[摘 要]本文主要介紹了水化物的形成條件，水化物的分子結(jié)構(gòu)。宋深103H井施工過程中水化物凍堵的成因和解決辦法。并結(jié)合實際情況找出高壓氣井施工過程中解決水化物凍堵問題有效可行的解決辦法。并在此基礎(chǔ)上展望試氣施工水化物的解決辦法。

[關(guān)鍵詞]水化物；危害

中圖分類號：TU989 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2017）37-0046-01

1 水化物的形成以及危害

隨著勘探開發(fā)的不斷深入，大慶油氣田深層氣井的開發(fā)，在地面試氣過程中，每年都出現(xiàn)由于在井下100m、井口或油嘴管匯下游出現(xiàn)不同程度的水化物凍堵而關(guān)井的現(xiàn)象，影響資料錄取和施工進度，截止到目前共發(fā)生水化物凍堵問題16井次，延長施工時間900小時，因此，需對水化物的生成、預(yù)防和處理進行研究，以解決試氣施工難。

水合物的形成是在一定的溫度和壓力條件下，由天然氣某些組分（如甲烷、乙烷等）和游離水形成的籠形結(jié)構(gòu)的冰狀晶體，為非化學(xué)計量型固態(tài)化合物，其分子式可表示為M·nH2O。水分子靠氫鍵結(jié)合成骨架結(jié)構(gòu)，小分子氣體被包裹其中，氣體分子和水分子靠靠范德華力結(jié)合。

形成水化物氣體要處于水汽的飽和或者過飽和狀態(tài)并存游離水，有足夠高的壓力足夠低的溫度。同時，壓力的波動和氣體高速流動；流向突變產(chǎn)生的攪動；水合物的存在及晶體停留的特定物理位置（閥門、孔板、彎頭、粗糙管壁）；酸性氣體（硫化氫和二氧化碳）的存在、微小水合物晶核的誘導(dǎo)等因素也起促進作用。

天然氣水合物的形成過程與周圍環(huán)境、水的狀態(tài)以及管內(nèi)溫度、壓力等有關(guān)。在Ⅰ中水在管線下層少量氣體溶于水形成微小的晶核，在Ⅱ中部分晶核向在氣液界面轉(zhuǎn)移形成水合物薄膜，在Ⅲ中薄膜破裂水合物晶核分散到氣體和水中，在Ⅳ中大量氣體溶于水形成數(shù)量眾多的水合物晶核，氣液界面繼續(xù)下移，在Ⅴ中水合物晶核繼續(xù)形成并凝結(jié)成塊堵塞管線。

2 宋深103H井施工過程中形成的水化物問題及解決辦法

2016年3月8日-3月15日鋼絲作業(yè)測采前靜壓及壓力梯度。鋼絲作業(yè)使用58mm通井規(guī)通井，于井口四通處遇阻，反復(fù)多次上下活動后仍無法通過，使用48mm通井規(guī)通井，于井下5m處遇阻，起出工具帶有大量水化物，判斷出宋深103H井于井下5m處結(jié)水化物，于井口四通處連接有變扣縮徑，造成鋼絲作業(yè)工具無法下入，因此，先采用鋼絲作業(yè)打鉛印，確定了井口四通位置縮徑的尺寸為53mm，并經(jīng)過相關(guān)技術(shù)人員研究和反復(fù)論證，設(shè)計加工了能通過井口縮徑位置的壓力計懸掛工具。采取應(yīng)用加熱爐加熱熱水至85℃，利用水泥車分別向油管和套管內(nèi)擠注熱水的方式解堵，由于井下水化物完全堵住油管，油管內(nèi)無法擠入熱水，需向套管內(nèi)擠注熱水，因該井套管為41/2"，油套環(huán)空間隙較小，當向套管內(nèi)擠注熱水時，需嚴格控制擠注的流量速度，并反復(fù)擠注熱水后，再向油管內(nèi)擠注熱水解堵，經(jīng)過連續(xù)7天奮戰(zhàn)，確定了井下縮徑位置及尺寸，改進了井下懸掛壓力計工具，解除了井底水化物造成的井堵，圓滿完成了鋼絲作業(yè)測靜壓梯度施工，并為下步施工奠定了基礎(chǔ)。

2016年3月16日-4月19日地面開井降壓清液階段。由于油嘴較小，且氣體中含有CO2，極易在井下及地面形成水化物。在采用4.76mm油嘴控制開井放噴，日產(chǎn)氣85000m3/d，試氣3.5h后，地面管線被水化物堵死。在利用鍋爐車刺通地面流程后，再次采用4.76mm油嘴控制開井放噴試氣4.5h左右以后，井口油壓由28.93MPa，下降至10.58MPa，由此判斷井下結(jié)水化物嚴重，水化物返出地面后造成地面流程凍堵。

在采用5.56mm油嘴控制開井放噴，日產(chǎn)氣113000m3/d，試氣1h后，井口油壓由28.84MPa，下降至23.31MPa，判斷井下結(jié)水化物嚴重，放噴試氣4h后，從井口至熱交換器地面管線被水化物堵死。在利用鍋爐車刺通地面流程后，再次采用5.56mm油嘴控制開井放噴試氣6h以后，地面流程堵塞，地面關(guān)井后，將地面流程中的壓力釋放掉后，拆卸地面管線，從井口至熱交換器處地面流程已被水化物堵塞，判斷水化物返出地面后造成地面流程凍堵。

采用4.76mm油嘴試氣2次，5.56mm油嘴試氣3次，在開井試氣3h-4h后都出現(xiàn)井下產(chǎn)生的水化物返出地面后，造成地面流程堵死的現(xiàn)象。在采用6.35mm油嘴控制防噴試氣時，日產(chǎn)氣142000m3/d，地面流程也頻繁出現(xiàn)堵塞的現(xiàn)象，但未堵死，通過采用鍋里車不斷刺地面流程及提高油嘴管匯下游壓力的方式，降低地面流程的保溫壓力，維持測氣25h后，地面關(guān)井，等待下一步?jīng)Q定。

結(jié)論，采用小油嘴試氣過程中，井下產(chǎn)生的水化物堵塞管柱及地面流程，給安全施工帶來極大的困難，因此，向甲方建議采用6.35mm以上油嘴控制試氣，待井底液返出或井底熱量通過天然氣流動帶到地面流程后，再逐級調(diào)小油嘴尺寸至設(shè)計要求，經(jīng)過甲方論證，同意并實施了該方案，順利完成了試采前期的降壓清液階段施工。

3 宋深103H井試采階段水化物的處理

2016年4月20日至截止到目前為定產(chǎn)試采階段。由于該井壓力較高，且氣體中含有CO2，試采期間采用油嘴管匯針閥調(diào)節(jié)產(chǎn)量變化，因針閥為環(huán)形的流通通道，極易造成針閥位置凍堵，因此，為解決試采期間凍堵的施工難題，我們定制了4.73mm固定油嘴，并采取了以下措施，保障了試采施工順利進行：（1）開井前，向除砂器砂筒內(nèi)注乙二醇至出氣口位置，由于出氣口在砂筒上部，因此保持砂筒浸泡在乙二醇中，防止砂筒內(nèi)形成水化物，避免堵塞除砂器。（2）開井前，先將熱交換器水柜及分離器水柜溫度加熱至85℃。（3）測氣過程中，從井口持續(xù)向地面流程中注入乙二醇。（4）開井正常試氣后，利用分離器盤管上的針閥控制油嘴管匯與分離器之間的壓力至10MPa，降低油嘴管匯節(jié)流壓差，提高下流溫度至12℃，省去使用鍋爐車及燃油鍋爐的保溫，平均每日可節(jié)省柴油1248kg，節(jié)約了施工成本。

4.下步工作

宋深103H井的順利施工，為今后的高壓氣井施工中水化物的預(yù)防積累了相當?shù)慕?jīng)驗，在接下來宋深9H的施工過程中，利用此前預(yù)防水化物的經(jīng)驗一次性成功開井并順利施工至今，并順利完成天然氣回收的施工任務(wù)。

宋深103H、宋深9H的順利施工為今后高壓氣井預(yù)防水化物的施工積累的相當?shù)慕?jīng)驗和預(yù)防辦法，為接下來的試氣工作打下了良好的基礎(chǔ)。

參考文獻

[1] 周仲河；；采油井表面活性劑吞吐與選擇性堵水結(jié)合工藝及應(yīng)用[J]；大慶石油學(xué)院學(xué)報；2008年02期

[2] 李安星；；天然氣水合物形成速度的影響因素[J]；油氣田地面工程；2008年07期

作者簡介

邊鑫，男，出生于1986年8月，畢業(yè)于黑龍江綏化學(xué)院計算機專業(yè)，現(xiàn)工作于試油試采分公司試油大隊地面計量隊，聯(lián)系地址：大慶試油試采分公司試油大隊，郵政編碼：163412。endprint