深水钻完井作业水合物的防治

刘少权，郑伟，乔纯上(中海油能源发展工程技术深圳分公司钻完井技术中心，广东 深圳 518067)

0 引言

深水作业环境下的流动安全保障措施是深水油气田开发生产作业中不可缺少的组成部分，直接关系到油气井寿命和油气田开发效率。流动安全保障内容中比较重要的就是涉及水合物生成预测、预防及堵塞处理、系统完整性保障等方面。

1 水合物的定义和分子结构

天然气水合物是流动安全保障中最重要的问题，在大部分深水完井作业中，海底环境低温是导致井筒内形成水合物的主要因素，主要靠预防加以控制。天然气水合物是由甲烷、乙烷和丙烷等1种或几种气体的混合物，它的生成是在一定的温度、压力条件下和水三者共同作用的结果。天然气水合物的分子结构一般是笼形结构的冰状晶体，如图1所示。

图1 水合物结构

2 水合物生成条件

一般在低温和高压条件下就会生成水合物。在深水钻完井作业过程中，水合物通常在泥线附近、油嘴节流管汇处、分离器处、流动通道变径处等常见部位形成，因为这些关键节点满足水合物的形成条件。一般情况下，水合物的形成需要满足以下4个条件：

(1)水合物生成的首要条件是含有液态水。典型的水合物成分甲、丁烷，还有CO2、N2和H2S。水合物中的水来自生产储层里的自由水、碳氢化合物冷却产生的浓缩水或者水基钻井液。

(2)低温是形成水合物的另外一个重要条件。天然气的温度必须等于或低于天然气中水汽的露点。水合物中水的摩尔百分比浓度是85 mol%，系统温度并不需要降至0 ℃(冰点)来生成冰状固体。海上水深大约914.4 m以下，泥线处的温度明显降到3.3～4.4 ℃，从井口到泥线的几公里管线内的气体在这一温度下很容易冷却，这样水合物在管线(以及井内)高压下很容易形成[1]。

(3)高压通常加快了水合物的生成。在3.3 ℃，通常天然气会在0.7 MPa的低压下形成水合物；在10.3 MPa压力下，天然气在18.9 ℃形成水合物。深水钻井是在水深1 828.8～3 048 m作业，这样的深度形成了低温和高压的良好环境。墨西哥湾水温随着水深变化的曲线图如图2所示。曲线显示，76.2 m水深时温度高达21.1 ℃，水深超过914.4 m时，海底温度全都大约在4.4 ℃[2]。

图2 墨西哥湾水温随着水深变化的曲线图

(4)其他条件。压力的波动、气流方向改变及微小水化晶的存在也会导致水合物的形成。

3 实际生产作业过程中的水合物危害

3.1 水合物对井控风险非常大

水合物对深水钻井、测试和完井的危害巨大，主要体现在以下6个方面：

(1)水合物会堵塞节流压井管线，无法建立循环，使压井作业失败；

(2)水合物会堵塞防喷器或防喷器以下的空间，防喷器之下压力无法检测，同时水合物也会在钻具与防喷器之间形成堵塞，使防喷器在需要关闭的时刻失效，防喷器连接器和井口连接器处形成水合物，会影响防喷器的解脱，在紧急时刻可能无法解脱BOP和LMRP；

(3)水合物也会堵塞隔水管、防喷器或套管与完井管柱的环空，进而在作业过程中无法移动完井管柱；

(4)当温度和压力发生变化时气体水合物会逐渐分解，释放出的气体会导致井漏、井喷、套管和隔水管损坏等事故；

(5)井下工具的控制管线内形成水合物，导致井下工具失效；

(6)在清井返排时，井下安全阀以上、油嘴阻流管汇易形成水合物，造成清井返排失败。

3.2 影响钻井液性能

(1)水合物的生成和分解属化学变化，其中伴随着热量的变化，其分解会降低钻井液密度，使整个环空液柱压力降低。

(2)生产水合物的过程中会消耗钻井液中水的含量，进而会改变钻井液流变性能，此外，水合物的形成也会使得钻井液失水，让钻完井液比重加重，进而压漏地层发生井漏等复杂情况。

4 水合物预防措施

在设计过程中，首先要模拟生产过程中井筒剖面及地面流程的温度、压力场分布进而预测水合物的生成趋势，绘制出水合物生成的包络线图版用于指导水合物防治。常见的预测方法有：图解法、经验公式法、平衡常数法和统计热力学法等。如果预测有形成水合物的风险，就要采取有效的防治措施。例如：在返排前后及过程中，应结合现场流动情况调整水合物抑制剂的注入量[3-4]。在深水完井和测试作业过程中，要在泥线、地面井口和油嘴管汇处的温度压力数据在水合物生成包络线以外，亦宜注入水合物抑制剂，同时也要备用钢丝及连续油管设备，以应对水下完井管柱出现水合物冻堵。

5 清除水合物的案例

国外某深水油田，水深1 500 m，采用立式采油树完井。在清井放喷期间，修井隔水管(WOR)中产生水合物，通过钢丝作业探到水合物在顶部位置后，下入连续油管清除水合物。

现场的作业情况是如下：该井上部完井已结束，并坐好油管挂，立式采油树已安装并测试合格。地层隔离阀(FIV)处于打开状态，钢丝作业探水合物顶部位于修井隔水管内755 m。生产主阀(PMV)、生产清蜡阀(PSV)、井下安全阀(DHSV)关闭，修井隔水管/紧急解脱总成(EDP)与水下采油树未连接，钻井装置已移至安全区。准备工作做好之后，开始连续在油管进行清除水合物作业。现场施工程序如下：

(1)吊装鹅颈头及注入器至钻台，连接设备液压管线并进行功能试验，试验合格后将连续油管插入鹅颈头及注入器，上提注入器至适当高度，通过固井泵对连续油管通水并记录油管容积。

(2)然后组装连续油管工具接头并按操作要求对工具接头进行拉力测试，测试值为11.3 t(本次作业使用1.75”连续油管)。

(3)关闭地面测试树压井翼阀，打开地面测试树清蜡阀，依次连接井下工具串，校0。

(4)连接连续油管注入器、防喷器、地面测试树，打开地面测试树主阀，下放工具串至连续油管防喷器半封位置以下，关闭半封，对连续油管、管线、防喷器半封试压1.7 MPa,观察5 min，如未发现泄漏，增加压力至34.5 MPa并保持10 min。如果可以稳压，快速从连续油管单流阀下游泄压至1.7 MPa并观察10 min，泄压为0，然后打开连续油管防喷器半封。最后对防喷器本体和防喷盒试压1.7 MPa,观察5 min，如未发现泄漏，增加压力至34.5 MPa并保持10 min，泄压为零，试压结束。

(5)下入连续油管，变径处需缓慢下放，控制好下放速度。水合物面以上适当位置，记录上提下放悬重，继续缓慢下放至水合物面，确认深度。上提连续油管2 m，顶替比重为1.39 sg的氯化钙盐水至修井隔水管，同时从地面测试树和修井隔水管防喷阀(WOR-LV)的注入点以1 L/min的泵速注入乙二醇，并通过地面测试管汇油嘴控制返出。

(6)连接甲醇注入泵，以最大排量通过连续油管泵入1 m3甲醇。下放连续油管轻探水合物面并通过连续油管替入1.39 sg的氯化钙盐水，等待30 min以使甲醇与水合物反应。期间注意观察地面井口压力，压力应保持在1.0 MPa。如压力升高，从油嘴管汇泄压至缓冲罐。浸泡30 min后，连续油管下探水合物面。如水合物仍存在，重复上述甲醇泵入步骤。如水合物被清除，继续下放连续油管至修井隔水管底部，同时以最大排量循环1.39 sg的氯化钙盐水，并保持以1 L/min的泵速注入乙二醇。

(7)确认修井隔水管中的水合物被完全清除后，起出连续油管，关闭修井隔水管防喷阀、地面测试树主阀、地面测试树清蜡阀及地面测试树翼阀，最后拆甩连续油管设备。

6 结语

在深水钻完井作业中水合物带来的风险非常巨大，需引起高度重视。对水合物的防治要从多方面着手，深水石油勘探开发过程中要提前做好水合物清除准备工作，确保作业顺利进行。