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摘要：目前，某气田呈现出气井分布广泛，井口压力大，单井产量小的特性，应用多井高压集气，集中注醇开采技艺形式，即为自井口开采出天然气经过φ60～114mm高压采气管线长距离传送到集气站，尤其在冬季温度0～7℃流入集气站技艺程序，通过受热、节流、分离、脱水、计量外输到集气直线，应用高压注醇泵通过注醇管线把甲醇传送到井口采气管线，从而实现防止水合物产生的目标。接下来，文章经过针对高压采气管线导致堵塞的多种原因实施解析汇总，深入研究了高压采气管线堵塞的主因及其防冻措施，给出了对应的建议与意见。
关键词：采气管线;水合物堵塞;原因及处理
引言
随着我国经济的迅速发展，工业化进程继续深化，能源需求增加，但环境污染问题严重阻碍了我国经济的发展，影响了人民的健康。大规模开采和使用天然气作为清洁能源，不仅促进了人民的生产生活，而且有助于缓解国家的能源危机，天然气水合物在天然气开采过程中很容易凝结成一流的管道、阀门和弯头，因为开采出来的天然气含有一定的水合物的形成严重影响了管道的运输能力，甚至阻碍甚至阻止了管道。因此，防止天然气开采阶段的水合物形成是天然气运输安全和稳定的先决条件。本研究主要分析天然气水合物的成因、影响和预防，为今后天然气的生产提供理论基础。
1采气管线水合物堵塞的具体原因解析
气井在日常生产进程中，自井底开采的地层水与凝析水及其注入甲醇到采气管线。而层流为气液混合物在采气管线中流态的理想情况。毕竟中原气井绝大多数为中低产气井，单井产量小，单井管线距离集气站很远，同时受气井配产、管线内径和粗糙度等不同原因干扰，以至于气液在管线内流态呈现的非常繁杂，毕竟气液重度和粘度的区别化，气相流动太快，相反液相流动非常慢，导致游离水在采气管线低洼位置集中，从而给采气管线水合物产生滋生了首要条件。而气井产液情况和配产有着必然联系，试验结果证明：某气田气井临界携液流量是4×104～6×104m3/d，把气井划分为三种，即产量大于临界携液流量6×104m3/d气井，平稳出水与生产，相反极易导致采气管线积液。位于临界携液流量4×104～6×104m3/d气井，间歇出水，且不平稳，在产业量明显上升时，注醇量相应出现不足，从而导致水合物堵塞，生产不平稳。小于临界携液流量4×104～6×104m3/d气井，不产地层水，单产少许凝析水，尤其在冬季生产，伴随着开进时长加长，凝析液量在采气管线渐渐聚集，时有发生地面管线堵塞难题，且生产平稳。
2采气管线水合物堵塞原因分析
在油井生产过程中，地下水和冷凝水以及注入的甲醇被引入采掘管道。气体和液体的混合物在理想状态下流入气体提取管道。由于中原气井多为中低产量井，单井产量低，管道远离天然气采集站，受多种因素的影响，如气井产量、内径和粗糙度等，管道内液化气流量非常复杂，由于液化气重量和粘度不同，气相流量较快，液相流量较慢，导致液化气收集管道底部积水; 为井产液情况形成水合物提供了条件，与分布生产有很大关系，试验结果表明中原气井临界输液量为4 ～ 6×104 m3/d，气井分为三类， 即产出大于6 × 104 m3 / d临界输液量的气井，水流稳定，生产相对稳定，但容易引起燃气管道液体积累。 在4 ～ 6 × 104 m3 / d临界液流中，水断断续续流出，水不稳定，生产液量急剧增加，注入酒精量相对不足，容易引起水合物堵塞，生产非常不稳定。低于4×104m3/d液流临界流量的气井不产生生产层水，只产生少量凝结水。冬季生产时，随着钻井周期的延长，凝结水量越集中在天然气开采管道中，地表管道有时会堵塞，生产稳定。同时，受油井生产、管径、弯头、管道埋深和管道周围温度的影响。抽取空气管道很容易形成水合物。水合物形成温度是水合物的最高温度，不管压力如何，游离水的量不会形成水合物。对于具有相同成分的气体，随着压力的升高和降低，水合物形成温度升高，压力是形成水合物的重要因素。中原气井入口压力达到约20Mpa，在一定温度条件下，冬季入口压力越大，形成水合物就越容易。简而言之：空气提取管道中存在游离水、足够的压力和足够的低温是形成水合物的必要条件。此外，油井底部的污物被带入高速空气提取管道并在当地收集，气流通过减少容量而产生节约气流的效果，从而降低了气流温度，也是导致空气提取管道堵塞的一个影响因素。
3 预防水合物形成的措施
3.1向天然气内添加水合物生成抑制剂，增大水合物生成的难度
目前，热力学和动力学抑制剂以及水合物的抗聚合物在生产过程中得到广泛应用。热力学抑制剂通过改变水合物阶段的化学位置，将水合物的生产条件移至较低温度或较高压力。动态抑制剂主要通过改变天然气的速度和流通条件，降低气体水合物的生活温度;防水合物聚合剂通过在天然气中添加低浓度表面聚合物防止水合物聚合，这些聚合物允许在形成水合物之前模拟液态水。这种防止聚合物生产的方法还必须考虑到天然气的运输，因为聚合物的生产会提高测量仪器测量的准确性，而且必须在测量系统之后和压力调节装置之前添加。
3.2地面管道堵塞处理方法
首先，在水合物完全形成之前，可以将压力从2 MPa降到3 MPa，在减少输入压力和增加注射酒精量1 ～ 2小时后，通常采用小针的开合方法。二、压力降大于3MPa时采用的方法：①关节流针阀，增加注射酒精量1 ～ 2小时后，清空站内;当站内输入压力呈上升趋势时，关闭排气回收压力;当输入压力恢复并且酒精注入压力基本相同时，井便会打开。②在关节流量峰值水龙头站内放空，当站内输入压力降至零时，系统压力10 ～ 20分钟后放空站内的热量，并连续多次进行。
3.3提产带液方式堵塞问题
进站压力变动大，产气量降低，井口远传油压和进站压力差值大，在气量无变动状况下，分离器偶然产少量液，且进站压力和井口远传油压存在回升现象，采气管线积液导致回压提升，产气量降低，采取开大或关小方式，活动加热炉节流针阀听见气流中夹杂显著水流或者坚硬物体碰撞声，表明采气管线有水合物冰堵问题。处理措施：此井注醇泵排量调动到80%上下，提升配产50%之上，实现提升气流和温度共同成效，致使气流速率确保在3m/s上下，较大气流速度能够提高气流温度，加强管线积液扰动技能，影响水合物产生与集中，留意查看氣流具备较强携液能力，一旦井间积液大量带出，导致采气管线冰堵，且升高加热炉水浴温度，保证节流之后温度在10℃之上，预防节流效应导致节流之后管线冰堵而超压。提产带液方式适合在采气管线积液导致产量下滑，轻微冰堵问题的气井使用。
结束语
总之，天然气在天然气开采和运输过程中形成水合物的条件受到许多因素的影响，可以采取预防和控制措施，尽量减少水合物的形成，但还不能完全消除水合物生产的影响。目前，国内外先进技术可能会大大减缓水合物的形成，新技术和方法已经提出，但尚未得到验证，减少水合物的形成还有很长的路要走。
参考文献
[1]敬佩瑜.输气管道堵塞的瞬态流动特性及其定位方法研究[D].西南石油大学，2018.
[2]田明号，李顺.天然气集输管线冬季冻堵及措施研究[J].建材与装饰，2018（03）：155-156.
[3]曲佳楠.天然气集输管线冬季冻堵及解决措施分析[J].化工管理，2017（25）：139.
[4]练杰.天然气长输管道不完全堵塞检测技术研究[D].重庆科技学院，2017.
[5]康俊鹏.采气管线水合物预测与抑制技术研究[D].西安石油大学，2017.
关键词：采气管线;水合物堵塞;原因及处理
引言
随着我国经济的迅速发展，工业化进程继续深化，能源需求增加，但环境污染问题严重阻碍了我国经济的发展，影响了人民的健康。大规模开采和使用天然气作为清洁能源，不仅促进了人民的生产生活，而且有助于缓解国家的能源危机，天然气水合物在天然气开采过程中很容易凝结成一流的管道、阀门和弯头，因为开采出来的天然气含有一定的水合物的形成严重影响了管道的运输能力，甚至阻碍甚至阻止了管道。因此，防止天然气开采阶段的水合物形成是天然气运输安全和稳定的先决条件。本研究主要分析天然气水合物的成因、影响和预防，为今后天然气的生产提供理论基础。
1采气管线水合物堵塞的具体原因解析
气井在日常生产进程中，自井底开采的地层水与凝析水及其注入甲醇到采气管线。而层流为气液混合物在采气管线中流态的理想情况。毕竟中原气井绝大多数为中低产气井，单井产量小，单井管线距离集气站很远，同时受气井配产、管线内径和粗糙度等不同原因干扰，以至于气液在管线内流态呈现的非常繁杂，毕竟气液重度和粘度的区别化，气相流动太快，相反液相流动非常慢，导致游离水在采气管线低洼位置集中，从而给采气管线水合物产生滋生了首要条件。而气井产液情况和配产有着必然联系，试验结果证明：某气田气井临界携液流量是4×104～6×104m3/d，把气井划分为三种，即产量大于临界携液流量6×104m3/d气井，平稳出水与生产，相反极易导致采气管线积液。位于临界携液流量4×104～6×104m3/d气井，间歇出水，且不平稳，在产业量明显上升时，注醇量相应出现不足，从而导致水合物堵塞，生产不平稳。小于临界携液流量4×104～6×104m3/d气井，不产地层水，单产少许凝析水，尤其在冬季生产，伴随着开进时长加长，凝析液量在采气管线渐渐聚集，时有发生地面管线堵塞难题，且生产平稳。
2采气管线水合物堵塞原因分析
在油井生产过程中，地下水和冷凝水以及注入的甲醇被引入采掘管道。气体和液体的混合物在理想状态下流入气体提取管道。由于中原气井多为中低产量井，单井产量低，管道远离天然气采集站，受多种因素的影响，如气井产量、内径和粗糙度等，管道内液化气流量非常复杂，由于液化气重量和粘度不同，气相流量较快，液相流量较慢，导致液化气收集管道底部积水; 为井产液情况形成水合物提供了条件，与分布生产有很大关系，试验结果表明中原气井临界输液量为4 ～ 6×104 m3/d，气井分为三类， 即产出大于6 × 104 m3 / d临界输液量的气井，水流稳定，生产相对稳定，但容易引起燃气管道液体积累。 在4 ～ 6 × 104 m3 / d临界液流中，水断断续续流出，水不稳定，生产液量急剧增加，注入酒精量相对不足，容易引起水合物堵塞，生产非常不稳定。低于4×104m3/d液流临界流量的气井不产生生产层水，只产生少量凝结水。冬季生产时，随着钻井周期的延长，凝结水量越集中在天然气开采管道中，地表管道有时会堵塞，生产稳定。同时，受油井生产、管径、弯头、管道埋深和管道周围温度的影响。抽取空气管道很容易形成水合物。水合物形成温度是水合物的最高温度，不管压力如何，游离水的量不会形成水合物。对于具有相同成分的气体，随着压力的升高和降低，水合物形成温度升高，压力是形成水合物的重要因素。中原气井入口压力达到约20Mpa，在一定温度条件下，冬季入口压力越大，形成水合物就越容易。简而言之：空气提取管道中存在游离水、足够的压力和足够的低温是形成水合物的必要条件。此外，油井底部的污物被带入高速空气提取管道并在当地收集，气流通过减少容量而产生节约气流的效果，从而降低了气流温度，也是导致空气提取管道堵塞的一个影响因素。
3 预防水合物形成的措施
3.1向天然气内添加水合物生成抑制剂，增大水合物生成的难度
目前，热力学和动力学抑制剂以及水合物的抗聚合物在生产过程中得到广泛应用。热力学抑制剂通过改变水合物阶段的化学位置，将水合物的生产条件移至较低温度或较高压力。动态抑制剂主要通过改变天然气的速度和流通条件，降低气体水合物的生活温度;防水合物聚合剂通过在天然气中添加低浓度表面聚合物防止水合物聚合，这些聚合物允许在形成水合物之前模拟液态水。这种防止聚合物生产的方法还必须考虑到天然气的运输，因为聚合物的生产会提高测量仪器测量的准确性，而且必须在测量系统之后和压力调节装置之前添加。
3.2地面管道堵塞处理方法
首先，在水合物完全形成之前，可以将压力从2 MPa降到3 MPa，在减少输入压力和增加注射酒精量1 ～ 2小时后，通常采用小针的开合方法。二、压力降大于3MPa时采用的方法：①关节流针阀，增加注射酒精量1 ～ 2小时后，清空站内;当站内输入压力呈上升趋势时，关闭排气回收压力;当输入压力恢复并且酒精注入压力基本相同时，井便会打开。②在关节流量峰值水龙头站内放空，当站内输入压力降至零时，系统压力10 ～ 20分钟后放空站内的热量，并连续多次进行。
3.3提产带液方式堵塞问题
进站压力变动大，产气量降低，井口远传油压和进站压力差值大，在气量无变动状况下，分离器偶然产少量液，且进站压力和井口远传油压存在回升现象，采气管线积液导致回压提升，产气量降低，采取开大或关小方式，活动加热炉节流针阀听见气流中夹杂显著水流或者坚硬物体碰撞声，表明采气管线有水合物冰堵问题。处理措施：此井注醇泵排量调动到80%上下，提升配产50%之上，实现提升气流和温度共同成效，致使气流速率确保在3m/s上下，较大气流速度能够提高气流温度，加强管线积液扰动技能，影响水合物产生与集中，留意查看氣流具备较强携液能力，一旦井间积液大量带出，导致采气管线冰堵，且升高加热炉水浴温度，保证节流之后温度在10℃之上，预防节流效应导致节流之后管线冰堵而超压。提产带液方式适合在采气管线积液导致产量下滑，轻微冰堵问题的气井使用。
结束语
总之，天然气在天然气开采和运输过程中形成水合物的条件受到许多因素的影响，可以采取预防和控制措施，尽量减少水合物的形成，但还不能完全消除水合物生产的影响。目前，国内外先进技术可能会大大减缓水合物的形成，新技术和方法已经提出，但尚未得到验证，减少水合物的形成还有很长的路要走。
参考文献
[1]敬佩瑜.输气管道堵塞的瞬态流动特性及其定位方法研究[D].西南石油大学，2018.
[2]田明号，李顺.天然气集输管线冬季冻堵及措施研究[J].建材与装饰，2018（03）：155-156.
[3]曲佳楠.天然气集输管线冬季冻堵及解决措施分析[J].化工管理，2017（25）：139.
[4]练杰.天然气长输管道不完全堵塞检测技术研究[D].重庆科技学院，2017.
[5]康俊鹏.采气管线水合物预测与抑制技术研究[D].西安石油大学，2017.