吉林油田凝析气井水合物冻堵防治技术与应用评价

摘要：针对英台气田凝析气井开发过程中出现的水合物冻堵问题，以其气体实际组分为依据，通过理论计算和软件模拟，预测了该凝析区块水合物冻堵的临界温度和临界压力，并通过现场试验，明确了英台气田气井井口压力在7.5～22.5MPa时，保持井口温度在19℃～25℃以上时，井筒将不生成水合物。同时也对其水合物防治工艺进行了论述和探讨，提出了针对英台气田的水合物冻堵防治对策，经现场试验验证，采取水合物防治措施后，大大减少了冻堵情况的发生，有效保证了试、采气工作的顺利进行，取得了明显的效果。

关键词：凝析气井；水合物；堵塞；注醇

中图分类号：U465.4+1 文献标识码：A

1 水合物生成理论预测

针对英台气田凝析气井在试、采气过程中出现的井下、井口及地面管线冻堵的现象，根据实际气组分及试气测试情况，进行水合物生成理论预测。

1.1 井口水合物生成预测

利用英A井实际气组分与试气数据进行水合物生成温压预测，计算结果显示井口生成水合物（与实际情况吻合）。

图1英A水合物生成温度压力曲线

1.2 井筒水合物生成预测

假设井底流压22Mpa，产气量2万方/天、产水量2方/天，对英A进行井筒压力、温度分布及水合物生成情况预测，见图2。结果显示井筒内生成水合物，其位置为72.89米。随着产气量增大，井底流压降低，井筒内温度将逐步升高，当产气量达到3.2万方/天时，井筒内将不生成水合物。

图2英A井筒温压水合物温度曲线

2 凝析气井水合物冻堵防治措施

针对地面管线冻堵的情况，多采用高温蒸气循环伴热、水套炉加热或注抑制剂（甲醇、乙二醇等）方法；针对井筒或井口冻堵情况，应从现场实际情况分析，采用井口保温和套管连续加注抑制剂（甲醇）的方法。

2.1 防止地面流程（管线）冻堵

根据预测结果显示，英台气田气井在井筒内温度压力处于临界状态，当地面管线设备存在节流等影响时，极易造成地面管线设备冻堵。因此，地面流程（管线）冻堵应主要采取以下措施：

（1）根据现场实际情况对其采取缠包、锅炉加热等保温措施，以达到保证地面管线设备温度的目的。（根据现场情况，建议现场保证地面管线温度在25℃以上）；

（2）若以上保温不能满足实际需求，则采用以上保温措施的同时地面加注抑制剂（甲醇、乙二醇或其它电解质等）的方法解除冻堵。

表1试气结果与水合物生成温度预测结果对比

2.2 防止井筒冻堵

由以上英A天然气组分以及实际试气数据进行水合物生成温度预测，结果显示英A井筒内将生成水合物。因此，针对井筒可能冻堵的情况，应采取以下措施：

（1）井口保温

通过水合物生成预测，证明了井口温度对水合物生成有一定影响（见下表）。因此，防止井筒水合物生成也必须保证井口的温度，通过计算初步建议现场保证井口温度在25℃以上；