，采氣管線走向坡度起伏較大等原因都會導(dǎo)致液體聚集管線中，若不及時處理就會導(dǎo)致采氣管線積液影響氣井產(chǎn)氣量[1]。

2.2.2 井筒積液

氣井積液是指氣相不能提供足夠的能量使井筒中的液體連續(xù)流出井口時，氣井中將出現(xiàn)積液。液體的聚集將增加對氣層的回壓， 并限制井的生產(chǎn)能力。氣井在生產(chǎn)后期，由于地層壓力、氣井產(chǎn)能下降，井筒溫度梯度增大，因溫度下降導(dǎo)致天然氣中的部分成分在井筒內(nèi)凝析而形成凝析液，而氣井產(chǎn)氣量又不足以帶出該部分凝析液時，凝析液就回落至井底，產(chǎn)生井筒積液。

3 氣井堵塞分析

3.1 地面管線堵的判斷分析

第一，在生產(chǎn)過程中，若發(fā)現(xiàn)進(jìn)站壓力急劇下降，產(chǎn)量下降，進(jìn)站溫度下降，即可判斷管線中有水合物形成。

第二，如果是地面注醇，若發(fā)現(xiàn)進(jìn)站壓力急劇下降，注醇壓力無變化或升高。

第三，如果是油管注醇，需根據(jù)進(jìn)站壓力、產(chǎn)量、溫度的變化來判斷，若進(jìn)站壓力、產(chǎn)量是緩慢下降，進(jìn)站溫度也下降即可判斷管線中有水合物形成。

3.2 油管、采氣樹堵或保護(hù)器座的判斷分析

第一，氣井在正常生產(chǎn)過程中，注醇方式在地面管線的情況下：進(jìn)站壓力和注醇壓力同時下降;站內(nèi)放空，將地面管線壓力放至零，如注醇壓力也降至零。這時可判斷為油管、采氣樹堵或保護(hù)器座。

第二，氣井在正常生產(chǎn)過程中，注醇方式在油管的情況下： 如果進(jìn)站壓力下降，注醇壓力沒有變化，需根據(jù)進(jìn)站壓力、產(chǎn)量的變化來判斷，若進(jìn)站壓力、產(chǎn)量下降很快[2]。這時可判斷為油管、采氣樹堵或保護(hù)器座。

4 氣井堵塞的處理方法

4.1 地面管線堵處理方法

第一，在水合物未完全形成之前，壓力降在2～3MPa的情況下方可采取的方法：在進(jìn)站壓力下降的同時加大注醇量1～2小時后，一般采用開大和關(guān)小針閥的辦法。

第二，壓力降超過3MPa的情況下可采取的方法：

①關(guān)節(jié)流針閥，加大注醇量1～2小時后，站內(nèi)放空;當(dāng)進(jìn)站壓力有上升趨勢時，關(guān)放空恢復(fù)壓力;進(jìn)站壓力恢復(fù)的和注醇壓力基本一致時開井。

②關(guān)節(jié)流針閥站內(nèi)放空，當(dāng)進(jìn)站壓力降至零時，從站內(nèi)倒熱氣至系統(tǒng)壓力，過10～20分鐘后放空，連續(xù)進(jìn)行幾次。

4.2 油管、采氣樹堵或保護(hù)器座的處理方法

①立即關(guān)井，增大注醇量加注1～2小時后，觀察進(jìn)站壓力和注醇壓力有無變化，無變化停止注醇;

②集氣站如果有高壓井，先增大注醇量加注1～2小時后，用高壓井給該井沖壓 ，壓力沖平后關(guān)30分鐘后開井。

5 結(jié)論

目前氣井的解堵方法主要有甲醇侵泡、放空降壓和放噴。抑制水合物形成是防止氣井堵塞的重要工作之一。套管注醇工藝能夠有效防止水合物形成，特別是在高壓、低產(chǎn)、液少的氣井中應(yīng)用效果較好。

【參考文獻(xiàn)】

【1】劉三威.提高氣舉采油系統(tǒng)效率應(yīng)用基礎(chǔ)研究[D].成都：西南石油學(xué)院，2004.

【2】任麗梅.老氣田作業(yè)成本管理研究[D].成都：電子科技大學(xué)，2011.