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摘 要：从地层中开采出的天然气在采运过程中极易生成水合物，严重时堵塞管线及滤器。冰堵不仅增加了油气田的管理难度，提高了成本，更产生了极大的安全隐患。本文以绍兴36-5平台为例，介绍了平黄一期油气田气井在试运行及生产过程中解堵的诸多实践，并从安全性、成本、实施难度等多个方面分析了各个方法的优缺点，有效控制了冰堵问题，保证了海上油气田运行管理的顺利。
关键词：天然气水合物；冰堵；管线解堵
中图分类号：TE257 文献标识码：A 文章编号：1004-7344（2018）27-0357-02
绍兴36-5平台隶属于平黄一期油气田项目，于2015年9月开始试生产。在试生产阶段发现生产流程频繁发生堵塞现象，主要以冰堵为主。开井初期、产量调整期间或环境温度较低时，由于压力和温度的不稳定，在管线压力调节阀、单向阀处由于节流产生水合物、冰渣等，造成生产流程管线发生冰堵；冰堵极大地影响平台正常生产，一旦流程发生堵塞，会使流程压力升高超过ESD关断设定值，导致单元关停甚至生产关断，并且存在极大的安全隐患。
1 水合物形成机理
1.1 水合物形成原因
生成水合物与天然气组成（包括含水量）、压力、温度等条件有关，并且是由外部原因和内部原因相互作用的结果，其中内部原因主要是天然气中有一部分游离水，游离水是形成天然气水合物的重要因素；而外部原因主要是温度和压力：如果温度越低，压力越高，则越容易形成水合物。此外，在高速流动、高压脉动以及快速搅拌等条件下，在输气管道的单流阀、弯头以及粗糙的管壁等比较特殊的位置处，也很容易形成水合物。天然气水合物形成的临界温度是水合物存在的最高温度，如果外界温度高于该温度，则不会形成水合物。
1.2 水合物形成压力温度曲线
根据实验室PVT模拟测试，得到不同含水率条件下水合物形成与压力和温度关系的曲线，根据该曲线可知，在目前的操作压力为68bar、含水率为5%的情况下，查表得水合物形成的最低温度为18℃左右。而东海冬季的环境温度为-5～10℃左右。部分单井操作温度<18℃，所以在冬季生产时各节流点处极易产生水合物，形成冰堵。
1.3 平台水合物形成现状
绍兴36-5平台于2015年9月开始试生产，SHX-PH11井产能低，井温低，以9月15日～17日期間为例，井温均<20℃，而刚开井时的温度<3℃。
统计投产2015年9月12日～2016年6月30的292d内，每天监测记录12个点，一共有1280个监测点的井温<20℃，<25℃的有2756个监测点。冰堵在冬季表现得特别明显，与环境温度和井温线性相关。
2 水合物的危害
在开井初期、产量调整期间或环境温度较低时，由于压力和温度的不稳定，会造成生产管线部分地方发生冰堵，以至于生产流程发生堵塞，一方面容易使流程压力超过设定值导致单井关停并产生安全隐患，也会使产量下降，影响正常生产[1]。
发现经常出现冰堵的地方有：油嘴处、管汇单流阀、测试分离器气相去生产分离器管线单流阀处、测试分离器油水相去生产分离器管线单流阀处、生产分离器气相捕雾器处、生产分离器气相压力调节阀处。
显然，天然气水合物在很大程度上减小了管线流通的截面积，使管线的输送能力下降、产量波动较大，影响正常的平稳生产；其次水合物的形成产生节流，进一步加速了水合物的形成，造成管线、阀门及部分设备的堵塞，水合物被流体冲开后也会冲蚀管线，使管线异常振动，严重影响管道及设备的安全运行；水合物积聚在弯头或其他不平整的位置也会与天然气中的酸性气体混合腐蚀管壁；水合物积聚严重时会产生冰堵，造成憋压，使管线及上游流程压力增大，产生极大的安全隐患，压力过高造成的关断对设备也有损害。
3 工艺流程解堵实践及效果
3.1 流程改造及效果
增加暖管线路，由其它高产能且温度较高的井口接管线到低温井，提高低温井本身温度，防止温度过低发生冰堵。
以绍兴36-5平台PH11井（低温井）为例，将A3井（高温井）清蜡阀顶部物理油压表与PH11井嘴后物理压力表拆卸，用合适压力等级的仪表管进行连接，当PH11井温度过低导致管汇单向阀处冰堵时，打开A3井原油压表针阀与管线上球阀，用A3井的产出物与PH11井的产出物混合，达到提高PH11井嘴后温度的作用，解决PH11井管汇单向阀处冰堵问题，流程示意图如图1所示。
效果：能在一定程度上改善低温井的嘴后冰堵情况，但对油嘴处的冰堵作用不明显，并且由于流程为临时管线，存在一定程度的安全风险。
3.2 化学药剂使用及效果
通过加注合适类型的化学药剂，解决生产流程冰堵。根据甲醇和乙二醇解堵的特点，乙二醇对于预防水合物的形成作用明显，而甲醇对处理已形成的冰堵作用明显。
（1）初期化学药剂使用方法
当管线或油嘴出现压力频繁波动时，应及时通过乙二醇注入泵向管线内加注乙二醇，防止水合物形成，从而预防冰堵的发生；当已产生冰堵且压力>100bar时，采取加注甲醇的方式解堵；坚持注乙二醇防堵和注甲醇解堵相结合的方式[2]。
（2）改进版化学药剂使用方法
由于乙二醇泵和甲醇泵为两个泵，使用及切换起来较为繁琐，平台经过仔细研究和认真分析，采取在乙二醇泵吸入口量筒内直接加入甲醇和乙二醇的混合液体，经乙二醇泵一起加注到冰堵管线内，效果显著。
效果：效果显著，实施难度低，兼顾解堵和预防冰堵的双重作用；一天需多次间歇注入药剂，按化学药剂费用计算，长期使用成本很高。
（3）敷设电伴热线和增加保温被及效果
对于经常发生冰堵的单向阀和滤器，在其管线上进行敷设电伴热和增加保温被，提高并维持管内流体的温度。
效果：效果较好，不易产生冰堵；实施难度较低，但对于只有外操及电仪工两名可用人员来说捆绑电伴热及保温被工作量较大；工作开展起始到可以正常使用时间较长，但一次完成，长期可用；材料全部来自工程余料及不用的备件，无多余费用支出产生。
经比较各种方法对应结果，从效果、安全风险、使用成本等方面来看可将上述方法对比情况汇集成表1。
4 结束语
综上所述，坚持注乙二醇防堵和注甲醇解堵相结合的方式可以有效应对气井工艺流程冰堵的情况；根据水化物形成的温度点，敷设电伴热线和增加保温被的方式在东海是一种效果较好且成本低廉的方法。建议平台建造前期的设计方面增加水合物的预防措施。
参考文献
[1]庞维新，李清平，程 艳，等.水合物堵塞治理工具和方法研究[J].石油机械，2016（03）：68～72.
[2]吴海浩，杨 璐，吕晓方，等.天然气水合物生成速率实验研究[J].实验技术与管理，2014（01）：36～40.
收稿日期：2018-8-4
作者简介：仵 鹏（1984-），男，山东菏泽人，工程师，本科，从事开采平台管理工作。
关键词：天然气水合物；冰堵；管线解堵
中图分类号：TE257 文献标识码：A 文章编号：1004-7344（2018）27-0357-02
绍兴36-5平台隶属于平黄一期油气田项目，于2015年9月开始试生产。在试生产阶段发现生产流程频繁发生堵塞现象，主要以冰堵为主。开井初期、产量调整期间或环境温度较低时，由于压力和温度的不稳定，在管线压力调节阀、单向阀处由于节流产生水合物、冰渣等，造成生产流程管线发生冰堵；冰堵极大地影响平台正常生产，一旦流程发生堵塞，会使流程压力升高超过ESD关断设定值，导致单元关停甚至生产关断，并且存在极大的安全隐患。
1 水合物形成机理
1.1 水合物形成原因
生成水合物与天然气组成（包括含水量）、压力、温度等条件有关，并且是由外部原因和内部原因相互作用的结果，其中内部原因主要是天然气中有一部分游离水，游离水是形成天然气水合物的重要因素；而外部原因主要是温度和压力：如果温度越低，压力越高，则越容易形成水合物。此外，在高速流动、高压脉动以及快速搅拌等条件下，在输气管道的单流阀、弯头以及粗糙的管壁等比较特殊的位置处，也很容易形成水合物。天然气水合物形成的临界温度是水合物存在的最高温度，如果外界温度高于该温度，则不会形成水合物。
1.2 水合物形成压力温度曲线
根据实验室PVT模拟测试，得到不同含水率条件下水合物形成与压力和温度关系的曲线，根据该曲线可知，在目前的操作压力为68bar、含水率为5%的情况下，查表得水合物形成的最低温度为18℃左右。而东海冬季的环境温度为-5～10℃左右。部分单井操作温度<18℃，所以在冬季生产时各节流点处极易产生水合物，形成冰堵。
1.3 平台水合物形成现状
绍兴36-5平台于2015年9月开始试生产，SHX-PH11井产能低，井温低，以9月15日～17日期間为例，井温均<20℃，而刚开井时的温度<3℃。
统计投产2015年9月12日～2016年6月30的292d内，每天监测记录12个点，一共有1280个监测点的井温<20℃，<25℃的有2756个监测点。冰堵在冬季表现得特别明显，与环境温度和井温线性相关。
2 水合物的危害
在开井初期、产量调整期间或环境温度较低时，由于压力和温度的不稳定，会造成生产管线部分地方发生冰堵，以至于生产流程发生堵塞，一方面容易使流程压力超过设定值导致单井关停并产生安全隐患，也会使产量下降，影响正常生产[1]。
发现经常出现冰堵的地方有：油嘴处、管汇单流阀、测试分离器气相去生产分离器管线单流阀处、测试分离器油水相去生产分离器管线单流阀处、生产分离器气相捕雾器处、生产分离器气相压力调节阀处。
显然，天然气水合物在很大程度上减小了管线流通的截面积，使管线的输送能力下降、产量波动较大，影响正常的平稳生产；其次水合物的形成产生节流，进一步加速了水合物的形成，造成管线、阀门及部分设备的堵塞，水合物被流体冲开后也会冲蚀管线，使管线异常振动，严重影响管道及设备的安全运行；水合物积聚在弯头或其他不平整的位置也会与天然气中的酸性气体混合腐蚀管壁；水合物积聚严重时会产生冰堵，造成憋压，使管线及上游流程压力增大，产生极大的安全隐患，压力过高造成的关断对设备也有损害。
3 工艺流程解堵实践及效果
3.1 流程改造及效果
增加暖管线路，由其它高产能且温度较高的井口接管线到低温井，提高低温井本身温度，防止温度过低发生冰堵。
以绍兴36-5平台PH11井（低温井）为例，将A3井（高温井）清蜡阀顶部物理油压表与PH11井嘴后物理压力表拆卸，用合适压力等级的仪表管进行连接，当PH11井温度过低导致管汇单向阀处冰堵时，打开A3井原油压表针阀与管线上球阀，用A3井的产出物与PH11井的产出物混合，达到提高PH11井嘴后温度的作用，解决PH11井管汇单向阀处冰堵问题，流程示意图如图1所示。
效果：能在一定程度上改善低温井的嘴后冰堵情况，但对油嘴处的冰堵作用不明显，并且由于流程为临时管线，存在一定程度的安全风险。
3.2 化学药剂使用及效果
通过加注合适类型的化学药剂，解决生产流程冰堵。根据甲醇和乙二醇解堵的特点，乙二醇对于预防水合物的形成作用明显，而甲醇对处理已形成的冰堵作用明显。
（1）初期化学药剂使用方法
当管线或油嘴出现压力频繁波动时，应及时通过乙二醇注入泵向管线内加注乙二醇，防止水合物形成，从而预防冰堵的发生；当已产生冰堵且压力>100bar时，采取加注甲醇的方式解堵；坚持注乙二醇防堵和注甲醇解堵相结合的方式[2]。
（2）改进版化学药剂使用方法
由于乙二醇泵和甲醇泵为两个泵，使用及切换起来较为繁琐，平台经过仔细研究和认真分析，采取在乙二醇泵吸入口量筒内直接加入甲醇和乙二醇的混合液体，经乙二醇泵一起加注到冰堵管线内，效果显著。
效果：效果显著，实施难度低，兼顾解堵和预防冰堵的双重作用；一天需多次间歇注入药剂，按化学药剂费用计算，长期使用成本很高。
（3）敷设电伴热线和增加保温被及效果
对于经常发生冰堵的单向阀和滤器，在其管线上进行敷设电伴热和增加保温被，提高并维持管内流体的温度。
效果：效果较好，不易产生冰堵；实施难度较低，但对于只有外操及电仪工两名可用人员来说捆绑电伴热及保温被工作量较大；工作开展起始到可以正常使用时间较长，但一次完成，长期可用；材料全部来自工程余料及不用的备件，无多余费用支出产生。
经比较各种方法对应结果，从效果、安全风险、使用成本等方面来看可将上述方法对比情况汇集成表1。
4 结束语
综上所述，坚持注乙二醇防堵和注甲醇解堵相结合的方式可以有效应对气井工艺流程冰堵的情况；根据水化物形成的温度点，敷设电伴热线和增加保温被的方式在东海是一种效果较好且成本低廉的方法。建议平台建造前期的设计方面增加水合物的预防措施。
参考文献
[1]庞维新，李清平，程 艳，等.水合物堵塞治理工具和方法研究[J].石油机械，2016（03）：68～72.
[2]吴海浩，杨 璐，吕晓方，等.天然气水合物生成速率实验研究[J].实验技术与管理，2014（01）：36～40.
收稿日期：2018-8-4
作者简介：仵 鹏（1984-），男，山东菏泽人，工程师，本科，从事开采平台管理工作。