高压高气油比自喷井水合物冻堵解除及防治

覃 勇，张世栋，邢廷瑞，刘建东，张 军

(中国石油新疆油田公司陆梁油田作业区，新疆克拉玛依 834000)

在高压高气油比自喷井生产过程中，在一定条件下液态水与天然气中的某些组分就会在某些部位形成冰雪状复合物，通常称之为天然气水合物。这些水合物能堵塞井筒、阀门、管线和设备，降低油井产能，影响正常生产，情况严重时甚至会造成油气井停产。冻堵发生后若处理不当，又有可能伤害操作人员和损坏相关设备，造成安全事故和经济损失[1-2]。因此，水合物冻堵解除及防治是多年来困扰生产的一个突出问题。

针对上述问题，本文从水合物的生成条件及影响因素入手，对水合物冻堵解除及防治技术进行研究，并成功对因水合物冻堵被迫关井近一年半的陆梁油田SN6320井进行解堵和防治，实现了该井的复活并维持其正常生产。

1 水合物的生成条件及影响因素

要想研究水合物冻堵解除及防治的有效方法，须对水合物的生成条件有所了解。它的生成除与天然气的组分及组成和游离水含量有关外，还需要一定的热力学条件，即压力和温度。水合物的生成需要以下条件[3]，其中两个必要条件是：①天然气中含有足够的水分，以形成孔穴结构；②具有一定的温度和压力条件，如高压和低温。另外的辅助条件是：①气体处于脉动紊流等激烈扰动中；②硫化氢、二氧化碳等酸性气体的存在；③微小水合晶核的诱导以及晶核停留的特定物理位置如弯头、孔板、阀门和粗糙的管壁等。

水合物的生成过程，实际上是水合物-溶液-天然气三相平衡变化的过程，任何能影响相平衡的因素均能影响水合物的生成和分解过程。水合物相平衡的影响因素主要有[1]：①天然气的组分及组成：它是决定是否生成水合物的内因，其酸性组分可促进水合物的形成，而非水合物生成组分则抑制水合物的形成；②压力和温度：降低温度和升高压力均有利于水合物生成，且压力越高，生成水合物的临界温度也越高；③含水饱和度：气体被水蒸气饱和是水合物生成的基本因素之一；④离子浓度：水溶液中离子浓度越高，水合物形成温度越低。

焦耳-汤姆逊效应，又称节流效应，是描述气体或液体在绝热条件下通过阀门或多孔塞等节流装置前后温度发生变化的现象。除氢气、氦气和氖气等少数气体外，大多数气体在室温常压下节流时均为冷效应。在正常生产过程中，当油气流经油嘴时，产生节流膨胀效应，使得油嘴后体系温度降低，当温度降至水合物生成的临界温度时，就有可能开始生成水合物；在气液混合物从井底流向井口的多相管流中，沿程压力和温度均逐渐降低，当温度降低到水合物生成温度时，有可能形成水合物[4-5]。

2 水合物冻堵解除

SN6320井于2010年11月压裂后自喷生产，日产原油3 t、天然气5000 m3，生产气油比高达1666 m3/t，含水率为2%，井口压力高达17 MPa。由于井口压力高、温度低，地面油嘴处产生水合物较多，导致井筒上部、地面管线和生产闸门等部件结冰霜严重，造成油井清蜡困难，闸门开关紧涩，且影响油井产量，存在堵管和爆管安全隐患，故井口工艺流程不能满足油井安全生产和配产要求，亟需采取相关措施解决。鉴于引进一套高气井防冻堵装置经济效益不高，而井下节流技术具有成本较低、技术成熟的优势，故采用安装井下油嘴解决。但在安装过程中井筒遇阻，油嘴下不到预定位置，使得该井开井生产仅一月井筒就完全冻堵，被迫关井。因此，安全高效地解除水合物冻堵并防止水合物再生成是该油井成功复活和维持正常生产的关键。

关井期间，曾先后采用三种方法对水合物解堵[6-7]，但只有最后一种方法成功，下面分别简述这三种方法并分析其成败原因。

(1)注化学剂法。从采油树防喷管间断灌入少量乙二醇，利用水合物与油管壁之间的毛细管，逐步向下渗透，促使井筒上部水合物解冻。但由于乙二醇与井筒水合物接触面积较小，解堵速度非常缓慢，达不到解堵效果。

(2)井口加热法。采用蒸汽车对采油树及地面管线加热解冻，效果较差，主要原因在于井筒完全冻堵，只对采油树及地面管线解冻不能解决问题。

(3)油套环空流体加热法。考虑到油套环空流体自身温度较高，套压高于油压，通过微开规格化闸门放套气降低套压，使油套环空流体液面缓慢上升并对油管均匀加热，当井筒温度高于水合物形成的临界温度时，水合物与油管就会逐步剥离，待井筒水合物松动迹象明显后，通过闸门控排，解除井筒水合物冻堵。2012年4月24日发现井筒水合物松动明显，4月25日上午11点，通过有节奏地开关该井副生产闸门，经过3小时的努力，终于将井筒内部水合物成功排进外排罐车，安全有效地解除了水合物冻堵。

水合物冻堵解除存在一定风险，在备料和操作时必须采取相应的防范措施。在闸门控排过程中，管材和连接方式务必符合安全要求，并且要平稳操作，因为高压差能迅速将外排水合物的速度提高至声速，且水合物密度较大，在其流向改变或遇到障碍物时(如管线弯头、关闭的阀门等)，高动量的水合物存在较强冲击力，会造成管线破裂，设备损坏，火灾发生，甚至人身伤害。在利用油套环空流体对油管加热时，必须采取措施保证油套环空流体液面缓慢上升，因为若液面上升速度过快，可能导致某些正在分解的水合物段塞中部的气体压力急剧增加，从而导致管线破裂。

3 水合物防治

水合物生成的三个必要条件是温度、压力和游离态的水，只要控制其中的一个，就可以成功预防水合物的生成。根据对水合物生成条件的研究，防止水合物生成的主要措施有脱水法、升温法、降压法、注化学抑制剂法以及上述各种方法的组合。天然气中含有水分是生成水合物的内在因素，脱除天然气中的水分是杜绝水合物生成的根本途径，但对于油井来说较难实现。根据实际情况，SN6320井冻堵解除后主要采取了两项措施防止水合物再堆积。

3.1 水合物生成位置外移法

对井口工艺流程进行改造，即从副生产闸门处接一根长度为10 m的高压管线，并在其末端安装一套标准油嘴套。工艺流程改造后，水合物生成位置外移至地面，从根本上达到防止水合物再堆积的目的。因冬季温度较低，故冬季时对副生产闸门接出的管线安装电热带并包裹保温材料，并对油嘴套安装保温箱，以便保证正常生产及便于日常维护。

3.2 降低井口压力

因水合物生成的临界温度随压力的增加而增加，当井口压力很高时，即使井口采取保温措施仍有可能生成水合物。排水采气是封闭型水驱气藏开采中常见的工艺措施，因为井筒积液将增加对气层的回压，限制气井的生产能力，严重时会使气井停喷[8]。定期向井筒挤注同层水，采用人工制造井筒积液的方式控制井口压力，使油压保持在3～8 MPa之间，从而降低水合物产生的临界温度。

对该井采取上述两项措施后，自2013年4月27日起顺利开井生产31天，平均日产油13.87 t、日产气5 223 m3、含水率为0.75%。6月13日安装了井下油嘴并恢复正常生产流程，截止2013年11月30日，该井累计生产536天，平均日产油9.07 t、日产气6 584 m3、含水率为3.52%，生产平稳，并取得了明显的经济效益。

4 结论与认识

(1)采取油套环空流体加热法，安全有效地解决了水合物冻堵问题，使因水合物冻堵被迫关井近一年半的SN6320井成功复活。这对以后此类高压高气油比特殊井的冻堵解除具有参考意义。

(2)受现场工艺流程的限制，通过对井口工艺流程进行临时改造，外移水合物生成位置并控制井口压力，使该井顺利开井生产。

(3)安全生产，重在预防。应加强水合物防治技术的研究，并积极采取相应措施，把水合物冻堵消灭在萌芽中，防止冻堵发生后对油井产能和生产安全造成不利影响。

[1] 郭平，刘士鑫，杜建芬.天然气水合物气藏开发[M].北京:石油工业出版社，2006:167-176.

[2] 吕景昶，马德志，杨朝霞.天然气井水合物的形成及解决措施[J].天然气工业，2001,21(增):111-112.

[3] 于洪敏，左景栾，张琪.气井水合物生成条件预测[J].天然气地球科学，2010,21(3):522-527.

[4] 刘鸿文，刘德平.井下油嘴节流机理研究及应用[J].天然气工业，1990,10(5):57-62.

[5] 李文革，尹国君，刘文宝，等.浅谈水合物生成预测方法[J].钻采工艺，2008,31(增):91-93.

[6] 李颍川，王志彬，钟海全.油套环空放空防止气井井筒生成水合物技术[J].石油学报，2010,31(2):318-321.

[7] 倪行宇，王德金，刘志焕，等.气井水合物冻堵防治技术[J].大庆石油地质与开发，2005,24(4):62-63.

[8] 李士伦.天然气工程[M].北京:石油工业出版社，2008:217-218.