连续油管作业期间冰堵成因及防控措施

2022-10-13李雪飞唐誉文

天然气勘探与开发 2022年3期

郭彪李雪飞唐誉文

中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司

0 引言

天然气水合物（Natural Gas Hydrates）又称可燃冰，是在一定的温度、压力和气体饱和度等条件下，水与天然气（如CH4等）结合形成的一种外观似冰的白色疏松结晶化合物[1]，是水分子与气体分子非化学计量的包藏络合物，即水分子与气体分子以物理结合体形式所形成的一种固体。这种物质会堵塞井筒、节流管线、输气管道等，称之为冰堵，影响油气井的测试、生产及输送过程。

目前天然气水合物的研究主要集中在天然气水合物的形成及开采方面[2-7]，对油气田开发过程中出现的天然气水合物的研究主要集中在集输管线[8]，带压作业期间的天然气水合物也有研究涉及[9-10]。

我国绝大部分油气田开发过程中，冬季尤其是夜间，气温较低，多低于10℃，在油气井连续油管作业期间极易因天然气水合物造成冰堵。现场作业期间若多次发生冰堵，造成施工中断，则带来施工复杂情况及井控风险。本文分析了天然气水合物形成的原因，结合现场实际情况，提出有效的预防、控制措施，形成一套有效的冰堵防控方案，现场应用效果良好，为连续油管安全作业提供技术保障。

1 天然气水合物形成原因

日常生活中，冰堵较为常见，比如见于电冰箱的制冷系统。石油天然气的开发过程中，冰堵同样常见且带来不利后果。油气开发过程中产生的天然气水合物主要是Ⅰ型体心立方晶体结构[11]。

1.1 压力和温度

一般而言，压力越大，天然气水合物受压实程度越大，天然气水合物也就越稳定，通常压力需大于10 MPa。压力对于水合物形成的温度会有一定的影响，天然气水合物相平衡曲线如图1所示[12]。

图1 天然气水合物相平衡曲线图

温度是天然气水合物形成和分解最关键的因素。水合物的强度随温度的降低而增加。

天然气中不同组分形成水合物的临界温度是该组分水合物存在的最高温度。超过临界温度，无论压力多大，都不会形成水合物。每种组分气体形成天然气水合物均有一个临界温度（表1）[13]。冬季气温大都在20℃以下，极易出现冰堵现象。

表1 常见气体形成水合物的临界温度数据表

对于单一组分的天然气水合物形成的温度，与压力近似有如下的关系式[14]：

式中t为天然气水合物的形成温度，℃；p为天然气水合物的形成压力，MPa。

通过上式计算在33.0～76.0 MPa的压力下，形成天然气水合物的温度为24.0～30.5℃，这与在28.8℃时仍存在天然气水合物的实际情况相符[15]。

1.2 流体饱和度

天然气中含有水，甚至有游离态的水，天然气的含水量处于饱和状态[16]。气井连续油管冲洗解堵、钻磨等作业期间均气液同出，水的含量较高，极易出现冰堵。

1.3 其他

成核基础：对于连续油管作业而言，主要是管线转弯处、井筒内的砂粒或钻屑等物质。

流动条件突变：天然气压力的波动、气体因流向的突变而产生的搅动，以及晶种的存在等造成的流动条件突变[17]，容易发生在放喷流程中、井口主阀连接处、防喷器、防喷管和防喷盒等处。

过冷度（Δt）：给定压力下形成天然气水合物的平衡温度（te）与实际温度（to）的差值为过冷度[18]，即

式中Δt为过冷度，℃；te为平衡温度，℃；to为实际温度，℃。

过冷度小于7.49℃时不会形成水合物，而当过冷度超过11℃时，在25 min之内（甚至瞬间）就会形成水合物[13]。在连续油管作业过程中，由于井口流程的节流，天然气达到很高的过冷度，极易形成水合物。

2 连续油管作业期间冰堵的危害

连续油管作业期间产生的冰堵会对连续油管作业造成显著影响，与输气管道等形成的冰堵相比，主要表现为如下几方面的危害。

1）井下工具遇卡。流体过流通道减小甚至堵塞连续油管与油（套）管环空，造成流体上返受阻，钻屑、砂粒可能下沉而造成工具、连续油管遇卡、被埋的风险。

2）应力腐蚀。若天然气中含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体，与水结合而形成的水合物，形成酸性液体，对连续油管产生危害较大的应力腐蚀，易造成连续油管氢脆、断裂等事故或事件。

3）管柱损伤。对于高压井，因冰堵造成流体返出不畅，圈闭压力增加，造成工具上顶、连续油管挤毁等事故或事件。

4）井控设备失效。天然气水合物积聚在防喷器或防喷盒内，造成在紧急情况下不能关闭防喷器闸板、防喷盒失效等井控事件。

3 冰堵判断

最易产生冰堵的连续油管作业工艺主要有两种类型，一是需要向井筒泵注液体并循环出井口的工艺，如钻磨、冲洗解堵作业；二是地层有液体和气同时沿着井筒返出地面的工艺，如速度管柱作业。

作业期间发生冰堵，可以通过工艺参数来判断，以便及时采取有效措施，解除冰堵。

首先，观察压力变化情况，如冰堵发生在防喷器位置，井口压力与地面流程的压力可能有明显差异；若发生在井筒与放喷流程连接处，油压/套压急剧降低，直至降为0。

其次，起下连续油管基本没有位移，与井下遇卡不同，上提时悬重迅速增加但是无向上的位移，下放时悬重迅速减小，同样无位移。

再次，一些辅助判断方法也可帮助确定冰堵，如测量井口装置的表面温度会小于10℃。

4 预防控制措施

从天然气水合物形成条件，分为两个方面来抑制和解除连续油管作业期间的水合物，一是从设备及原材料上，包括物理和化学两种方法；二是从工艺技术措施上。

4.1 物理法

主要从形成天然气水合物的压力、温度等方面来控制水合物的形成和分解。

4.1.1 加热

即增加温度到水合物形成的临界温度之上，抑制水合物的形成，或使水合物分解。现场可通过一些方法来实现，如用水套加热炉提高节流阀前天然气的温度，或者敷设热水管线，使气体流动温度保持在水合物的生成温度以上。

4.1.1.1 蒸汽加热

使用蒸汽发生器、锅炉车等产生蒸汽，加热连续油管防喷管和井口闸门等，由于出水口水量较大、温度较高，或需要耗油成本较高，目前在现场应用较少。

4.1.1.2 工业防爆电热毯或电加热带

这是目前最常用的保温方式。连续油管井口装置包括防喷盒、防喷管、防喷器及井口闸门等，既有圆形管道形状，也有类似长方体、圆柱体，还有一系列控制管线接头的不规则形状，这样需要根据特定形状包裹来加热保温。

对于防喷管这种规则形状的装置，在防喷管上覆盖防爆工业电热毯，工作温度可达65℃（图2）。

图2 工业电热毯包裹在防喷管上的现场图

对防喷盒、防喷器、井口闸门这些异型件，一方面可以用根据形状定制的防爆工业电热毯来加热；另一方面可以先缠绕电加热带，再覆盖阻燃保温棉。

4.1.2 注热水

考虑到实际情况和成本，该方法主要用于发生冰堵后，通过流程向连续油管与油管/套管的环空泵注热水来分解水合物。该方法适用于作业现场其他井返出较高温度的流体（如60℃）。

4.2 化学抑制剂

通过化学添加剂，改变水合物形成的热力学条件、结晶速率，实现井筒内的流体正常流动。化学抑制剂一般分为有机物和无机盐两种类型。

4.2.1 有机物

有机物分为以下两种，主要是降低天然气的露点，防止水合物的生成。

一是甲醇类化合物，主要是甲醇，沸点较低，温度高时损失大，用于较低温度的场合，中等程度毒性，现场不使用。

二是甘醇类化合物，主要是乙二醇、二甘醇。如乙二醇含量10%时，冰点可降至-4.1℃。现场常用泵注10%以上浓度的乙二醇来抑制水合物的形成，对于已经形成的水合物也可有效分解。

另外对于表面活性剂（如十二烷基硫酸钠）和聚合物类（如丙烯酸酯）的抑制剂只能控制水合物的形成，但是不能分解已经形成的水合物，故现场应用较少。

4.2.2 无机盐

无机盐也分为以下两种。

一是NaCl、CaCl2等。溶液中含有无机盐时，则溶液上面水汽的分压将下降，这样天然气中水汽含量也就降低，地层流体的矿化度越高，天然气越不易形成水合物。研究表明，盐水使得天然气水合物厚度变薄，在20 MPa、50℃的纯水中加入3.5%的NaCl，稳定的水合物厚度减小9%[19]。这样增加盐度，可抑制冰堵的产生，也有助于解除冰堵。最常用的是NaCl，随着NaCl浓度的升高，水合物的生成量逐渐减小，当NaCl浓度达到12%时不再生成天然气水合物[20]。另外30%的CaCl2水溶液效果也较好。这样某些井可选择使用流体抑制水合物的形成。

二是除硫剂。对于含硫油气藏，硫化氢含量高的天然气容易形成水合物，在6.9 MPa时，将10%的硫化氢加入不含硫的天然气中，其产生水合物的温度会增加8℃，而二氧化碳对其的影响极小[12]。在10 MPa时，硫化氢含量9%或二氧化碳含量6.7%，18℃形成水合物。这样含硫油气井作业期间泵注含一定浓度的除硫剂可有效抑制水合物的形成。

4.3 物理法和化学法的常用复合方式

现场实际作业中可以根据实际情况使用上述一种或几种方法来预防和控制冰堵，主要有如下几种复合方式：

①工业电热毯或电热带、注热水；

②工业电热毯或电热带、注乙二醇；

③锅炉车或蒸汽发生器、注热水；

④工业电热毯或电热带、注NaCl或CaCl2；

⑤工业电热毯或电热带、除硫剂。

4.4 工艺技术措施

在冬季连续油管作业的整个过程中，可以从如下工艺技术措施方面降低水合物的形成：

①井口聚集有气体的井采用氮气试压；

②在需要打开防喷器闸板进行作业时采用打开平衡阀的方式来平衡闸板上下的压差，使用双联防喷盒，增强井口装置的有效性；

③施工作业前循环脱气，减少含天然气的液体向井口流动；

④作业过程中，选用合适的油嘴有效地控制井口压力，使其等于或略小于开井之前的井口压力；

⑤若出现冰堵迹象，则间断上提连续油管，并降低上提速度；

⑥施工等停时用液氮对连续油管和油套环空进行吹扫，泵注液氮使液面降至距井口10 m以下。

4.5 对冰堵防控措施的实践认识

综上所述，结合现场实践认识，冬季低温条件下连续油管作业中防控冰堵需要注意以下几个要点：

①连续油管井口装置的保温措施，这对于预防冰堵至关重要；

②乙二醇可抑制和分解水合物，现场使用效果较好；

③入井流体中添加NaCl和除硫剂，可抑制和分解水合物；

④控制连续油管上提速度，减少含天然气的液体向井口流动，可有效降低冰堵的发生；

⑤冰堵后向环空泵注热水、CaCl2液体可有效分解水合物。

5 现场应用情况

5.1 案例一

Y203H2-1井完成24段加砂压裂后，采用Ø50.8 mm连续油管带Ø100 mm磨鞋钻磨完成全部23个桥塞后，2019年12月19日07:28起至距离井口6.4 m时遇阻2 t，初步判断连续油管已起出井口，停泵，试关井口闸门不能关闭，井口压力40.5 MPa，两次上提、下放连续油管，均无位移（图3）。

图3 井口冰堵曲线图

接下来测试螺杆马达运转正常。通过防喷器旁通泄压，井口压力由40.5 MPa下降至15 MPa，无法活动油管，初步分析井口闸门变径处发生冰堵遇卡。

锅炉车的蒸汽对井口变径法兰升温，结合同平台其他井返出的较高温度返排液（约55℃），从压井接口间断小排量泵注返排液，12月21日间断上提连续油管，01:14成功解除冰堵（图4）。

图4 冰堵解除曲线图

5.2 案例二

2020年12月27日，YSH10-1井Ø50.8 mm连续油管带速度管柱悬挂工具下至1 m，遇阻1 t，反复尝试4次无法通过，初步判断为冰堵。

起至井口，试关1号闸门，关至第8圈（总28圈）时无法关闭。

于是，分3次从防喷器旁通泵注乙二醇分别约100 L、60 L、40 L，试提连续油管，悬重7.6 t上升至17.6 t，位移1.3 m，下放悬重迅速降为0（正常下放悬重范围为7.2～7.7 t）；紧油管挂顶丝，井口憋压14.5 MPa。继续用电加热带加热，冰堵解除。油管挂座封到位，完成下速度管柱作业。