气井带压作业中水合物的形成及预防措施气井带压作业技术是在不压井

【气井带压作业中水合物的形成及预防措施】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。一水合物形成原因
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。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。二形成位置及危害
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）。

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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。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。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2403m（上部工作筒位置）处，上提通井工具串，当起至距井口580m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）。