一种适用于高原地区的气井生产模式

龙刚

（青海油田公司采气二厂，甘肃 敦煌 736200）

一、简介

（一）地域特点

马北八号区块位于青海省西北部，柴达木盆地北缘。距离大柴旦镇直线距离约56.7km，海拔在3000米左右，属典型的内陆高原荒漠气候。该区紫外线强，温差较大，干旱少雨，多风寒冷，含氧量为73%，年平均气温为1.4℃，最低气温可达-31.6℃。10月至次年5月为冰冻期。

该区以天然气生产为主，伴采少量原油。天然气生产采用“自喷井口+油管单管进站+站内集输”流程。具体动态流程是：天然气通过井下油管、采气树、地面集输管线进入站区，经过水套炉升温后，再进行节流，最后进入集输系统。

（二）生产情况

在该区，由于受天然气自身组分、外界因素的综合影响，在无措施辅助的前提下，气井冻堵非常严重，尤其是每年的冰冻期内，气井冻堵概率非常高。2015年初，几乎所有气井都有冻堵出现。严重时，单井的平均生产时率不足21.5小时/每日，冻堵影响单井的生产时间超过2.4小时/每日。冻堵严重制约了气井产能释放。

气井冻堵的主要由水合物引发。冻堵部位一般是在井口以下0-100m的油管段，采气树，进站管线弯头、变径处，管线低洼易积液等部位。

二、方法调整

经过四年多的不断摸索改进，该区总结出一种集合井口加温、井口加药与站内携液“三组合”方法，使气井冻堵得到了有效控制。

（一）井口升温

由于该区对天然气采取站内集中加热，因此，采气井口与地面管线都是防冻堵薄弱区。就该区而言，天然气在井口的温度普遍在5℃-9℃，加上冬季气温度普遍在-20℃以下，加剧了冻堵发生。

提高温度是解决冻堵的根本途径。前期，该区实验电伴热带进行井口加温，但电伴热带释放的热量低，加上天然气在采气树内高速流动，升温效果很差。电伴热带对预防冻堵作用不明显。

后期，该区引进了一种高频电磁加热装置进行气井井口升温，取得了不错的效果。该装置主要原理是利用电磁感应原理将电能转化成热能。即电磁加热控制器将交流电整流变成直流电，再将直流电转成高频高压电，对井口进行加热。以该装置设定加热温度为40℃为例，天然气在井口时可以升温至18℃-25℃左右。再经过管线输送至站区，虽然有热量损失，但进站温度最高也可以达到12.5℃左右，有效的解决了低温问题。

（二）药剂维护

甲醇能有效抑制水合物的形成。该区注入甲醇的方式主要是在采气井口注入。前期，采用人工手动将甲醇通过采气树测试闸门注入井筒或管线。每次都需要两人进行操作：一人反复开关采气树总闸，另一人爬上采气树反复灌甲醇。不仅工作量大、注醇效率低、还存在多种风险。

后期，引进了一种全天候自动加药装置。人员只需要设定甲醇注入量与注入时间，再控制启动按钮，就可以在任何时候带压将甲醇注入油、套管，起到提前预防的作用。该装置在极大的降低了操作工工作量、节省了维护时间的同时，有效的解决了甲醇注入问题。

（三）制度维护

马北八号区块属于底水型油气藏，天然气中富含气相水。富含气相水的天然气在生产中由于受外界物性变化以及生产设备等因素综合影响，自身会析出部分液态水；随着气井生产进行，天然气携带的地层液态水量也会逐渐增加。液态水在生产流程内积聚极易引发冻堵。

应对积液问题，该区采用了站内携液方法。主要是在站内通过短时间内放大生产制度，提高管线内天然气流速，增加气流的携带能力，达到排除井筒以及管线积液的目的。为了尽量减少地层扰动，该区单井单次携液时间一般不超过1小时。采用的方法是：生产气嘴低于5mm的气井，所用携液气嘴大小为生产气嘴的两倍；生产气嘴不小于5mm时，携液气嘴不超过10mm。该站区集输压力系统又分为中压（回压高于4.2MPa）、低压（回压高于2.0MPa低于4.2MPa）与放空（常压）三个系统。通过结合气井压力等级及积液情况，利用不同系统对气井进行携液，一般是结合井况按照先中压、后低压、最后常压进行携液。

三、效果评价

马北八号区块通过采用井口加温、加药与站内携液“三组合”的方式，有效控制了气井冻堵发生。据2019年四季度统计，该区采用“三组合”维护方式的气井，冻堵发生较采用前下降了约93.5%；单口气井平均生产时率达到了23.78小时/每天，较采用前提高了2.28小时/每天。事实证明，“三组合”方式对保障高原低温地区的气井正常生产是有效的。

四、总结

对气井而言，控制了温度、疏导了积液、再配合定期的加药维护，就能有效的防止水合物冻堵的发生。

可以通过对井口加温、井口加药、站内携液进行自动化升级改造，达到进一步减轻工作量的目的。

高原高寒地区气井“三组合”生产模式值得参考借鉴。其他地区可结合其气候、生产特点进行相应调整。