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摘要：由于采气管线投产初期内部杂质较多、运行压力高等原因，管线冬季水合物堵塞频繁，影响了气井的正常生产。本文通过对采气管线造成堵塞的各种因素进行分析总结，探讨了采气管线堵塞的主要原因及防冻措施，为提高生产效益和气田的解防堵工作提供借鉴经验。
关键词：气井;管线;堵塞;分析;对策
气井管线比较常见的堵塞主要是水合物堵塞，水合物指的是在一定温度、压力条件下，天然气中某些气体组分和液态分子（水）形成的白色结晶水合物，外观类似松散的冰或致密的雪。气井生产过程中，水合物带到采气管线后，由于气井产量小加上管线弯头多，采气管线走向坡度起伏较大等原因都会导致液体聚集管线中，若不及时处理就会导致采气管线水合物影响气井产气量。
1.采气管线水合物堵塞原因分析
气井在生产过程中，自井底采出的地层水和凝析水以及注入的甲醇进入采气管线。气液混合物在采气管线中流态在理想状态下为层流。如是低产气井、单井产量低、地处丘陵地带、管线起伏较大、单井管线离集气站较远、且受气井配产、管线内径与粗糙度等诸多因素影响，所以气液在管线内流态变得十分复杂，由于气液重度与粘度的差异，气相流动较快，而液相流动相对较慢，造成游离水在采气管线低洼部位聚集，为采气管线水合物形成提供了必要条件。气井产液状况与配产有很大关系，产量高于临界携液流量的气井，出水稳定，生产较稳定，但容易造成采气管线积液。处于临界携液流量间歇出水，出水极不稳定，在产液突然增加时，注醇量相对不足，易造成水合物堵塞，生产很不稳定。低于临界携液流量的气井，不产地层水，只产少量凝析水，在冬季生产时，随着开井周期延长，凝析液量在采气管线越聚越多，偶然出现地面管线堵塞问题，生产稳定。
受气井配产、管径、弯头、管线埋深以及管线周围温度影响，采气管线极易形成水合物，水合物形成温度是水合物存在的最高温度，高于此温度不论压力多高，游离水多少也不会形成水合物。对于组分相同的气体，水合物形成温度随着压力升高而升高，随着压力降低而降低，压力是形成水合物重要因素。在温度一定情况下，冬季进站压力越高越易形成水合物。
综上所述：采气管线游离水存在，足够高压力和足够低温度，是形成水合物的必备条件，另外，井底污物被高速气流带到采气管线且在局部聚集，气流通过能力降低而产生节流效应，使气流温度降低，也是造成采气管线堵塞的影响因素。
2.預防采气管线水合物形成的措施
正常生产气井，依据配产及产液量，确定合理注醇量，给采气管线连续均匀注甲醇，有效防止管线中水合物形成。油、套压差3MPa以上井筒积液气井，在提产带液或放空带液时，加大注醇量，防止产液量增大或放空后管线中游离水未带干净，关井后造成水合物堵塞。对于产液量大，携液能力差，造成管线积液聚集的气井，定期吹扫采气管线，来有效预防水合物的形成。
3.采气管线水合物堵塞处理措施
3.1注醇解堵法
（1）堵塞现象：气井在生产过程中，发现泵压不变，进站压力、产量、温度同时降低，产液量无变化时，则可判断采气管线有水合物堵塞征兆。
解决办法：关闭加热炉节流阀及进站闸板阀，将注醇泵排量调至最大，注醇2小时左右，待进站压力正常后，按气井配产正常开井，观察进站压力变化情况，进站压力缓慢平稳正常下降时，将注醇流程改至地面注醇，依据配产调整注醇量。
（2）堵塞现象：气井在生产过程中，发现泵压不变，进站压力、产量、温度同时降低，产液量增大时，则可判断是采气管线有水合物堵塞的征兆。
解决办法：将注醇泵排量调大，开大或关闭加热炉节流阀的方法来回活动几次，注意观察进站压力变化情况，当进站压力正常后，将注醇流程改至地面注醇，依据配产及产液情况，调整注醇量。注醇解堵适用于进站压力、产量下降，采气管线未形成水合物前的气井应用的解堵方法。
3.2提产带液法
（1）堵塞现象：若进站压力波动（一升一降），产气量下降，井口油压与进站压力相差较大，在气量没有变化的情况下，分离器偶然产少量液，同时进站压力与井口油压有回升现象，采气管线积液造成回压增大，产气量下降，用开打或关小的方法，活动加热炉节流阀听到气流中夹杂明显水流或坚硬物体撞击声音，说明采气管线有水合物冰堵现象。
（2）处理方法：将该井注醇泵排量调至80%左右，提高配产50%以上，达到提高气流速度与温度双重效果，使气流速度保持在3m/s左右，较高气流速度可以提升气流温度，增强对管线积液扰动能力，干扰水合物形成与聚集，注意观察携液情况，否则因井筒积液大量带出，造成采气管线冰堵，同时调高加热炉水温，确保节流后温度在10℃以上，防止节流效应造成节流后管线冰堵而超压。提产带液法适用于采气管线积液造成产量下降，稍有冰堵的情况。
3.3降压解堵法
（1）堵塞现象：当气井出现进站压力、产量、温度下降的同时，泵压与井口油压上升时，说明采气管线已经形成水合物冰堵，通过对采气管线进行局部放空的方法，使压力在较短时间降低，使水合物温度低于管壁温度，水合物会从管壁脱落并在压差作用下，将水合物从放空管线推出。
（2）处理方法：关闭加热炉阀及进站闸板阀，打开该井进站旋塞阀，用放空阀控制气量放空，注意观察分液罐压力不得高于1Mpa，液位不高于满液位的2/3时，否则需立即进行排污，防止污物喷出，造成环境污染，并随时观察变化，分析判断水合物冰堵状况及放空效果。
当进站压力下降较快，说明堵点离进站较近，否则堵点靠近井口。当进站压力在放空过程中上升，泵压下降，说明水合物已解除，当分液罐液位没有变化时，说明采气管线积液已清理干净，关闭放空阀及放空旋塞阀，将分液罐污水排干净后并关闭排污阀。
若放空时进站压力为零时没有回升，说明采气管线未解开，注意控制阀开度，防止冰堵突然解开，造成分液罐超压，这样放置一段时间若还未解开，关闭进站放空阀及旋塞阀，需要从井口进行放空，停注醇泵，关闭井口阀，生产闸阀，关闭注醇阀门（或注醇总阀），打开测试阀门，用井口阀控制气量进行放空，当压力下降时，适当开大阀开度，以便达到有效带液的目的。
待采气管线压力放空为零后，将加热炉水浴温度调高至70℃，打开进站闸板阀，用加热炉阀控制气量，给地面管线倒热气，放置10分钟左右，同时观察进站压力是否下降，否则将凉气放空，用同样方法再次倒热气，如此反复进行2-3次，打开井口测试阀门，若进站压力下降，井口有气流通过，说明采气管线水合物已解除，继续吹扫待气质干净后停止吹扫，在水合物未解除前不能中断吹扫，以防管线温度低于0℃，再次形成冰堵。关闭加热炉阀及进站闸板阀，从井口对采气管线进行缓慢充压，同时打开进站旋塞阀及放空阀，观察气流产液及燃烧情况，无产液，气质干净，火焰竖直向上，燃烧有力，说明采气管线已完全解通。降压解堵法方法适用于已形成水合物冰堵的气井，若用此法未解除情况下，需采用常压解堵法。
3.4常压解堵法
（1）堵塞现象：在利用降压解堵法后，水合物未能解除，说明水合物冰堵严重。
（2）处理方法：打开进站旋塞阀，进站放空阀，打开井口测试阀门，从管线两端进行放空，带压力均为零时，关闭井口与进站所有阀门，将注醇流程改为地面注醇，启用注醇泵，并大排量注醇，关闭测试阀门，继续注醇，当注醇泵压力上升至5MPa以上时，放置1天后，按照放空解堵的方法进行操作解堵，这种解堵方法适用于采气管线堵塞严重的情况，缺点是解堵周期较长，甲醇浪费较大。
气井管道内水合物的堵塞过程复杂且影响因素较多，有针对性的实施气井管线堵塞预防措施，可以有效减低气井故障率，提高气井的产量。
参考文献：
[1]邱晓林;含硫天然气水合物形成条件及预防措施[J];石油与天然气化工;2002年05期
[2]冯涛，宋承毅，李玉星;水合物形成预测及防止措施优化研究[J];油气田地面工程;2001年05期
关键词：气井;管线;堵塞;分析;对策
气井管线比较常见的堵塞主要是水合物堵塞，水合物指的是在一定温度、压力条件下，天然气中某些气体组分和液态分子（水）形成的白色结晶水合物，外观类似松散的冰或致密的雪。气井生产过程中，水合物带到采气管线后，由于气井产量小加上管线弯头多，采气管线走向坡度起伏较大等原因都会导致液体聚集管线中，若不及时处理就会导致采气管线水合物影响气井产气量。
1.采气管线水合物堵塞原因分析
气井在生产过程中，自井底采出的地层水和凝析水以及注入的甲醇进入采气管线。气液混合物在采气管线中流态在理想状态下为层流。如是低产气井、单井产量低、地处丘陵地带、管线起伏较大、单井管线离集气站较远、且受气井配产、管线内径与粗糙度等诸多因素影响，所以气液在管线内流态变得十分复杂，由于气液重度与粘度的差异，气相流动较快，而液相流动相对较慢，造成游离水在采气管线低洼部位聚集，为采气管线水合物形成提供了必要条件。气井产液状况与配产有很大关系，产量高于临界携液流量的气井，出水稳定，生产较稳定，但容易造成采气管线积液。处于临界携液流量间歇出水，出水极不稳定，在产液突然增加时，注醇量相对不足，易造成水合物堵塞，生产很不稳定。低于临界携液流量的气井，不产地层水，只产少量凝析水，在冬季生产时，随着开井周期延长，凝析液量在采气管线越聚越多，偶然出现地面管线堵塞问题，生产稳定。
受气井配产、管径、弯头、管线埋深以及管线周围温度影响，采气管线极易形成水合物，水合物形成温度是水合物存在的最高温度，高于此温度不论压力多高，游离水多少也不会形成水合物。对于组分相同的气体，水合物形成温度随着压力升高而升高，随着压力降低而降低，压力是形成水合物重要因素。在温度一定情况下，冬季进站压力越高越易形成水合物。
综上所述：采气管线游离水存在，足够高压力和足够低温度，是形成水合物的必备条件，另外，井底污物被高速气流带到采气管线且在局部聚集，气流通过能力降低而产生节流效应，使气流温度降低，也是造成采气管线堵塞的影响因素。
2.預防采气管线水合物形成的措施
正常生产气井，依据配产及产液量，确定合理注醇量，给采气管线连续均匀注甲醇，有效防止管线中水合物形成。油、套压差3MPa以上井筒积液气井，在提产带液或放空带液时，加大注醇量，防止产液量增大或放空后管线中游离水未带干净，关井后造成水合物堵塞。对于产液量大，携液能力差，造成管线积液聚集的气井，定期吹扫采气管线，来有效预防水合物的形成。
3.采气管线水合物堵塞处理措施
3.1注醇解堵法
（1）堵塞现象：气井在生产过程中，发现泵压不变，进站压力、产量、温度同时降低，产液量无变化时，则可判断采气管线有水合物堵塞征兆。
解决办法：关闭加热炉节流阀及进站闸板阀，将注醇泵排量调至最大，注醇2小时左右，待进站压力正常后，按气井配产正常开井，观察进站压力变化情况，进站压力缓慢平稳正常下降时，将注醇流程改至地面注醇，依据配产调整注醇量。
（2）堵塞现象：气井在生产过程中，发现泵压不变，进站压力、产量、温度同时降低，产液量增大时，则可判断是采气管线有水合物堵塞的征兆。
解决办法：将注醇泵排量调大，开大或关闭加热炉节流阀的方法来回活动几次，注意观察进站压力变化情况，当进站压力正常后，将注醇流程改至地面注醇，依据配产及产液情况，调整注醇量。注醇解堵适用于进站压力、产量下降，采气管线未形成水合物前的气井应用的解堵方法。
3.2提产带液法
（1）堵塞现象：若进站压力波动（一升一降），产气量下降，井口油压与进站压力相差较大，在气量没有变化的情况下，分离器偶然产少量液，同时进站压力与井口油压有回升现象，采气管线积液造成回压增大，产气量下降，用开打或关小的方法，活动加热炉节流阀听到气流中夹杂明显水流或坚硬物体撞击声音，说明采气管线有水合物冰堵现象。
（2）处理方法：将该井注醇泵排量调至80%左右，提高配产50%以上，达到提高气流速度与温度双重效果，使气流速度保持在3m/s左右，较高气流速度可以提升气流温度，增强对管线积液扰动能力，干扰水合物形成与聚集，注意观察携液情况，否则因井筒积液大量带出，造成采气管线冰堵，同时调高加热炉水温，确保节流后温度在10℃以上，防止节流效应造成节流后管线冰堵而超压。提产带液法适用于采气管线积液造成产量下降，稍有冰堵的情况。
3.3降压解堵法
（1）堵塞现象：当气井出现进站压力、产量、温度下降的同时，泵压与井口油压上升时，说明采气管线已经形成水合物冰堵，通过对采气管线进行局部放空的方法，使压力在较短时间降低，使水合物温度低于管壁温度，水合物会从管壁脱落并在压差作用下，将水合物从放空管线推出。
（2）处理方法：关闭加热炉阀及进站闸板阀，打开该井进站旋塞阀，用放空阀控制气量放空，注意观察分液罐压力不得高于1Mpa，液位不高于满液位的2/3时，否则需立即进行排污，防止污物喷出，造成环境污染，并随时观察变化，分析判断水合物冰堵状况及放空效果。
当进站压力下降较快，说明堵点离进站较近，否则堵点靠近井口。当进站压力在放空过程中上升，泵压下降，说明水合物已解除，当分液罐液位没有变化时，说明采气管线积液已清理干净，关闭放空阀及放空旋塞阀，将分液罐污水排干净后并关闭排污阀。
若放空时进站压力为零时没有回升，说明采气管线未解开，注意控制阀开度，防止冰堵突然解开，造成分液罐超压，这样放置一段时间若还未解开，关闭进站放空阀及旋塞阀，需要从井口进行放空，停注醇泵，关闭井口阀，生产闸阀，关闭注醇阀门（或注醇总阀），打开测试阀门，用井口阀控制气量进行放空，当压力下降时，适当开大阀开度，以便达到有效带液的目的。
待采气管线压力放空为零后，将加热炉水浴温度调高至70℃，打开进站闸板阀，用加热炉阀控制气量，给地面管线倒热气，放置10分钟左右，同时观察进站压力是否下降，否则将凉气放空，用同样方法再次倒热气，如此反复进行2-3次，打开井口测试阀门，若进站压力下降，井口有气流通过，说明采气管线水合物已解除，继续吹扫待气质干净后停止吹扫，在水合物未解除前不能中断吹扫，以防管线温度低于0℃，再次形成冰堵。关闭加热炉阀及进站闸板阀，从井口对采气管线进行缓慢充压，同时打开进站旋塞阀及放空阀，观察气流产液及燃烧情况，无产液，气质干净，火焰竖直向上，燃烧有力，说明采气管线已完全解通。降压解堵法方法适用于已形成水合物冰堵的气井，若用此法未解除情况下，需采用常压解堵法。
3.4常压解堵法
（1）堵塞现象：在利用降压解堵法后，水合物未能解除，说明水合物冰堵严重。
（2）处理方法：打开进站旋塞阀，进站放空阀，打开井口测试阀门，从管线两端进行放空，带压力均为零时，关闭井口与进站所有阀门，将注醇流程改为地面注醇，启用注醇泵，并大排量注醇，关闭测试阀门，继续注醇，当注醇泵压力上升至5MPa以上时，放置1天后，按照放空解堵的方法进行操作解堵，这种解堵方法适用于采气管线堵塞严重的情况，缺点是解堵周期较长，甲醇浪费较大。
气井管道内水合物的堵塞过程复杂且影响因素较多，有针对性的实施气井管线堵塞预防措施，可以有效减低气井故障率，提高气井的产量。
参考文献：
[1]邱晓林;含硫天然气水合物形成条件及预防措施[J];石油与天然气化工;2002年05期
[2]冯涛，宋承毅，李玉星;水合物形成预测及防止措施优化研究[J];油气田地面工程;2001年05期