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[摘 要]天然气井的堵塞是影响我们正常采气的一个重要因素。我们一直致力研究和摸索单井解堵和防堵的方法，本文通过长时间的实践经验， 摸索出了适合我们自身条件的一套解堵，防堵的方法。仅供参考！
[关键词]解堵；防堵；研究
中图分类号：U473.2+4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0242-01
1 水合物堵塞
我们在生产中遇到的水合物堵塞主要发生在井内油管内、采气管线、采气树针阀；偶尔出现站内一级节流气咀和站内流程、过滤器、分离器水化物堵塞情况。
1.1 防止出现水合物：井内环空注甲醇防堵与集气管线注甲醇防堵，都是通过定量的加入抑制剂来防止水合物的形成，注醇防堵是主要的防堵方法。
对于配产较高，具备连续带液的生产井，我们基本采取环空注醇的方法防止水合物的生成。因为井底积液能够被连续带出，保证井底积液能和环空注入的甲醇均匀融合，而且又不会增加气井自身排液产气的负担，从而降低水合物生产的温度，达到防堵的目的。
1.2 生产过程中的堵塞伤害
原油在地层中的粘度会增大，一些高凝的有机物（如石蜡、胶质、沥青质等）便会以结晶或胶粒形式在近井地带沉积下来，造成油层堵塞。对于粘土含量高的地层各种入井流体容易使粘土水化膨胀、分散、脱落、运移。如果注入水的水质（矿化度、化学成份、固相含量和粒径、细菌量、含氧量、含铁量）不符合要求，则可能引起地层的粘土膨胀、颗粒运移、机杂堵塞、有机和无机物沉淀等伤害，以及酸化压裂过程中酸液和压裂液与地层的不配伍，产生二次沉淀，施工参数不当造成的地层速敏等伤害，施工中外来固体颗粒、酸液滤失、地层出砂等伤害。
1.3 解除水合物的方法
常用的解除水合物堵方法有：1、堵塞部位注入抑制剂；2、加热堵塞部位管线；3、放空降压；4、反吹。目前我队常用的解除堵方法是：注入甲醇抑制剂、提高流速、放空降压和反吹管线。
瞬间提产解除水合物堵塞：井筒内和管线出现轻微水合物时，站内通过观察进站压力的变化（持续降低），进站温度变化（持续降低）和气流声音（排除出液的可能）时可以判断是否出现水合物堵塞，这时候提产，通过高速气体瞬间对堵塞部位松散水合物的冲刷作用从而解除水合物的堵塞。这种解堵的方法现场操作时存在一些问题：首先是判断堵塞的形式问题，是水合物堵还是气井间断出液引起的生产参数变化，其次是提产带液时气流速度掌握的问题，再次就是提产时机的掌握问题，当水合物已经比较致密和管壁结合比较紧密的时候提产，很可能促进水合物的产生，加速水合物堵塞管线。
加注甲醇解除水合物堵塞：甲醇具有很低的冰点，水合物遇到甲醇会迅速溶解，从而起到解堵的效果。通过对堵塞部位的判断，通过化排车向堵塞部位加注甲醇，只要管线没有完全堵死，很快就会收到效果。注醇解堵优点是节约天然气保护环境，缺点是耗费人力。
放空降压或者反吹管线解除水合物堵塞：水合物形成的一个很重要的因素是高压，当把压力降至常压，水合物会慢慢的溶解，从而起到解堵的效果。但降压解堵速度非常缓慢，特别是在气温较低的情况下降压解堵在天气寒冷时一般不单独采用，因为水合物分解后生成的水会结冰，从而形成水的冰堵。此时要将降压方法与注入防冻剂的方法配合使用，在使用降压加上注入防冻剂法时，水合物的分解速度要比单独采用一种方法时快得多。
2 积液堵塞
出现液堵的原因：
3.1 伴随天然气产出的地层水聚集在采气管线低洼处，单井不能将其推进到集气站，从而造成液堵。大部分都出现在低产气，高产水，采气管线比较长的单井。
3.2 当气体流速太低，没有足够能量使井筒中的液体与气体一起连续向上流动，气体超越液体产生“滑脱现象”，液体慢慢回落到井底，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。井内井筒积液造成油套压大幅度下降，当积液达到一定量时，可使气出现气井“假死”现象，甚至井停喷。
3 注醇防堵工艺：
制定甲醇合理注入量的制度是注醇防止水合物堵塞关键技术，由于气井瞬时产水的不可预测性，水合物堵塞问题很难完全解决。通过大量生产数据证明，集中注醇防止水合物堵塞是实施高压集气必不可少的工艺技术。该技术在现场应用时，根据气井生产实际情况，遵循下列的规律：
3.1 根据季节性气温变化确定合理的注醇量，井口和地面集气管线中气流温度受环境温度影响较大。冬季和夏季平均进站气流温度差最大约15℃ ，大部分井冬季进站温度低于10℃ ，天然气水合物易生成，夏季气温高，大大减少了水合物生成。
3.2 在环境温度较低时，集气管线内气流温度受环境温度影响，大部分管线气流温度低于水合物形成温度，虽总平均甲醇富液浓度满足防堵要求，但由于气井间歇出水的不可预见性，瞬问注醇量不足，导致水合物形成，堵塞现象仍然存在；当环境温度升高时，气流温度随之升高，但有少数井气流温度低于水合物形成温度、出现部分管线堵塞。总体来看注醇量及管线堵塞现象高温季节比低温季节大大减少。
3.3 对于产气量、产水量较大气井，气流带温能力强，气流温度一般不低于水合物形成温度，水合物不易形成而发生堵塞，每年仅在环境温度极低的情况下，需注少量甲醇防堵。
4 解堵、防堵工作中存在的问题和建议
4.1 受到客观条件的限制，我们不能够对单井井口油套压进行实时监控，这对我们快速判断堵塞形式和采取相应措施制造了障碍。
4.2 部分员工对堵塞前期处理工作还做的不够好，一些可以避免的堵塞没有得到及时有效的处理。
4.3 目前新投产井堵塞次数较多，新投产井的防堵研究工作还做的不够。
4.4气井投产前的净化工作已受到广泛关注和重视，建议加强与完井测试单位的协作，加强与施工监理单位的联系，共同做好气井投产前基础工作。
4.5采气队管线的单井井数较多，气井在实际生产中所需甲醇的合理注入量，需要技术人员、站上操作人员共同摸索研究和上级相关部门的技术指导；用制度促使和激励集气站员工摸索单井甲醇合理注入量，从而使甲醇注入量日趋经济合理。
参考文献
[1] 孙树强.井下作业.蔡运权.第1版.北京：石油工业出版社，2006.
[2] 郑伟林等解堵综合配套技术在孤东油田的应用[J].断块油气田.2006.13（1）：41-45.
[3] 齐陆宁，杨少春，崔建国.埕岛油田古潜山储层酸化工艺现状和发展方向[J].中国石油大学胜利学院学报，2009，23（3）：4-8.
[关键词]解堵；防堵；研究
中图分类号：U473.2+4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）06-0242-01
1 水合物堵塞
我们在生产中遇到的水合物堵塞主要发生在井内油管内、采气管线、采气树针阀；偶尔出现站内一级节流气咀和站内流程、过滤器、分离器水化物堵塞情况。
1.1 防止出现水合物：井内环空注甲醇防堵与集气管线注甲醇防堵，都是通过定量的加入抑制剂来防止水合物的形成，注醇防堵是主要的防堵方法。
对于配产较高，具备连续带液的生产井，我们基本采取环空注醇的方法防止水合物的生成。因为井底积液能够被连续带出，保证井底积液能和环空注入的甲醇均匀融合，而且又不会增加气井自身排液产气的负担，从而降低水合物生产的温度，达到防堵的目的。
1.2 生产过程中的堵塞伤害
原油在地层中的粘度会增大，一些高凝的有机物（如石蜡、胶质、沥青质等）便会以结晶或胶粒形式在近井地带沉积下来，造成油层堵塞。对于粘土含量高的地层各种入井流体容易使粘土水化膨胀、分散、脱落、运移。如果注入水的水质（矿化度、化学成份、固相含量和粒径、细菌量、含氧量、含铁量）不符合要求，则可能引起地层的粘土膨胀、颗粒运移、机杂堵塞、有机和无机物沉淀等伤害，以及酸化压裂过程中酸液和压裂液与地层的不配伍，产生二次沉淀，施工参数不当造成的地层速敏等伤害，施工中外来固体颗粒、酸液滤失、地层出砂等伤害。
1.3 解除水合物的方法
常用的解除水合物堵方法有：1、堵塞部位注入抑制剂；2、加热堵塞部位管线；3、放空降压；4、反吹。目前我队常用的解除堵方法是：注入甲醇抑制剂、提高流速、放空降压和反吹管线。
瞬间提产解除水合物堵塞：井筒内和管线出现轻微水合物时，站内通过观察进站压力的变化（持续降低），进站温度变化（持续降低）和气流声音（排除出液的可能）时可以判断是否出现水合物堵塞，这时候提产，通过高速气体瞬间对堵塞部位松散水合物的冲刷作用从而解除水合物的堵塞。这种解堵的方法现场操作时存在一些问题：首先是判断堵塞的形式问题，是水合物堵还是气井间断出液引起的生产参数变化，其次是提产带液时气流速度掌握的问题，再次就是提产时机的掌握问题，当水合物已经比较致密和管壁结合比较紧密的时候提产，很可能促进水合物的产生，加速水合物堵塞管线。
加注甲醇解除水合物堵塞：甲醇具有很低的冰点，水合物遇到甲醇会迅速溶解，从而起到解堵的效果。通过对堵塞部位的判断，通过化排车向堵塞部位加注甲醇，只要管线没有完全堵死，很快就会收到效果。注醇解堵优点是节约天然气保护环境，缺点是耗费人力。
放空降压或者反吹管线解除水合物堵塞：水合物形成的一个很重要的因素是高压，当把压力降至常压，水合物会慢慢的溶解，从而起到解堵的效果。但降压解堵速度非常缓慢，特别是在气温较低的情况下降压解堵在天气寒冷时一般不单独采用，因为水合物分解后生成的水会结冰，从而形成水的冰堵。此时要将降压方法与注入防冻剂的方法配合使用，在使用降压加上注入防冻剂法时，水合物的分解速度要比单独采用一种方法时快得多。
2 积液堵塞
出现液堵的原因：
3.1 伴随天然气产出的地层水聚集在采气管线低洼处，单井不能将其推进到集气站，从而造成液堵。大部分都出现在低产气，高产水，采气管线比较长的单井。
3.2 当气体流速太低，没有足够能量使井筒中的液体与气体一起连续向上流动，气体超越液体产生“滑脱现象”，液体慢慢回落到井底，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。井内井筒积液造成油套压大幅度下降，当积液达到一定量时，可使气出现气井“假死”现象，甚至井停喷。
3 注醇防堵工艺：
制定甲醇合理注入量的制度是注醇防止水合物堵塞关键技术，由于气井瞬时产水的不可预测性，水合物堵塞问题很难完全解决。通过大量生产数据证明，集中注醇防止水合物堵塞是实施高压集气必不可少的工艺技术。该技术在现场应用时，根据气井生产实际情况，遵循下列的规律：
3.1 根据季节性气温变化确定合理的注醇量，井口和地面集气管线中气流温度受环境温度影响较大。冬季和夏季平均进站气流温度差最大约15℃ ，大部分井冬季进站温度低于10℃ ，天然气水合物易生成，夏季气温高，大大减少了水合物生成。
3.2 在环境温度较低时，集气管线内气流温度受环境温度影响，大部分管线气流温度低于水合物形成温度，虽总平均甲醇富液浓度满足防堵要求，但由于气井间歇出水的不可预见性，瞬问注醇量不足，导致水合物形成，堵塞现象仍然存在；当环境温度升高时，气流温度随之升高，但有少数井气流温度低于水合物形成温度、出现部分管线堵塞。总体来看注醇量及管线堵塞现象高温季节比低温季节大大减少。
3.3 对于产气量、产水量较大气井，气流带温能力强，气流温度一般不低于水合物形成温度，水合物不易形成而发生堵塞，每年仅在环境温度极低的情况下，需注少量甲醇防堵。
4 解堵、防堵工作中存在的问题和建议
4.1 受到客观条件的限制，我们不能够对单井井口油套压进行实时监控，这对我们快速判断堵塞形式和采取相应措施制造了障碍。
4.2 部分员工对堵塞前期处理工作还做的不够好，一些可以避免的堵塞没有得到及时有效的处理。
4.3 目前新投产井堵塞次数较多，新投产井的防堵研究工作还做的不够。
4.4气井投产前的净化工作已受到广泛关注和重视，建议加强与完井测试单位的协作，加强与施工监理单位的联系，共同做好气井投产前基础工作。
4.5采气队管线的单井井数较多，气井在实际生产中所需甲醇的合理注入量，需要技术人员、站上操作人员共同摸索研究和上级相关部门的技术指导；用制度促使和激励集气站员工摸索单井甲醇合理注入量，从而使甲醇注入量日趋经济合理。
参考文献
[1] 孙树强.井下作业.蔡运权.第1版.北京：石油工业出版社，2006.
[2] 郑伟林等解堵综合配套技术在孤东油田的应用[J].断块油气田.2006.13（1）：41-45.
[3] 齐陆宁，杨少春，崔建国.埕岛油田古潜山储层酸化工艺现状和发展方向[J].中国石油大学胜利学院学报，2009，23（3）：4-8.