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【摘要】在天然气勘探、开采、集输过程中，由于天然气水合物的生成，易造成井筒、求产、输气管线的堵塞，而通常解堵都比较困难，而且影响正常运行，有时还会引起事故。影响了勘探、开发的正常进行。针对这一问题，我们在总结前人经验的基础上，对试气过程中天然气水合物生成的抑制、堵塞求产管线的预防措施进行探讨，以供参考。
【关键词】天然气水合物 试气 抑制 预防
天然气水合物又称可燃冰，纯净的天然气水合物外观呈白色，形似冰雪，可以像固体酒精一样直接点燃。在气井降压生产的过程中，由于温度场和压力场大幅度变化，在集气管线中通常要形成水合物，尤其是在阀门、分离器入口、管线弯头和三通等处，更易形成堵塞。常常堵死生产管柱及集气管线，直接影响气井的正常生产和天然气外输，这不仅会给气井的生产带来困难，而且给气井的科学管理也造成严重危害。
1 天然气水合物生成条件
1.1 与天然气组分有关
天然气各种组分形成水合物的先后顺序是：H2S—异丁烷—丙烷—乙烷—二氧化碳—甲烷氮气。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物 。
1.2 需要一定的温度和压力条件
天然气在流出地层，在油管中运动的过程中，一般压力在9.00-10.00MPa以上，很容易达到生成水合物的压力要求，而在此过程中压力的降低会导致天然气温度的不断下降，很容易在井下某一深度达到水合物生成的温度。
1.3 与气流高速流动，压力波动以及微小水合物晶核的诱导有关
新井射孔后，原来钻井施工残留在井底的泥浆或地层中的岩屑微粒会随天然气一起进入油管，一部分粘贴在井筒内壁上，增加油管壁的粗糙度，产生阻流，导致压力波动、气流不稳定；此外，细微的聚合物泥浆颗粒极易形成水合物晶核，加速油管中水合物的生成。
1.4 系统中有自由水存在
地层水以及钻井和酸化压裂施工中的残留水，生产时，大部分以游离水的形式被天然气从油管带到地面。这些水的存在，不仅为油管中水合物的生成提供了重要条件，而且井中出来的水到地面以后导致输气管线积水，在一定温度和压力条件下生成水合物。
2 天然气水合物的危害
2005年8月，在马北8井Ⅲ-1层组试气过程中所受天然气水合物的危害，主要表现在两个方面。
2.1 油管堵塞
马北8井Ⅲ-1层组试气地层测试二开井后，井口油管及求产管线发生水化物堵塞后，油压迅速下降落零，导致停产。
2.2 流程高压管线堵塞
从井口出来的天然气都是经火炕管线加热后再进行节流降压，采气树至一级节流这段输气管线压力高、气流速度慢、因无法加热相对温度较低，容易发生水化物堵塞。
试油（气）流程管线水合物堵塞有以下特点：
（1）一般发生在管线弯头、内径缩径等阻流部件处。
（2）水合物生成压力相对较低，一般在2.00-3.00MPa之间。
3 抑制天然气水合物生成的方法
3.1 提高节流前天然气的温度
在给定组分和压力条件下，天然气水合物的生成与否主要取决于温度，正确地预测天然气节流后的温度，可为防止水合物堵塞措施提供技术依据。
3.2 天然气中注入抑制剂
向天然气中注入各种能降低水合物生成温度的天然气水合物抑制剂。常用的抑制剂有甲醇、乙二醇（EG）、二甘醇（DEG）等。向天然气中注入的抑制剂与冷却过程凝析的水形成冰点很低的溶液，天然气中的水汽被高浓度甘醇溶液所吸收，导致水合物生成温度明显下降。
3.3 油管堵塞的防治
油管水合物的防治一般采用以下两种措施，一是用水泥车清洗油管，该方法是向油管中打入经过加热的活性水，使水合物融化，再对油管进行清洗，最后从井口排出污物；二是关井一段时间，待油压恢复后，从井口放喷，排出污物。
4 马北8井Ⅲ-1层组抑制天然气水合物生成实验方法
马北8井Ⅲ-1层组试油（气）主要经历以下工序：
（1）2005年8月19日-20日封堵、试压、洗井；
（2）2005年8月20日-21日下测-射联作管柱至井深1344.99m进行校深，调整管柱至井深1342.87m，射孔时间：9：06，射孔方式：MFE测-射联作，射后显示强；
（3）2005年8月21日-30日地层测试，采用三开二关MFE测-射联作工艺，一开井32min，一关井251min，二开井3516min，二关井3438min，三开井4800自喷求产，压井起钻。
（4）2005年8月21日13：48-22日23：30地层测试二开井，用Φ4mm油嘴油管放喷，油压由0↑9.70↓0MPa，其中13：50开始出液，喷出水0.33m3，PH值6，CL-2769mg/L，天然气焰高6.00m↓0，焰色桔黄色。井口由旋塞控制头及活动管汇与地面流程连接。地面关井，拆卸活动管汇，发现控制头及活动管汇内有冰柱，使用电热带对井口及活动管汇进行解冻。16：30地面开井，用Φ4mm油嘴油管放喷，油压由0↑1.47↓0MPa，有天然气喷出，天然气焰高1.00↓0m，焰色桔黄色，含微量水。（起初现场判断地层出水）进行接抽汲流程，倒抽汲大绳，抽汲准备。下加重杆及千次抽后在井深23.00m处遇阻。
后经过讨论后决定解封起钻证实遇阻物，期间拆卸旋塞控制头及活动管汇，控制头下部安装为CYB250型闸门，于8月23日0：05有大量天然气及大量冰块从井内喷出，后及时将井口关闭。
以上方法取得了一定的效果，在三开井后分别用6、7、8、10mm油嘴控制放喷，使其井口压力下降，并取得了6、8mm油嘴相对较稳定流压下产量，即6mm油嘴求产得地层气产量：39133m3/d，油压7.20MPa，中部流压11.7435MPa/1338.65m；8mm油嘴求产得地层日产气：51177m3/d，油压6.000MPa，中部流压10.9747MPa/1338.65m。
5 小结
（1）加强节流前的保温可有效提高节流油嘴处的气流温度，对地面管线冻堵的预防有一定效果。
（2）井口求产管线内径的加大可使气流压力明显降低，对预防水合物的生成有明显的作用。
（3）抑制剂的使用，由于对抑制剂用量缺乏准确计算，从安全生产的角度出发，抑制剂用量往往大于实际需求量，一方面，不利于节约成本，同时会导致不必要的环境污染。
（4）气井测试管柱的有效密封，防止环空淡水渗入油管，可有效预防水合物的生成。
（5）选择合理的工艺措施，解决预防油管中水合物堵塞的难题，特别是在下有封隔器的气井中。
【关键词】天然气水合物 试气 抑制 预防
天然气水合物又称可燃冰，纯净的天然气水合物外观呈白色，形似冰雪，可以像固体酒精一样直接点燃。在气井降压生产的过程中，由于温度场和压力场大幅度变化，在集气管线中通常要形成水合物，尤其是在阀门、分离器入口、管线弯头和三通等处，更易形成堵塞。常常堵死生产管柱及集气管线，直接影响气井的正常生产和天然气外输，这不仅会给气井的生产带来困难，而且给气井的科学管理也造成严重危害。
1 天然气水合物生成条件
1.1 与天然气组分有关
天然气各种组分形成水合物的先后顺序是：H2S—异丁烷—丙烷—乙烷—二氧化碳—甲烷氮气。形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物 。
1.2 需要一定的温度和压力条件
天然气在流出地层，在油管中运动的过程中，一般压力在9.00-10.00MPa以上，很容易达到生成水合物的压力要求，而在此过程中压力的降低会导致天然气温度的不断下降，很容易在井下某一深度达到水合物生成的温度。
1.3 与气流高速流动，压力波动以及微小水合物晶核的诱导有关
新井射孔后，原来钻井施工残留在井底的泥浆或地层中的岩屑微粒会随天然气一起进入油管，一部分粘贴在井筒内壁上，增加油管壁的粗糙度，产生阻流，导致压力波动、气流不稳定；此外，细微的聚合物泥浆颗粒极易形成水合物晶核，加速油管中水合物的生成。
1.4 系统中有自由水存在
地层水以及钻井和酸化压裂施工中的残留水，生产时，大部分以游离水的形式被天然气从油管带到地面。这些水的存在，不仅为油管中水合物的生成提供了重要条件，而且井中出来的水到地面以后导致输气管线积水，在一定温度和压力条件下生成水合物。
2 天然气水合物的危害
2005年8月，在马北8井Ⅲ-1层组试气过程中所受天然气水合物的危害，主要表现在两个方面。
2.1 油管堵塞
马北8井Ⅲ-1层组试气地层测试二开井后，井口油管及求产管线发生水化物堵塞后，油压迅速下降落零，导致停产。
2.2 流程高压管线堵塞
从井口出来的天然气都是经火炕管线加热后再进行节流降压，采气树至一级节流这段输气管线压力高、气流速度慢、因无法加热相对温度较低，容易发生水化物堵塞。
试油（气）流程管线水合物堵塞有以下特点：
（1）一般发生在管线弯头、内径缩径等阻流部件处。
（2）水合物生成压力相对较低，一般在2.00-3.00MPa之间。
3 抑制天然气水合物生成的方法
3.1 提高节流前天然气的温度
在给定组分和压力条件下，天然气水合物的生成与否主要取决于温度，正确地预测天然气节流后的温度，可为防止水合物堵塞措施提供技术依据。
3.2 天然气中注入抑制剂
向天然气中注入各种能降低水合物生成温度的天然气水合物抑制剂。常用的抑制剂有甲醇、乙二醇（EG）、二甘醇（DEG）等。向天然气中注入的抑制剂与冷却过程凝析的水形成冰点很低的溶液，天然气中的水汽被高浓度甘醇溶液所吸收，导致水合物生成温度明显下降。
3.3 油管堵塞的防治
油管水合物的防治一般采用以下两种措施，一是用水泥车清洗油管，该方法是向油管中打入经过加热的活性水，使水合物融化，再对油管进行清洗，最后从井口排出污物；二是关井一段时间，待油压恢复后，从井口放喷，排出污物。
4 马北8井Ⅲ-1层组抑制天然气水合物生成实验方法
马北8井Ⅲ-1层组试油（气）主要经历以下工序：
（1）2005年8月19日-20日封堵、试压、洗井；
（2）2005年8月20日-21日下测-射联作管柱至井深1344.99m进行校深，调整管柱至井深1342.87m，射孔时间：9：06，射孔方式：MFE测-射联作，射后显示强；
（3）2005年8月21日-30日地层测试，采用三开二关MFE测-射联作工艺，一开井32min，一关井251min，二开井3516min，二关井3438min，三开井4800自喷求产，压井起钻。
（4）2005年8月21日13：48-22日23：30地层测试二开井，用Φ4mm油嘴油管放喷，油压由0↑9.70↓0MPa，其中13：50开始出液，喷出水0.33m3，PH值6，CL-2769mg/L，天然气焰高6.00m↓0，焰色桔黄色。井口由旋塞控制头及活动管汇与地面流程连接。地面关井，拆卸活动管汇，发现控制头及活动管汇内有冰柱，使用电热带对井口及活动管汇进行解冻。16：30地面开井，用Φ4mm油嘴油管放喷，油压由0↑1.47↓0MPa，有天然气喷出，天然气焰高1.00↓0m，焰色桔黄色，含微量水。（起初现场判断地层出水）进行接抽汲流程，倒抽汲大绳，抽汲准备。下加重杆及千次抽后在井深23.00m处遇阻。
后经过讨论后决定解封起钻证实遇阻物，期间拆卸旋塞控制头及活动管汇，控制头下部安装为CYB250型闸门，于8月23日0：05有大量天然气及大量冰块从井内喷出，后及时将井口关闭。
以上方法取得了一定的效果，在三开井后分别用6、7、8、10mm油嘴控制放喷，使其井口压力下降，并取得了6、8mm油嘴相对较稳定流压下产量，即6mm油嘴求产得地层气产量：39133m3/d，油压7.20MPa，中部流压11.7435MPa/1338.65m；8mm油嘴求产得地层日产气：51177m3/d，油压6.000MPa，中部流压10.9747MPa/1338.65m。
5 小结
（1）加强节流前的保温可有效提高节流油嘴处的气流温度，对地面管线冻堵的预防有一定效果。
（2）井口求产管线内径的加大可使气流压力明显降低，对预防水合物的生成有明显的作用。
（3）抑制剂的使用，由于对抑制剂用量缺乏准确计算，从安全生产的角度出发，抑制剂用量往往大于实际需求量，一方面，不利于节约成本，同时会导致不必要的环境污染。
（4）气井测试管柱的有效密封，防止环空淡水渗入油管，可有效预防水合物的生成。
（5）选择合理的工艺措施，解决预防油管中水合物堵塞的难题，特别是在下有封隔器的气井中。