气井带压作业中水合物的形成及预防措施

胡旭光 王留洋 江 川

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.中国石油川庆钻探工程有限公司国际工程公司

0 引言

气井带压作业技术是在不压井的情况下，采用带压作业设备在气井或含气井带压条件下实施的井下作业，具有保护地层产能、提高采收率的独特优势，已在中石油长宁－威远页岩气区块、中石油浙江油田、中石化涪陵页岩气区块广泛应用。应用初期，施工难点聚焦在油管内堵塞与环空动密封关键技术上，但随着应用规模的进一步扩大，天然气水合物带来的问题逐渐引起人们的重视，其导致的安全风险已逐渐凸显，例如在JYX1 井中导致钢丝投堵工具断裂、YYX2 井中导致油管挂无法坐封等，不仅导致施工工序增加，还将本有着高风险作业之称的气井带压作业的风险进一步提高。目前国内学者关于水合物防治的研究较多，但针对水合物对气井带压作业影响的研究尚少，随着带压作业技术的不断发展，需带压起下的管柱结构也将越来越复杂，因水合物导致的工程复杂也将随之增多，因此有必要梳理气井带压作业中水合物的形成机理及位置，以提出对应的预防措施，降低作业风险，提高施工安全性。

1 水合物形成原因

天然气水合物是在一定的温度和压力条件下天然气中的饱和水和天然气中的某些组分，如甲烷、乙烷、丙烷、二氧化碳等结合形成白色的类似于冰的、非化学计量的笼形结晶化合物[1-2]。

水合物主要形成条件有：①组分中有自由水的存在，天然气的温度必须等于或低于天然气中水的露点；②低温，体系温度必须达到水合物的生成温度；③高压；④其他条件有流速或流向突变、压力波动，气体扰动、硫化氢和二氧化碳等酸性气体的存在等[3-8]。

2 形成位置及危害

根据气井带压作业常用入井管柱结构及带压作业装置特点，水合物的形成位置包括井下及井口。井下形成位置主要有：气井井筒、井内管柱节流处、井内管柱本体内（图1）。井口形成位置集中在防喷器腔室及泄压阀处（图2）。

2.1 井下形成水合物

气井加砂压裂后，井筒内流体中含有水、砂粒等物质并沿套管流动，具备形成水合物所必需的气体分子和液态水等条件。在气水混合物从井底向井口流动的过程中，沿程的压力和温度是逐渐降低的[9-12]。当压力和温度降低到水合物生成温度时，便会在井筒内形成水合物结晶层。气井井筒内形成水合物会导致管柱下入受阻，起管柱时钢丝堵塞器断裂等。

图1 井下水合物形成位置图

图2 井口水合物形成位置图

以JY21HF 井带压下油管为例，开井后通过带压作业装置将带有筛管、堵塞器、油管的完井管柱下入井内。当管柱下入至套管四通位置时遇阻，多次尝试均无法下入。分析原因，判断是井内天然气在套管四通位置发生流向与流速上的突然变化，加上当日气温骤降，导致在套管四通处生成水合物。

以JY81HF 井为例，该井需带压起出井内管柱，起管柱前钢丝作业队进行通井作业，成功将通井工具串下放至2 403 m（上部工作筒位置）处，上提通井工具串，当起至距井口580 m 时发生遇卡，开节流阀泄压解卡，起出全部钢丝后发现通井工具串掉落井内。

2.2 井口形成水合物

气井带压作业装置通过工作防喷器密封管柱实现对井内压力的控制，在起下管柱过程中需倒换上、下工作防喷器实现管柱接箍的起下，从而需进行频繁的补泄压操作。补泄压过程中井内天然气与水在防喷器腔室及节流阀处发生频繁的流速变化与压力波动，极易形成水合物。此处形成水合物会导致工作防喷器开关不到位、节流阀堵塞及油管挂无法顺利坐封，造成严重的安全风险。

以YY6HF 井为例，该井施工期间外界气温较低，经过频繁的补泄压操作后将油管下至设计井深，坐封油管悬挂器时在防喷器腔室内遇阻，无法继续坐入油管悬挂器，起出后发现油管悬挂器本体有水合物附着。

以DY4HF 井为例，该井在带压下管柱过程中，发现液动泄压阀打开后，腔室内压力不能泄为零，液压阀周围结霜严重，判断是泄压阀处形成水合物堵塞管线导致（图3）。

图3 泄压系统结霜图

3 预防措施

3.1 井下水合物的预防

3.1.1 加入抑制剂

天然气中加入水合 物抑制剂后，它可充分吸收水蒸气，使产生水合物的临界温度大大降低，从而有效抑制水合物的生成[13-14]（图4）。未注水合物抑制剂时图中I 和Ⅲ为水合物形成区域，注入抑制剂后，水合物形成线左移，这种情况下Ⅲ区是非水合物形成区。

甲醇和乙二醇是常用的天然气水合物抑制剂，均具有较强的抗冻能力，其中乙醇为－50℃，甲醇为－70℃。但因甲醇具有毒性强、密度低、易挥发的缺点，作业现场推荐使用乙二醇作为天然气水合物抑制剂。为防止气井带压作业中井筒内形成水合物，可向入井管柱内注入水合物抑制剂或向环空内注入水合物抑制剂，预防水合物的形成，此方法效果较好但成本偏高。

图4 注入抑制剂前后水合物相态图

3.1.2 降压法

通过降低压力至水合物的形成压力以下，改变天然气水合物稳定的相平衡状态，促使水合物发生分解。若作业现场条件允许，可根据情况选择开井放喷，降低井筒内压力，改变水合物相平衡状态。同时开井后流体流动能对井筒进行冲刷和加热，进一步抑制水合物形成。

JY21HF 井下油管遇阻后，打开放喷流程，同时尝试下入管柱，15 min 后顺利将管柱下过遇阻点，上提、下放三次，未发生任何阻卡。

3.1.3 调节产量法

气井的井筒温度随产量的增大而升高，可在带压作业期间通过增大气井产量提高井筒温度，预防水合物的形成。若地层压力较高，可适当提高气井的产量来预防水合物的形成；若地层压力较低，产量较低时可在带压作业期间关井停产，防止气井在低产情况下形成水合物。

3.2 井口水合物的预防

3.2.1 加热法

采用加热法可提高天然气流体温度，如果此温度大于水合物形成的临界温度，便可以抑制水合物的形成[15-16]。针对井口防喷器、泄压阀内生成水合物的情况，最常用的方法是使用蒸汽管线缠绕在防喷器及泄压管线上进行加热，保持较高的温度，抑制水合物的形成。

3.2.2 优化泄压系统

现场实际情况表明，当环境温度较低时，不合适的泄压速度是导致防喷器腔室及泄压阀内形成水合物的主要原因。如何优化泄压系统是有效抑制防喷器腔室与泄压阀内水合物形成的关键。

针对此种情况，研制了一种适用于带压作业机的新型泄压阀，内部结构见图5。一级节流孔板尺寸为定值，满足中高压气井带压作业需要，二级节流孔板安装在泄压阀下端，孔板尺寸方便更换，可精确调整通道压力变化，防止压差过大，可抑制水合物的形成。

图5 泄压阀结构图

通过现场12 口井实验，得出在不同井压下存在最佳孔板尺寸，可很好地解决防喷器腔室及泄压系统水合物冰堵的问题。 据统计，未使用新型泄压阀前，在某页岩气区块冬季作业时，10 口井中有6口井在防喷器及泄压阀内形成水合物；使用新型泄压阀后，已作业12 口井，未出现水合物堵塞防喷器及泄压阀的情况（表1）。

表1 不同井压下的推荐孔板尺寸表

4 结论

1）气井井筒、井内管柱节流处、井内管柱本体内、防喷器腔室及泄压阀是气井带压作业中水合物形成的主要位置。

2）可采用向井筒内注入水合物抑制剂、降低井筒压力、调节产量的方法预防气井带压作业中井筒内水合物的形成。

3）可通过加热法及优化泄压系统预防气井带压作业中井口装置内水合物的形成。