气举管线冻堵研究
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摘要：在气举井注气生产过程中，天然气通过孔眼节流时，会造成温度骤降形成水合物，从而发生管线堵塞现象，一旦出现堵塞情况，不仅会影响油井正常生产，还可能发生事故的发生，与此同时管线解堵难度较大，费用较高。因此如何有效防止气举管线冻堵，一直是各大油田关注的问题。通过研究调研发现，通过抑制水合物形成条件可预防冻堵发生，常用的防治方法有降压、加热、脱水以及注抑制剂等[1]，南堡采油六区结合现场实际情况，通过实验摸索总结出一套合理的治理方案。
关键词：水合物;管线冻堵;形成条件;抑制剂
1 前言背景
冀东油田南堡采油六区堡古2断块位于南堡3号构造，主要生产油层为沙一段油层，整体为被断层复杂化的背斜构造，属于挥发性油藏。2012年7月投入开发，采用一套层系开发，以三角形规则井网为主，边底部同步注水，开发初期油井生产方式均为自喷，由于能量下降快，2017年开始南堡采油六区3-2平台三口自喷井转气举生产，气举采用临时管线进行气举生产，注气介质为天然气，正常生产时平均注气压力12.5MPa，平均注气管线温度15.8°C，进入冬季后，气举管线经常发生冻堵情况，影响单井产量。前期主要用锅炉车向注气管线喷蒸汽解冻，以及自循环热洗车向井筒注蒸汽，两步同时进行，平均单次处理费用4600元，处理周期为3天，月费用4.6万元。
2 管线冻堵防治技术讨论
2.1 冻堵形成原因
现场跟踪发现冻堵物质为白色冰雪装物体，通过查阅文件发现该物质为天然气水合物，天然气水合物只有在一定温度和压力下，某些烃组分与液态水才能生成，我们通过水合物形成条件结合现场实际情况，我们找出导致采油六区注气管线冻堵形成的八条原因，分别是人为管理不到位、冬季气温低、压缩机来气温度低、管线埋地浅、介质特性、注气压力高、配气撬节流、管线无保温。通过进一步筛选，我们选取了三条主要影响因素—来气温度低、介质特性、注气压力高，采取针对性治理方案。
2.2 现场实施情况
针对三条主要影响因素，我们采取以下措施。
1针对压缩机来气温度低。温度低是水合物形成的主要原因，我们通过提高来气端气体温度来解决。每台注气压缩机共有5个风扇，正常生产时开2台风扇，注气温度35°C，目前我们按照温度要求启停风扇，温度高开2个，温度低开1个，采取间开方式后，注气温度稳定50°C左右，井口温度可提高至30°C;2针对注气介质问题，注气中含水高同样是冻堵形成的必要因素。我们通过改进流程解决，流程改造前三个撬装高效三出口混合气（里面有再生塔气含水）和混烃出口干气混合进气举管线，改造后将三个撬装高效三混合气单独新加流程输至干气回气管线，没有进气举管线，减少注气介质水分。通过对天然气进行深度脱水，抑制冻堵情况发生;3针对注气压力高情况，采取加注化学抑制剂方式，抑制水合物形成条件。目前广泛采用的抑制剂有两种：甲醇和乙二醇两种，通过抑制效果、价格及现场实施情况综合考虑，采油六区采取注甲醇[2]的方式抑制管线冻堵，科学计算加药量，现场严格控制及时跟踪反馈。
2.3 实施效果分析
最终采油六区通过提高注气温度、过滤介质成分以及加抑制劑三种方式，彻底解决了六区临时气举管线管线冻堵的问题。加甲醇费用4086元/月，相比加热处理办法节省4.2万元/月，同时减少停井产量损失，累计减少损失1000吨原油。
3 总结及推广
通过自主解决管线冻堵情况，总结出一套合理的冻堵治理思路：除水、加热、降压控制、加注化学抑制剂。同时自行完善三条管理规定及办法：气举管理规范，保证压缩机出口温度达到50°C以上，确保正常生产;改造工艺流程，使天然气经过换热器后，降低天然气组分中的水含量;完善甲醇管理规定，科学计算药量进行加药，并纳入危化品管理规定。
甲醇加药量计算，当确定出水合物形成温度降，按下式计算：
公式
式中：
X-抑制剂浓度;T-水合物形成温度降，°C;K-抑制剂常数，甲醇1228;M-抑制剂分子量，甲醇32.04。
公式
式中：
Gg-单位消耗量（mg/m3）;?-甲醇在每立方米天然气中的克数与在水中质量浓度的比值用以下经验公式：
公式
式中：
P-压力（MPa）;T-温度（K）。
G=QGg
式中：
Gg-单位消耗量（mg/m3）;Q-气量（m3）。
总结的三条管理规定适用于各油气田开发管理，对实际生产有一定的指导作用，为高压低温注气工艺流程冻堵治理提供思路，可大规模推广试验。同时还有许多注意事项及问题，需要相关科研单位长期资助研究攻关。
参考文献：
[1]林存瑛.天然气矿场集输[M].北京：石油工业出版社，2001.
[2]王永强.榆林南区低温工艺运行分析[J].天然气工业，2007，27（3）：122-124 .
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