堵塞及预防处理

采气作业

常见堵塞及其预防、处理方法采气二队技术组培训提纲堵塞定义及分类堵塞分类堵塞形成原因堵塞判断堵塞预防及解堵1、堵塞定义及分类1.1、堵塞定义：广义的气井堵塞：是指天然气采出过程中从地层到井口再到采输气管线整个生产系统中天然气流动受阻无法输出的现象。狭义的气井堵塞：具体指天然气在采气管柱、采气管线内无法流动或流动受阻的现象。

1.2、堵塞分类按照堵塞物类型分：积液堵塞、水合物堵塞、泡沫堵塞等按照堵塞部位分：井内堵塞、采气树堵塞、采气管线堵塞、节流阀堵塞等。积液堵塞一般发生在采气量低、产液量较大，采气管线长的气井。我队主要的产水量大的气井为山1层或山1合采的单井，如DK25井（产层为山1）、D1-1-107井（产层为山1合采）、D1-1-126井产层为山1层）。水合物堵塞容易发生在井口压力高，产液量较小的气井。泡沫堵塞主要发生在实施泡排作业的气井。当气泡剂注入量超过井内液体的最大起泡浓度时，形成大量的干泡沫，从而导致井内油管、采气管线发生堵塞。井内堵塞以积液、水合物、泡沫堵塞为主，以积液、水合物最多。采气树堵塞一般为水合物堵塞，主要集中在采气树油管头和井口节流针阀处。采气管线堵塞主要为积液、水合物堵塞，其次为泡沫堵塞。1.3、堵塞形成原因吸附物节流次生Ⅰ、正常生产Ⅱ、粘附堆积Ⅲ、节流效应Ⅳ、完全堵死Ⅰ、正常生产——井口流动压力稳定，气流稳定。Ⅱ、粘附堆积——井口流压在单位时间（1小时）的波动幅度小于0.5MPa，气流量有轻度不稳，是介入防堵的最好时期。Ⅲ、节流效应——井口流压在单位时间（1小时）的波幅达1MPa，有突然下降或反弹，气流量极不稳定，防堵迫在眉睫。Ⅳ、完全堵死——井口流压迅速下降，不能回升，无气产出，须解堵。当高粘物质在采气管柱内的流动摩擦阻力过大时，这些物质会停止流动并粘附在管壁上形成堵塞。有时这种堵塞不能完全堵死气流通道，然而在粘附点气流通道缩小部位产生的节流效应会诱使水合物形成；或者有后续物质补充而堵死气流通道。因此，采气管柱堵塞机理可归纳为粘附作用及其诱发的节流效应。粘附作用是引发采气管柱堵塞的必要条件，节流效应往往在粘附堆积产生后发生，当节流点温度下降较大时就会形成结晶水合物，加重堵塞。1.3.1、积液堵塞气井积液来源有两种一是地层中的游离水（包括钻井液、压裂液、洗井液等人工液体）二是凝析油或凝析水。1.3.1.1、井底积液堵塞积液的形成当气体流速太低，没有足够能量使井筒中的液体连续流动时，液体将与气体呈反方向流动并聚集与井底，气井开始积液。当积液来源为凝析液时，随着气流的上升，压力、温度将降低，液体滞留在井筒上部，当气体流量降低时，凝析液开始下落，造成积液。气井的积液过程积液对气井的危害井筒积液将增加对气层的回压，限制气井的产能。积液量大，可使气井停喷，这种情况发生在产气量小，产水量大的气井。如我队的D1-1-126井。1.3.1.2、采气管线积液堵塞采气管线积液堵塞形成机理基本与井底积液一致，当气井将液体举升出井口后，由于气液两相流态发生了本质的变化，有垂直两相变为水平两相，当气流速度不足以将管线内的液体带到集气站时，积液一般会在地势相对低洼处聚集，增加对气井井口的回压，限制气井的产气能力，降低气体流速，进一步加剧井内积液的形成，造成恶性循环，直至气井停喷。一般我队单井均有不同程度的产液，气井生产初期产出液大部分为人工液体（主要是气井的压裂液、压井液）。盒3气井不产地层水，气井产液主要是来自人工液体和凝析液，山1气层产少量地层水。一旦气井产量较低，加上气井投产前压裂液（有研究表明，压裂液对低渗地层的影响在2-10年）返排不彻底，部分气井管线较长，就容易在气井井底、地面集气管线形成积液堵塞。气井积液的表现产气量下降；井口油压或套压下降；气井产出液体的量减少；井底压力或其梯度增高；气井出现间喷生产。1.3.2、水合物堵塞水合物形成条件1)天然气温度等于或低于天然气中水蒸汽的露点，或有液态水存在，均可形成水合物；2)在一定压力和气体组成下，温度低于形成水合物的温度；3)操作压力高，使形成水合物的温度上升。此外，剧烈扰动、固体杂质、粗糙管壁以及含有硫化氢、二氧化碳等，对水合物晶粒的形成和聚集生长起促进作用。水合物危害堵塞井筒、油咀、管线、阀门和设备，从而影响天然气的开采、集输和加工过程的安全运行。

一般地，大牛地气田气藏井流物中都不同程度的含有凝析液、地层水、压裂残留液、压井液等，并沿不光滑油管内壁流动，因此具备形成水合物所必需的气体分子和液态水等条件，一旦压力、温度条件满足，便会形成水合物，并粘附在管壁上形成水合物结晶层，严重时将堵塞整个通道。气井水合物堵塞的表现与气井积液基本一致，主要表现为：产气量下降；井口油压或套压下降；气井产出液体的量减少；气井出现间喷生产。在工程实践中，水合物的预测方法常用的有经验图解法、相平衡常数法、统计热力学模型法、实验法等。这些方法和实验都无法准确预测井筒非正常温度和压力变化而形成的水合物，如气流通道缩小后引起的降压、降温（异常节流）。但计算结果具有一定的指导意义。现场最常用的方法为经验图解法。天然气水合物p-T相图波诺马列夫公式可以用来预测冬季或非冬季气候条件下水合物的生成压力﹙T＜0℃或T＞0℃﹚，由此计算的水合物生成压力值可以用来指导塔巴庙区块天然气井的施工与生产。鄂北塔巴庙区块天然气水合物生成压力预测表层位天然气相对密度t=-20℃t=-10℃t=0℃t=10℃t=20℃t=30℃水合物生成压力（MPa）太10.63450.350.520.782.588.9531.12太20.63320.360.530.792.599.0131.32山10.63660.350.520.762.558.8630.81山20.64580.320.480.712.458.5329.64盒10.6289

0.370.550.822.659.2332.06盒20.58960.580.871.293.9113.5947.23盒30.57680.711.061.574.9317.1459.55目前我队气井的生产层位主要为盒3和山1层，气站的集气工艺采用高压进站，地面管线压力与井口压力基本相当，大部分气井进站压力在15MPa左右，井口及管线气流温度一般在0-20之间，都在水合物形成范围内。因此，气井、管线的水合物预防是我队气井生产的重点。1.3.3、泡沫堵塞目前部分气井在进行泡沫排水采气，一些气井压力低、产量小，若加药量过大，当积液气泡后，可形成采气管柱及采气管线泡沫堵塞。2、堵塞判断一般情况下，堵塞发生是一个渐进的过程，是一个量变到质变的过程，气井堵前征兆一般都要经历较长的时间，短则数小时，长则达数十天。气井生产是否正常或是否将发生堵塞，从地面各项参数变化能够判断出。分析气井各项地面参数变化，从各级压力、温度监测点数值、气流声音、气体流量等变化情况，可区别出是地面堵还是井内堵；分析油压变化趋势、油套压差值变化、气体流量，再结合气井生产史等，可基本区分是节流还是井内积液。（1）采气管柱堵塞，当井内采气管柱堵塞时，油套压差别不断增大，气产量逐渐减小。此类堵塞的判断要避免与井内出液引起的压差相混淆。这可以从油压、产气量来判断，当井内节流堵塞时油压、产气量会很快下降，而井内出液产气量变化不大，且压力降低较慢。（2）井口附近采气管线堵塞，若井口附近采气管线堵塞，油套压显示正常，进站压力迅速下降，当关闭站内针阀进站压力升高较慢或不升高。当关闭采气树总闸，从井口采气树放空时，油压表会在几分钟内回零。（注意：油套同采的油压表装在采气树针阀后边，油套压差别大也可能是井口采气树段堵塞。）（3）采气管线中部堵塞，这种堵塞也会造成进站压力比油压小的多的现象，但此类堵塞从井口或站内放空都需要较长时间。（4）站内附近采气管线堵塞，此类堵塞也产生进站压力比油压小的多的现象，但当从站内放空时会很快使进站压力降至零。当堵塞不太严重时，一旦关闭站内节流针阀，压力迅速上升。3、堵塞预防及解堵3.1、积液堵塞积液堵塞一般采气的解堵方法主要是提高气体流速、管线反吹。3.1.1提高流速防（解）堵

提高气体流速有提产和放空两种操作方式，多数气井都进行了尝试，防堵有较大成效。现场防堵、解堵时，难点在于对气体流速大小的掌握存在问题，若压差太小、流速不够，冲蚀及携带能力有限，则不能将积液等带出；若流速过大，由于节流效应使其他物质又可能快速堆积，加重气井堵塞症状，严重时可能将井内压裂砂大量携至地面，破坏井口、地面采气流程。3.1.2、反吹解堵反吹就是利用集气站气体反向流动至井口测试阀门的一种解堵方法。反吹就是改变气体流向，使积液反方向受力，带出积液。此方法主要对提产带液或放空易出砂的气井解除采气管线的积液。3.2、水合物堵塞天然气中含水量是生成水合物的内在因素，因此，脱除天然气中的水分是杜绝水合物的根本途径。3.2.1水合物预防的方法3.2.1.1

天然气脱水天然气中含有凝析水，是天然气水合物形成的内因。除去天然气中的水分是防止天然气水合物生成的根本途径，目前矿场应用有以下几种方法：（1）固体吸附剂吸附法常用的固体吸购剂主要有硅胶和各种分子筛。（2）液体吸收法天然气脱水常用的液体吸收剂有乙二醇、二甘醇、三甘醇和四甘醇等。如果要求脱水后气体露点降到-20到-40℃时，选用三甘醇脱水为好，使用乙二醇和二甘醇时损失较大，而三甘醇以其较大的露点降低，技术上的可靠性和经济上的合理性而在天然气脱水中得到普遍使用。3.2.1.2天然气加热如果节流压降不变，提高节流前天然气温度，也就等于提高了节流后的天然气温度。如果将节流后的天然气温度提高到高于水合物形成温度，预防节流后形成水合物的目的就可达到。目前我队集气站气井来气在节流前进行加热，目的就是为了避免气体在节流后温度不至于降的太低，预防水合物的形成。3.2.1.3注入抑制剂加入水合物抑制剂，水分子之间的结构关系被破坏，从而可降低水合物界面上水蒸汽压力和水合物生成温度。常用抑制剂有甲醇、乙二醇、二甘醇、氯化钙等。目前我队气井采用甲醇作为水合物抑制剂，采用泵注法注入套管或采气管线。

该法的优点是注入均匀连续，能够同时预防采气管柱、采气管线的预防。多用于低温集气站流程。甲醇与天然气水合物生成温度降低值之间关系的半经验公式式中，M为抑制剂分子量，32.04；W表示抑制剂溶液的重量百分数；ΔT是水合物生成温度降；大牛地气田相关计算表明：当节流压降为1MPa时，气流温度下降4度左右。当大气温度达20°以上时，污水中甲醇含量在25-30％以上时，甚至气井及采气管线一般不形成水合物。当大气温度低于20°时，污水中甲醇含量需达到40-45%以上，气井及采气管线一般不形成水合物。3.2.2水合物解堵的方法当采气管柱、采气管线、井站发生水合物堵塞，管线压力下降，采气量减少，严重时可完全堵塞管线，影响平稳供气，导致安全事故的发生。常用的解堵方法有1、堵塞部位注入抑制剂，2、加热管线，3、放空降压，4