安全经验分享--单井注气管线解堵
管线解堵作业安全管理规定(3篇)
管线解堵作业安全管理规定第一章总则第一条为了加强管线解堵作业的安全管理，保护作业人员的生命财产安全，规范作业行为，提高作业效率，根据相关法律法规和标准，制定本规定。
第二条适用范围：本规定适用于各类管线解堵作业，包括但不限于给水管道、燃气管道、排污管道的解堵作业。
第三条安全管理原则：安全第一，预防为主，综合管理。
第四条相关术语解释：1. 管线解堵作业：指对管道内的堵塞物进行清理、疏通的作业活动。
2. 解堵工具：指用于进行管线解堵作业的工具和设备，包括疏通器械、化学药品、清洗设备等。
第二章操作人员要求第五条操作人员必须具备以下条件：1. 具备相关的专业知识，熟悉管线解堵作业的操作流程和安全规范。
2. 具备良好的身体素质，能够承受一定的体力劳动和工作压力。
3. 具备安全意识和紧急处理能力，能够独立应对意外情况。
第六条操作人员应遵守以下操作规范：1. 操作人员必须佩戴防护装备，包括安全帽、防护服、防滑鞋等。
2. 操作人员在进行作业前，应对作业区域进行全面的安全检查，确保作业区域没有明显的危险隐患。
3. 操作人员应使用合适的解堵工具，不得随意更换或自制工具。
4. 操作人员在作业过程中，应严格按照操作规程进行，不得违反操作规程和安全操作规定。
第七条操作人员应定期接受安全培训和技术培训，提高安全意识和技术水平。
第三章设备要求第八条解堵工具应符合以下要求：1. 解堵工具应经过质量检测和合格认证。
2. 解堵工具应具备必要的防护措施，防止造成人员伤害或二次污染。
3. 解堵工具应保持清洁和完好，严禁使用失效或损坏的工具。
第九条解堵设备应符合以下要求：1. 解堵设备应定期维护和检修，保持良好的工作状态。
2. 解堵设备操作人员应熟悉设备使用方法和注意事项。
3. 解堵设备应定期进行安全检查，确保设备没有损坏和故障。
第四章安全防护措施第十条建立安全防护制度：1. 建立管线解堵作业的安全管理制度，明确责任和权限。
2. 建立安全培训和考核制度，保证操作人员的安全素质和能力。
处理气井冻堵新方法
处理气井冻堵新方法在天然气的生产过程中，气井井筒和采气管线经常会发生各种各样的堵塞问题，严重影响气井生产，如何有效地预防堵塞逐渐成为了天然气开采过程中一项必不可少的部分。
为此针对引发堵塞的原因进行归纳总结并加以研究，笔者通过研究发现引发堵塞的原因主要分为两种：水合物冻堵和起泡剂引发的泡沫堵塞。
通过采用降压、升温、加抑制剂以及调节生产方式等方法来预防和解决堵塞问题，达到保障气井平稳生产的目的。
标签：气井；水合物；堵塞徐深气田气井位于黑龙江省大庆市境内，该地区冬季最低气温在-20～-30℃，昼夜温差较大。
随着气井产能下降，气井产水量上升，气井井筒和地面管线经常发生各种堵塞。
为了有效地解决井内、地面管线等堵塞问题，安全、高效地进行气田开发，笔者对采气分公司第一作业区气井堵塞问题进行了分析并且提出有效地预防措施，并对应用效果进行了介绍。
1 堵塞原因分析按堵塞部位划分，可以将堵塞划分为井筒堵塞和地面管线堵塞；按照堵塞物分主要分为水合物节流和起泡剂堵塞。
1.1 水合物节流水合物形成的条件有很多，总结可以分为以下四种：①天然气的温度等于或低于水合物的形成温度，简称为低温；②天然气的压力超过水合物的形成压力，简称高压；③天然气中含有液态水，简称液态水；④剧烈扰动、流态变化、固体杂质、管壁粗糙或者含有酸性气体例如二氧化碳。
因此，冬季生产、开井初期、产水量增加、调节产量等情况下是水合物形成的高发期，因此需要特别关注和提前预防。
1.2 起泡剂堵塞随着气井产能的降低，气井自身能量无法将地层内气体的产出水全部带出井底，大量液体滞留在井筒内，形成井底积液，而井底积液同样会抑制气井产能的发挥，使得井筒的压力和温度都逐渐降低，即使部分液体被天然气带出井筒，在地面管线上输送的过程中随着气体能量的降低，部分液体也会滞留在地面管线内缩短输气管径，降低输气能力。
为了提高气井的携液能力，改善气井的开采效果往往会采用排水采气工艺，而现场应用最广泛、最直接有效的办法是泡沫排水采气，也就是往井筒内添加起泡剂的方法，然而一旦加药量过大，大量泡沫被带出井口，在地面管线上极易形成泡沫堵塞。
气田气井管线常见冻堵原因分析及防治措施
气田气井管线常见冻堵原因分析及防治措施摘要：某气田开采后期，由于集输管线直接输送井口采出物，随着井口压力降低、流态和环境温度的变化，这些管线中或多或少地会产生凝析水，并逐渐积聚形成水合物发生冻堵。
如何采用有效方法抑制水合物生成成为解决管线水合物冻堵问题的关键所在，本文对气田气井常见堵塞原因分析并提出防治措施。
关键词：气井，堵塞，原因分析，防治措施前言随着气田开发的深入，气井产液不断增多，在冬季生产过程中，气井管网冰堵现象频繁，严重的影响了冬季生产高峰供气：通过对气井管网冻堵的形成原因进行分析，采取措施提前预防和及时治理，减少冻堵对冬季生产的影响，同时能防止出现冰堵憋压对管线的危害以及超压爆管其引起的安全环保事故发生1采气管线堵塞原因分析气田管网输气过程中，管网温度与外界环境温度以及管网在外界环境中直接暴露的程度有关;管网内压力与压缩机启停、气井与集气站距离、管网容积有关;管网内介质流体的流量、液量大小和组合比例、杂质影响流体在管网内的流动速度和流动形态;管网中的阀门和阻流设备存在及状态影响管网节流效应的程度。
因此，在冬季运行过程中，管线输送介质受外界影响温度低，在输送压力高的情况下，流体在管网内的流速慢、液量大、杂质多时，在节流点极易产生节流效应，导致出现了严重的冰堵现象水合物堵塞造成采气管线水合物堵塞有以下几方面原因:（1）部分气井产气量小，产液量较大，易造成管线中气流的携液能力差，排液能力不足，液体易于聚集到低洼处而对气流造成节流效应，进而易造成水合物堵塞(甚至冰堵)，这也是低产井易于反复出现采气管线水合物交替堵塞的主要原因;(2)部分气井采气管线起伏程度较大，弯头较多，降低了气流携液能力，易产生水合物堵塞。
管线内存在异物，导致管线堵塞。
(3)部分气井产量低并且采气管线较长，或采气管线相对气井配产较粗，气流温度损失较大，气井生产过程中带出的液体或机械杂质会沉降于管内，易于造成低洼处积液而出现水合物堵塞。
浅谈地面集气管线解堵
1 管线堵塞的原因分析天然气地面集气管线堵塞原因众多，主要分为冻堵、水堵、砂堵以及垢堵。
下面就这几种堵塞进行分类详细分析。
1.1 冻堵管线冻堵是指在气井生产过程中，地层水与天然气同时被带至地面集气管线，在高压、低温的条件下，天然气中的甲烷与水分子极易形成固体水合物，造成管线堵塞。
1.2 水堵水堵是指气井中的液体被带至地面集气管线后，遇到管线起伏、低洼等情况极易发生积液，而积液达到一定程度后会造成管线堵塞。
1.3 砂堵砂堵是指地层中的砂粒或压裂砂在气井生产过程中被带至地面集气管线后造成的管线堵塞。
1.4 垢堵垢堵是指天然气、管线流体中的各种离子、以及管线腐蚀产物等发生化学反应，造成管线内壁结垢，严重时导致管线堵塞。
2 解决措施2.1 冻堵解堵针对冻堵井，解堵方式要根据具体情况具体对待。
首先，对于高压井，初步可以采取站内放空解堵的方式；如果不能成功，则采取井口放空，放空过程中可以利用集气站系统压力进行反吹，或者利用油压较高井通过共用的站内放空管线向冻堵井井口反吹；如果冻堵位置不是埋地管线，可以采取浇热水解冻的方式，冻堵严重的例如采气树冻堵则可以使用蒸汽车进行热蒸汽解堵；若冻堵位置为埋地管线，也可以向管线内注醇侵泡的方式解堵，注醇，侵泡，放空，如此反复循环直至管线解堵。
对于中压集气井，除由于共用进站管线的原因不能采取站内放空以外，其他解堵方式均可适用。
2.2 水堵解堵针对水堵井，若为轻微水堵，不需要采取特别措施，只需关井待管线压力降至系统压力后重新开井，利用开井瞬间的大流量冲开水堵部位即可，高压井则可在重新开井后短时调大瞬时流量；若开井后不能解堵，应采取井口及站内放空的方式解堵；对于水堵较严重的中压井，则应采取井口返排及管线加注起泡剂的方式同时进行，例如：某井口高程较低井A发生管线水堵，可在相邻高程较高井场选取一口高程井B，在B井井口管线加注起泡剂，然后A 井井口放喷返排，利用B井的大瞬时流量将管线内积液排出；若A井高程较高，则在A井井口管线加注起泡剂，在相邻高程较低的C井放喷，将管线积液排出。
气田气井管线常见堵塞原因及处理方法
1靖边气田生产特点靖边气田生产特征一是地层压力：靖边气田本部地层压力11.88MPa，降低61.7%，呈现“中间低、四周高”的特征，低值区范围逐年扩大。
二是动储量，靖边气田动储量1507~1623亿方，井均动储量2.1~2.2亿方；递减率，根据Arps递减分析结果，2017年靖边气田产量递减率12.36%。
三是流体性质，H2S含量分布呈现北高南低的特征，马五1+2气藏1216.0毫克/方，马五4气藏3179.7毫克/方；CO2分布呈现西高东低，中部和南部高的特征，马五1+2气藏4.75%。
四是水质分析结果表明，靖边气田水型CaCl2型，矿化度高，平均水矿化度含量35090.9毫克/升，其中产水井矿化度高达102797.8毫克/升。
2气井常见堵塞的原因2.1水合物堵塞水合物指的是在一定温度、压力条件下，天然气中某些气体组分和液态分子(水)形成的白色结晶络合物，外观类似松散的冰或致密的雪。
水合物的形成条件：气体处于水汽的饱和或过饱和状态，并有游离水存在。
有足够高的压力和足够低的温度。
辅助条件：压力的波动、气流速度，有搅动、弯头、孔板、阀门、管线内壁的粗糙度。
因此，气井在生产过程中会在地面管线、采气树、油管中都会形成水合物。
2.2积液堵塞2.2.1采气管线积液气井生产过程中，积液带到采气管线后，由于气井产量小加上管线弯头多，采气管线走向坡度起伏较大等原因都会导致液体聚集管线中，若不及时处理就会导致采气管线积液影响气井产气量[1]。
2.2.2井筒积液气井积液是指气相不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口时,气井中将出现积液。
液体的聚集将增加对气层的回压,并限制井的生产能力。
气井在生产后期，由于地层压力、气井产能下降，井筒温度梯度增大，因温度下降导致天然气中的部分成分在井筒内凝析而形成凝析液，而气井产气量又不足以带出该部分凝析液时，凝析液就回落至井底，产生井筒积液。
气田气井管线常见堵塞原因及处理方法Causes of Common Blockage of Gas Well Pipelines inGas Fields and Treatment Methods杨玲1，张海金1，潘金华1，张瑞2（1.陕西省榆林市靖边县长庆路第一采气厂员工培训站，陕西榆林718500；2.长庆油田第八采油厂吴定作业区应急五班，陕西延安717600）YANG Ling1,ZHANG Hai-jin1,PAN Jin-hua1,ZHANG Rui2(1.Staff Training Station of No.1Gas Extraction Plant,Changqing Road,Jingbian County,Yulin City,Shaanxi Province,Yulin718500,China;2.Shift for Emergency Response in Wuding Operation Area,No.8Oil Production Plant of Changqing Oilfield,Yan'an717600,China)【摘要】由于采气管线投产初期井下脏物较多、运行压力高等原因，管线冬季水合物堵塞频繁，影响了气井的正常生产。
气井解堵施工方案
气井解堵施工方案一、引言气井解堵施工是指在气井产能受阻或完全堵塞时，采取一定的技术手段和施工工艺，恢复和提高气井的产能。
本文将介绍气井解堵施工方案的基本原理、具体步骤以及常用工具和设备。
二、气井解堵施工方案的基本原理气井解堵施工的基本原理是通过施工工具和化学药剂来清除或分解管柱内的堵塞物质，恢复气井的流动能力。
具体原理包括以下几点：1.堵塞物质的性质分析：根据堵塞物质的种类和组成分析，选择相应的化学药剂，采取合适的施工技术。
2.清除物质的力学作用：利用冲击力、振动力和液压力等力学作用，将堵塞物质从管柱内清除。
3.化学药剂的分解作用：选择具有溶解、分解、反应活性的化学药剂，对堵塞物质进行分解、消除。
4.液体的冲击力：通过高压液体的冲击力，将堵塞物质从管道内冲击出来。
三、气井解堵施工方案步骤步骤一：准备工作1.确定施工队伍和负责人。
2.制定施工方案，包括安全措施、施工工艺及所需材料和设备。
3.对堵塞物质进行分析，确定所需的化学药剂和施工工具。
4.准备所需的化学药剂、工具和设备。
步骤二：施工前检查1.检查井口设备和管道是否正常，是否存在泄漏、堵塞等安全隐患。
2.检查井下设备是否完好，包括井筒、油管、封隔器等。
步骤三：施工操作1.安装施工工具：根据具体情况，选择合适的施工工具，如清除器、液压撞击器等，并进行安装。
2.进行化学药剂注入：根据堵塞物质的性质和分析结果，选择合适的化学药剂，并进行注入。
3.进行力学冲击操作：利用施工工具的力学冲击作用，对堵塞物质进行冲击和清除。
4.检查施工效果：施工过程中，定期检查施工效果，根据需要进行调整和补充施工。
步骤四：施工后工作1.检查井口设备和管道是否正常，进行泄漏检测和安全检查。
2.清理施工现场，整理施工工具和设备。
3.记录施工过程和结果，整理施工报告。
四、常用工具和设备1.清除器：用于清除管柱内的堵塞物质，采用冲击和旋转的方式进行清除。
2.液压撞击器：通过液压作用产生的冲击力，对堵塞物质进行冲击和清除。
2023年管线解堵作业安全管理规定
2023年管线解堵作业安全管理规定为加强对管线解堵作业的安全管理，确保人身安全和设备设施的完好性，制定了以下的安全管理规定：一、作业前准备1. 进行解堵作业前，应进行全面的安全评估，确定解堵工艺和作业方案，并编制详细的作业流程和操作规范，确保作业过程的安全性。
2. 建立解堵作业的责任制度，明确各相关人员的职责和权限，确保作业人员具备必要的技能和经验。
3. 配备必要的工具和设备，确保其正常运行和安全可靠，并定期进行检修和维护。
二、现场安全管理1. 在解堵作业现场，设立明显的安全防护区域，确保作业人员的安全。
禁止非作业人员进入作业区域。
2. 所有作业人员必须佩戴个人防护用品，如安全帽、工作服、防护眼镜、防护手套等，并按规定检查和维护个人防护用品的使用和完好性。
3. 解堵作业现场应设有专人负责现场安全管理，进行安全巡查和事故风险排查。
4. 解堵作业现场应设立明显的警示标识，包括禁止吸烟、禁止使用明火等警示标识，并按规定设置安全警示灯和警示牌。
5. 解堵作业期间，应保持现场的通风畅通，及时排除有害气体和粉尘。
6. 禁止解堵作业现场堆放易燃易爆物品，确保现场的储存和运输安全。
三、作业操作规范1. 作业人员必须按照作业流程和操作规范进行操作，严禁违章操作。
2. 对于涉及危险化学品的解堵作业，应按照相关法律法规和安全技术标准进行操作，严禁违法违规操作。
3. 确保作业人员具备必要的操作技能和知识，参加相关的培训和考核，持证上岗。
4. 在进行解堵作业前，应先进行必要的设备检查和试运行，确保设备的正常运转。
5. 禁止解堵作业现场的乱丢乱放和乱堆乱放现象，确保现场的整洁和安全。
四、应急处理和事故报告1. 管线解堵作业中，如出现事故、事故风险或不安全因素，必须立即停止作业并及时采取紧急措施。
2. 发生事故后，应立即报告上级主管部门，并按规定报告事故的详细情况和处理结果。
3. 对于作业中出现的问题和事故，应进行及时的事故调查和责任追究，对相关人员进行教育和培训，确保类似事故不再发生。
安全经验分享--单井注气管线解堵
正确做法
✓整体试压完毕后，拆除地面切断阀至井口流程，使用氮气车从地面切断阀 处（B处）注入氮气，打开A处放空阀从A处排出试压水和空气，待检测合格 后恢复B处阀门，关闭A处放空阀，导通流程，打开注气阀开始注气 ✓冬季管道试压，需要享完毕 不足之处，请批评指正！
安全经验分享
单井注气管线解堵
事件经过
✓管道施工完成后，在YW3碰头处靠近YW23-2井一侧用钢板封住试压，试压 结束后施工单位割开封头钢板待试压水不再外流后,将碰头处新旧管线连接, 从B处（压变考克处）连接氮气瓶向管道内注入氮气后开井
A
B
YW3碰头处
事件经过
✓开井一周后该井无法正常注气，经检查A处温度为45℃左右，压力为 36.5MPa；B处温度在太阳直射条件下仅为30℃，压力为35MPa，其压力低于 相同距离注气井同位置压力 ✓由地面切断阀前后温度一致可以判断切断阀没有节流，而从注气阀组至B处 再无其他阀门，而且存在1.5MPa压差，温度相差较大，初步判断新建管道出 现堵塞
A
B
YW3碰头处
原因分析
✓管道内存在杂质，如焊渣、手套等；管道建成后经过吹扫，焊渣堵塞 一般不会造成节流降温现象 ✓存在天然气、水和高压等条件可能会产生水合物
?
?
原因分析
✓从水合物生成曲线可以看出，甲烷在 35MPa产生水合物的温度在30℃左右。施 工队伍在管道试压结束后没有将管道内 试压水排净，残留水在YW23-2井场前两 个弯头处产生水合物的可能性很大
-10
0
10
20
T（℃）
纠正措施
根据水合物产生的特点，降低压力、提高温度、注入甲醇均可以使 水合物溶解，由于井口没有放空管线、冻堵部位可能在埋地部分，因此 采取以下两个措施： ✓由地面队在井场连接分离器、放空管线，关闭注气阀组阀门对注气管 线泄压，共排出试压水1方，而新建管线体积为2.3方，说明部分试压水 没有排出 ✓泄压后从切断阀(B处)压力表考克处加注甲醇约250升，放置24小时后 开注气阀组旋塞阀和井口阀门，该井正常注气
2023年管线解堵作业安全管理规定
2023年管线解堵作业安全管理规定一、总则1.1 为加强对管线解堵作业的安全管理，预防和减少事故的发生，保障作业人员的生命财产安全，特制定本规定。
1.2 本规定适用于所有从事管线解堵作业的单位和个人，包括但不限于石油、天然气、化工、水务等行业。
1.3 管线解堵作业安全管理应遵循“安全第一、预防为主、综合治理、责任到人”的原则。
二、责任与义务2.1 管线解堵作业单位应建立健全安全生产责任制，明确相关责任人，并落实相关岗位责任。
安全责任人应具备相关管理经验和专业知识，并定期接受安全培训。
2.2 管线解堵作业单位应制定详细的安全操作规程和应急预案，确保作业人员能够熟知并执行。
2.3 管线解堵作业单位应设立专职安全监管岗位，负责监督和检查作业现场的安全状况，并进行必要的培训和教育。
2.4 管线解堵作业单位应建立安全生产档案管理制度，记录作业人员的安全培训情况、事故隐患排查情况、事故处理情况等相关信息，以备安全监管部门的检查。
三、安全管理措施3.1 管线解堵作业单位应在作业现场设置明显的警示标志，确保工作区域明确可见，避免他人误入作业区域。
3.2 管线解堵作业单位应对作业人员进行全面的安全培训，包括但不限于作业操作规程、安全事故防范和应急处理等方面的知识。
并定期组织应急演练。
3.3 管线解堵作业单位应配备必要的个人防护用品，并确保其正常使用，如安全帽、防护眼镜、耳塞等。
3.4 管线解堵作业单位应定期对作业现场进行安全检查，及时发现和排除安全隐患，并对作业人员进行随机抽查，以确保作业人员的安全意识和作业操作规范。
3.5 管线解堵作业单位应对作业现场的相关设备进行定期维护和保养，确保其正常运转，避免因设备故障引发事故。
四、应急处理4.1 管线解堵作业单位应建立完善的应急预案，规定各类事故的应急处理流程，明确责任人和联系方式，并建立紧急救援队伍，提前设立救援物资和装备。
4.2 管线解堵作业单位应定期组织应急演练，加强作业人员的应急反应能力和协作配合能力。
气井解堵方案
气井解堵方案1. 引言在油气开采过程中，气井堵塞是常见的问题之一。
堵塞不仅会影响油气井的产量，还会导致管道堵塞、井眼压力异常等后果。
因此，及时有效地解决气井堵塞问题对于油气田的正常生产运行至关重要。
本文将介绍一种气井解堵方案，以期能够帮助从业人员更好地处理类似问题。
2. 解堵原理气井堵塞主要有以下几种情况：沉积物沉降堵塞、泥浆侵入堵塞、油气凝结物堵塞等。
针对不同的堵塞原因，我们采用不同的解堵方案。
2.1 沉积物沉降堵塞的解堵方案沉积物沉降是气井堵塞的主要原因之一，主要由于井底温度降低、井深加深等因素引起。
对于沉积物沉降堵塞，可以采取以下方案解决：•增大井底温度：可以通过在井底附近注入高温液体（如热水）来提高井底温度，从而使沉降物不易沉积和堵塞井眼。
•清洗井眼：可以使用清洗液体（如酸液、溶剂等）进行井眼清洗，将堵塞物清除掉，恢复井眼通畅。
2.2 泥浆侵入堵塞的解堵方案泥浆侵入是指在钻井作业过程中，泥浆流体渗入地层裂缝、孔隙中，形成固结泥浆体，导致气井产能降低的现象。
对于泥浆侵入堵塞，可以采取以下方案解决：•注入溶剂：通过注入溶剂，溶解泥浆或将其稀释，使其重新回到井筒中，从而恢复井筒通畅。
•吹蚀泥浆：可以通过向井眼注入高压气体，如压缩空气，产生冲刷作用将泥浆冲刷出井眼，恢复井筒通畅。
2.3 油气凝结物堵塞的解堵方案油气凝结物堵塞主要由于低温和高压作用下，油气凝集成粒子，导致井筒和管道的堵塞。
对于油气凝结物堵塞，可以采取以下方案解决：•加热井筒和管道：可以通过加热井筒和管道来提高温度，使油气得以热解，减少凝结物生成。
•注入化学剂：可以向井筒和管道中注入化学剂，如表面活性剂，以减少凝结物的形成和堵塞。
3. 解堵操作步骤针对不同的堵塞情况，解堵操作步骤略有差异。
以下是一般解堵操作步骤的示例：1.检测和确认堵塞位置：通过测井、压力测试等方法，确定堵塞位置和程度，以便制定解堵方案。
2.准备解堵工具和材料：根据堵塞情况，选择合适的解堵工具和材料，并进行检查和准备工作。
通过提升管理防止单井集输管线蜡堵事件(终版)
参数变化率分析表，密切关注气田群各生产单井的
参数变化情况，便于能够及时发现和处理问题，为
气田群的平稳运行提供多一份保障。
天然气事业部英买作业区
天然气事业部英买作业区
巩 固 措 施
为了巩固及扩大本次活动的成果，我们编制了气田 群参数变化率分析数据表，并根据可能出现的异常情况 制定出防范和控制措施，为YM463井、YD5井等气田群其 他类似单井的操作运行提供指导。
天然气事业部英买作业区
总结及下一步打算
下一步打算 在接下来的工作中，我们将根据编制的气田群
成立时间 注册时间 2012年4月 2014年4月
英买采油气队QC小组
课题类型 成员人数 现场型 10 注册编号 活动时间 TLM201400258
2014.04-2014.11
课题名称
姓 名 史自民 学 历 本 科
通过提升管理防止单井集输管线蜡堵
小组成员介绍 分 工 统筹管理 姓 名 胡新选 学历 本科 分 工 现场管理
办公室 YM46井 场
持续进行
扫线方式不正 确，扫线不彻 底。
改变扫线方 式。
确保在关井时， 扫线完毕后管线 内无存液。
从井场向管线内 注入地层水进行 正向扫线。
吴 坚
现 场
2014.5.28
天然气事业部英买作业区
实 施 对 策
关注该井的物性及生产参数变化情况，并对此进行 分析，在装置年度检修及正常生产运行中，为检修方案 的编制和生产运行的调整作指导。
天然气事业部英买作业区
实 施 对 策
以YM46单井为例分析参数变化
天然气事业部英买作业区
实 施 对 策
改变传统的反向扫线的方式，采用高压泵车向管线内 注入高温（约60℃）地层水，从单井向集气站方向进行扫 线，防止单井产出的高含蜡存液在管线低洼处存留。
天然气井解堵操作流程
天然气井解堵操作流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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天然气井油管冻堵原因分析及解堵措施
天然气井油管冻堵原因分析及解堵措施针对2019年气井生产过程中的油管冻堵现象，分析了造成气井油管冻堵的主要原因，并根据冬季生产经验及理论分析总结出一些切实有效的解堵措施，为后续油管防堵提供有效的帮助。
标签：天然气水合物油管冻堵解堵措施气井生产过程中，部分气井由于压力高、产液量大，气井生产状态发生变化时，在油管内壁形成一层水合物。
如果未及时发现和处理，水合物逐渐变厚，堵塞油管，导致气井产能无法有效的发挥。
随着温度的回升，一旦油管解通，瞬时的高流量也会对集输工艺造成较大的安全隐患。
1、今年油管冻堵情况据统计，今年气井生产过程中，累计有10口井发生油管冻堵51井次，影响气量200.6万方。
2、油管冻堵原因分析水合物是在一定的压力、温度条件下，天然气中某些气体组分和液体分子水形成的白色结晶络合物。
要解决这个问题，需要从以下4个方面入手：（1）、天然气水合物形成的临界条件;（2）、油管内温度变化情况;（3）、饱和含水量;（4）、井筒内流体的流态变化。
2.1、天然气水合物形成的临界条件通过统计研究区62口井天然气组分测试结果的统计，研究区气井井口天然气的相对密度为0.61，作出研究区气井水合物形成温度与压力关系图（见图1）。
2.2、油管内温度变化情况通过对近3年气温统计，发现8月份为全年气温最高的月份。
通过对2019年8月份测试的13口井进行统计，8月份研究区井口平均温度为12-13 ℃，以苏东XX-XX为例。
对0-500米油管温度进行统计，如下表：2.3、饱和含水量生成水合物的首要条件是要有充足的水分，即管线中天然气的含水量要大于其饱和含水量，这样才能有水凝析出来。
对10口油管冻堵井进行分析，其冻堵期间段内日均产液均在2方/天以上，说明这部分气井油管中天然气含水量远大于其饱和含水量。
2.4、井筒内流体的流态天然气在井筒中的理想状态是以雾状流的方式连续上升，而实际上气液两相在井筒流动时，由于密度差异，会产生气相超越液相的相对流动，即滑脱效应。
防堵与解堵(讲课)
• 当井口流动压力在小时内的波动幅度小于0.5 MPa气井一般能 继续生产，若伴有轻度流量波动现象（双波纹表差压记录笔有 一定摆幅），气井的“健康”状况就应引起重视。 • 当井口流压突然下降和反弹，或小时内压力波动达1 MPa以上， 气井瞬时流量极不稳定，“健康”状况已处于严重危险阶段 （注意与出水症状区分）。 • 当流动压力呈缓慢下降无明显波动，油套压差值逐渐拉大至 2MPa以上，产量缓慢下滑，此时开大针阀提高流量，气流量 同样呈单边下降，这是较普遍且较隐蔽的堵前征兆。这种征兆 特点，如果没有正确的诊断和分析，往往会将之作为积液对待。
杨俊
主要内容
气井堵塞定义及分类 堵塞产生的原因 气井诊断及采气管柱堵塞征兆
不同类型堵塞特点和处理要点
气井堵塞定义及分类
堵塞的定义
广义的气井堵塞：是指天然气采出过程中从井底到井 口再到输气管线，整个生产系统中天然气流动受阻无 法输出的现象。
狭义的气井堵塞：具体指天然气在采气管柱内无法流 动或流动受阻的现象。
针阀本体被刺穿
放喷口弯头刺坏
不同类型堵塞特点和处理要点
采气外管堵塞处理要点
• 反吹净化管线是防止采气外管各类堵塞、降低外管压损最有效 的方法，其效果远在注防冻剂之上。因操作简单，采气井站易 于做到。一般每季度吹扫一次外管较合适，产液量大或泡沫排 水频繁的气井需视具体情况加密吹扫。 • 当采气管线冰堵后，若堵塞段较短，可采用热水浇淋解堵；若 堵塞段较长，热水供应不上，可先卸去管内压力，数小时后用 流程热气反吹解堵并净化管线。 • 反吹施工前，检查井口气流导向弯头是否上紧，朝向是否合理。 站外吹管时，须向周围人群进行安全教育，确保20米范围内无 非施工人员。
气井诊断及堵塞征兆
诊 断 方 法 ——动态分析
油井解堵——精选推荐
油井解堵第三章常见⽓井堵塞防堵（解堵）技术3.1 结蜡堵塞防堵（解堵）技术⽬前，国内外采⽤抑制油井结蜡的⽅法有机械⽅法、热⼒⽅法、化学⽅法和物理⽅法。
针对沙溪庙组⽓藏采⽤的经济有效的防蜡⽅法有热⼒⽅法和化学⽅法。
热⼒⽅法中，在冬季采⽤井⼝加温，只需保持⽓流温度在22℃以上就不会发⽣蜡堵塞。
同时还必须保证井筒清洁，防⽌采⽓管柱内出现粘附节流引起⼤量蜡析出和⽔合物产⽣。
根据国内⼤多数⽓藏的⽣产特点和产出流体特征，开发出防蜡剂JD—3，其主要功能和优点有：①清蜡功能：具有使蜡质、沥青质乳化、分散、润湿、反转性能，它的⾮极性基团能将蜡、胶质沥青等卷离成微⼩的液粒⽽脱离附着物，极性基团伸向⽔，使液粒表⾯形成⽔膜，阻⽌液粒再聚集。
②成防蜡功能：能与蜡同时乳化或共晶，破坏蜡晶的⽅向，致使晶体扭曲，防⽌蜡晶继续⽣长，从根本上破坏其⽹络结构，从⽽达到抑制蜡晶析出、长⼤、沉积的作⽤。
③加注⽅便：对密封系统橡胶元件⽆损害，对油管、套管等⾦属⽆腐蚀，可⽤泡排车泵注[8]。
3.2 出砂堵塞防堵（解堵）技术预测油、⽓井是否出砂或出砂量的多少，必须研究地层的出砂临界流速及临界压差，定量分析地层的出砂程度。
不同的地层其岩⽯⼒学性质是不同的，当外界因素超出了地层固有的临界参数值，地层就会遭受破坏。
因此，通过实验和计算求得地层的强度参数和临界参数值(如：泊松⽐、杨⽒弹性模量、剪切模量、体积模量、内聚⼒、内摩擦⾓等)，就可以对油⽓层的出砂情况进⾏预测[13]。
⼀、出砂预测⽅法1）现场观测法(1)岩⼼观察：⽤⾁眼观察、⼿触摸等⽅法来判断岩⼼的强度。
若岩⼼⼀触即碎，或停放数⽇⾃⾏破裂，则表明该岩⼼疏松、强度低，在⽣产过程中易出砂。
(2) DST测试：如果DST(Dillstem test)测试期间油、⽓井出砂，甚⾄严重出砂，那么油、⽓井在⽣产初期就可能出砂。
有时DST测试期间未见出砂，但仔细检验井下钻具和⼯具，会发现在接箍台阶处附有砂粒，或者DST测试完毕后下探⾯，若发现砂⾯上升，则表明该井肯定出砂。
天然气井解堵防堵方法的研究
天然气井解堵防堵方法的研究作者：张朝辉来源：《中国科技博览》2015年第06期[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）06-0242-011 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。
气井管线水合物堵塞原因与对策分析
气井管线水合物堵塞原因与对策分析由于采气管线投产初期内部杂质较多、运行压力高等原因，管线冬季水合物堵塞频繁，影响了气井的正常生产。
本文通过对采气管线造成堵塞的各种因素进行分析总结，探讨了采气管线堵塞的主要原因及防冻措施，为提高生产效益和气田的解防堵工作提供借鉴经验。
标签：气井;管线;堵塞;分析;对策气井管线比较常见的堵塞主要是水合物堵塞，水合物指的是在一定温度、压力条件下，天然气中某些气体组分和液态分子（水）形成的白色结晶水合物，外观类似松散的冰或致密的雪。
气井生产过程中，水合物带到采气管线后，由于气井产量小加上管线弯头多，采气管线走向坡度起伏较大等原因都会导致液体聚集管线中，若不及时处理就会导致采气管线水合物影响气井产气量。
1.采气管线水合物堵塞原因分析气井在生产过程中，自井底采出的地层水和凝析水以及注入的甲醇进入采气管线。
气液混合物在采气管线中流态在理想状态下为层流。
如是低产气井、单井产量低、地处丘陵地带、管线起伏较大、单井管线离集气站较远、且受气井配产、管线内径与粗糙度等诸多因素影响，所以气液在管线内流态变得十分复杂，由于气液重度与粘度的差异，气相流动较快，而液相流动相对较慢，造成游离水在采气管线低洼部位聚集，为采气管线水合物形成提供了必要条件。
气井产液状况与配产有很大关系，产量高于临界携液流量的气井，出水稳定，生产较稳定，但容易造成采气管线积液。
处于临界携液流量间歇出水，出水极不稳定，在产液突然增加时，注醇量相对不足，易造成水合物堵塞，生产很不稳定。
低于临界携液流量的气井，不产地层水，只产少量凝析水，在冬季生产时，随着开井周期延长，凝析液量在采气管线越聚越多，偶然出现地面管线堵塞问题，生产稳定。
受气井配产、管径、弯头、管线埋深以及管线周围温度影响，采气管线极易形成水合物，水合物形成温度是水合物存在的最高温度，高于此温度不论压力多高，游离水多少也不会形成水合物。
对于组分相同的气体，水合物形成温度随着压力升高而升高，随着压力降低而降低，压力是形成水合物重要因素。
气 井 热 化 学 解 堵 技 术
气井热化学解堵技术蒋晓明 尹启业 贺素玲 于君祥 曹广霞 陈建斋（中原油田分公司采油工程技术研究院）摘 要 中原油田气井地层能量日渐衰弱，致使措施入井液大量漏失，凝析气在孔喉中凝析而产生“液锁”效应等损害地层的因素。
针对这种情况，采用了热化学解堵技术，通过室内试验研究了热化学解堵剂配方以及配套施工工艺，应用现场后取得了明显的增产效果。
关键词 气井 热化学解堵 应用效果1 室内配方研究1.1 作用原理热化学处理剂由发热剂、延缓剂、分散剂等组成。
发热剂在延缓剂的控制下发生热化学反应［1，2］：*NaNO 2+NH 4Cl =NaCl +N 2↑+2H 2O +Q 离子式： NO -2+NH +4=N 2↑+2H 2O +QQ 为发热量，可由化学热力学数据（见表1）求得，即ΔH 0=ΣΔH 0f （生成物）-ΣΔH 0f（反应物）= 2ΔH 0298K ［H 2O （l ）］-ΔH 0298K ［NH 4+］- ΔH 0298K［NO 2-］=-332.58kJ ・mol -1反应产物有氮气、高温热水和氯化钠盐水。
其中盐水对大多数产层无损害，大量的氮气可以提高气井压力，并在较大压力冲击作用下冲洗气层，把堵塞物和溶解垢一起举升到地面。
亚硝酸钠和氯化铵溶液混合后，通过调节延缓剂的浓度来控制反应速度，通过分散剂分散堵塞物。
表1 反应物与生成物标准生成焓值［3］反应物与生成物NO -2NH +4H 2O （l ）N 2ΔH 0298K/kJ ・mol -1-106.3-132.8-285.841.2 配方试验1.2.1 延缓剂浓度将亚硝酸钠与氯化铵按相同摩尔比配制成6mol /L 的水溶液，混合后（等体积）硝酸钠为3mol /L 。
由于3种物质溶解度较大，该浓度下即使在0℃下也不会有晶体析出，因此对地层不会产生污染。
称取溶液100g 倒入保温桶中，并加入不同比例的延缓剂在常温常压下反应，根据反应达到的峰值温度、反应速度来确定反应物及延缓剂的最佳使用浓度。
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正确做法
✓整体试压完毕后，拆除地面切断阀至井口流程，使用氮气车从地面切断阀 处（B处）注入氮气，打开A处放空阀从A处排出试压水和空气，待检测合格 后恢复B处阀门，关闭A处放空阀，导通流程，打开注气阀开始注气 ✓冬季管道试压，需要加入乙二醇作为水合物抑制剂
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B
YW3碰头处
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分享完毕 不足之处，请批评指正！
安全经验分享
单井注气管线解堵
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事件经过
✓管道施工完成后，在YW3碰头处靠近YW23-2井一侧用钢板封住试压，试压 结束后施工单位割开封头钢板待试压水不再外流后,将碰头处新旧管线连接, 从B处（压变考克处）连接氮气瓶向管道内注入氮气后开井
A
B
YW3碰头处
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事件经过
✓开井一周后该井无法正常注气，经检查A处温度为45℃左右，压力为 36.5MPa；B处温度在太阳直射条件下仅为30℃，压力为35MPa，其压力低于 相同距离注气井同位置压力 ✓由地面切断阀前后温度一致可以判断切断阀没有节流，而从注气阀组至B处 再无其他阀门，而且存在1.5MPa压差，温度相差较大，初步判断新建管道出 现堵塞
-10
0
10
T（℃）
20 .
纠正措施
根据水合物产生的特点，降低压力、提高温度、注入甲醇均可以使水 合物溶解，由于井口没有放空管线、冻堵部位可能在埋地部分，因此采 取以下两个措施： ✓由地面队在井场连接分离器、放空管线，关闭注气阀组阀门对注气管 线泄压，共排出试压水1方，而新建管线体积为2.3方，说明部分试压水 没有排出 ✓泄压后从切断阀(B处)压力表考克处加注甲醇约250升，放置24小时后 开注气阀组旋塞阀和井口阀门，该
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原因分析
✓管道内存在杂质，如焊渣、手套等；管道建成后经过吹扫，焊渣堵塞 一般不会造成节流降温现象 ✓存在天然气、水和高压等条件可能会产生水合物
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原因分析
✓从水合物生成曲线可以看出，甲烷在 35MPa产生水合物的温度在30℃左右。施 工队伍在管道试压结束后没有将管道内 试压水排净，残留水在YW23-2井场前两 个弯头处产生水合物的可能性很大
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经验教训
✓从井口节流阀前注入氮气，而注气阀组处没有泄压排放，起不到置换 排气作用 ✓试压结束后，应将管道内试压水全部吹出，防止形成水合物 ✓原YH3注气管线割开后放置时间较长，管道内可能存在一定量的空气， 不完全置换容易发生爆炸事故 ✓高压管道产生水合物的温度较高，在进行管道试压时要从两方面考虑： 一是要考虑冬季试压水在管道内易发生冻堵；二是要考虑试压水与天然 气产生水合物堵塞管道