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[摘 要]本文主要介绍了水化物的形成条件，水化物的分子结构。宋深103H井施工过程中水化物冻堵的成因和解决办法。并结合实际情况找出高压气井施工过程中解决水化物冻堵问题有效可行的解决办法。并在此基础上展望试气施工水化物的解决办法。
[关键词]水化物；危害
中图分类号：TU989 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）37-0046-01
1 水化物的形成以及危害
随着勘探开发的不断深入，大庆油气田深层气井的开发，在地面试气过程中，每年都出现由于在井下100m、井口或油嘴管汇下游出现不同程度的水化物冻堵而关井的现象，影响资料录取和施工进度，截止到目前共发生水化物冻堵问题16井次，延长施工时间900小时，因此，需对水化物的生成、预防和处理进行研究，以解决试气施工难。
水合物的形成是在一定的温度和压力条件下，由天然气某些组分（如甲烷、乙烷等）和游离水形成的笼形结构的冰状晶体，为非化学计量型固态化合物，其分子式可表示为M·nH2O。水分子靠氢键结合成骨架结构，小分子气体被包裹其中，气体分子和水分子靠靠范德华力结合。
形成水化物气体要处于水汽的饱和或者过饱和状态并存游离水，有足够高的压力足够低的温度。同时，压力的波动和气体高速流动；流向突变产生的搅动；水合物的存在及晶体停留的特定物理位置（阀门、孔板、弯头、粗糙管壁）；酸性气体（硫化氢和二氧化碳）的存在、微小水合物晶核的诱导等因素也起促进作用。
天然气水合物的形成过程与周围环境、水的状态以及管内温度、压力等有关。在Ⅰ中水在管线下层少量气体溶于水形成微小的晶核，在Ⅱ中部分晶核向在气液界面转移形成水合物薄膜，在Ⅲ中薄膜破裂水合物晶核分散到气体和水中，在Ⅳ中大量气体溶于水形成数量众多的水合物晶核，气液界面继续下移，在Ⅴ中水合物晶核继续形成并凝结成块堵塞管线。
2 宋深103H井施工过程中形成的水化物问题及解决办法
2016年3月8日-3月15日钢丝作业测采前静压及压力梯度。钢丝作业使用58mm通井规通井，于井口四通处遇阻，反复多次上下活动后仍无法通过，使用48mm通井规通井，于井下5m处遇阻，起出工具带有大量水化物，判断出宋深103H井于井下5m处结水化物，于井口四通处连接有变扣缩径，造成钢丝作业工具无法下入，因此，先采用钢丝作业打铅印，确定了井口四通位置缩径的尺寸为53mm，并经过相关技术人员研究和反复论证，设计加工了能通过井口缩径位置的压力计悬挂工具。采取应用加热炉加热热水至85℃，利用水泥车分别向油管和套管内挤注热水的方式解堵，由于井下水化物完全堵住油管，油管内无法挤入热水，需向套管内挤注热水，因该井套管为41/2"，油套环空间隙较小，当向套管内挤注热水时，需严格控制挤注的流量速度，并反复挤注热水后，再向油管内挤注热水解堵，经过连续7天奋战，确定了井下缩径位置及尺寸，改进了井下悬挂压力计工具，解除了井底水化物造成的井堵，圆满完成了钢丝作业测静压梯度施工，并为下步施工奠定了基础。
2016年3月16日-4月19日地面开井降压清液阶段。由于油嘴较小，且气体中含有CO2，极易在井下及地面形成水化物。在采用4.76mm油嘴控制开井放喷，日产气85000m3/d，試气3.5h后，地面管线被水化物堵死。在利用锅炉车刺通地面流程后，再次采用4.76mm油嘴控制开井放喷试气4.5h左右以后，井口油压由28.93MPa，下降至10.58MPa，由此判断井下结水化物严重，水化物返出地面后造成地面流程冻堵。
在采用5.56mm油嘴控制开井放喷，日产气113000m3/d，试气1h后，井口油压由28.84MPa，下降至23.31MPa，判断井下结水化物严重，放喷试气4h后，从井口至热交换器地面管线被水化物堵死。在利用锅炉车刺通地面流程后，再次采用5.56mm油嘴控制开井放喷试气6h以后，地面流程堵塞，地面关井后，将地面流程中的压力释放掉后，拆卸地面管线，从井口至热交换器处地面流程已被水化物堵塞，判断水化物返出地面后造成地面流程冻堵。
采用4.76mm油嘴试气2次，5.56mm油嘴试气3次，在开井试气3h-4h后都出现井下产生的水化物返出地面后，造成地面流程堵死的现象。在采用6.35mm油嘴控制防喷试气时，日产气142000m3/d，地面流程也频繁出现堵塞的现象，但未堵死，通过采用锅里车不断刺地面流程及提高油嘴管汇下游压力的方式，降低地面流程的保温压力，维持测气25h后，地面关井，等待下一步决定。
结论，采用小油嘴试气过程中，井下产生的水化物堵塞管柱及地面流程，给安全施工带来极大的困难，因此，向甲方建议采用6.35mm以上油嘴控制试气，待井底液返出或井底热量通过天然气流动带到地面流程后，再逐级调小油嘴尺寸至设计要求，经过甲方论证，同意并实施了该方案，顺利完成了试采前期的降压清液阶段施工。
3 宋深103H井试采阶段水化物的处理
2016年4月20日至截止到目前为定产试采阶段。由于该井压力较高，且气体中含有CO2，试采期间采用油嘴管汇针阀调节产量变化，因针阀为环形的流通通道，极易造成针阀位置冻堵，因此，为解决试采期间冻堵的施工难题，我们定制了4.73mm固定油嘴，并采取了以下措施，保障了试采施工顺利进行：（1）开井前，向除砂器砂筒内注乙二醇至出气口位置，由于出气口在砂筒上部，因此保持砂筒浸泡在乙二醇中，防止砂筒内形成水化物，避免堵塞除砂器。（2）开井前，先将热交换器水柜及分离器水柜温度加热至85℃。（3）测气过程中，从井口持续向地面流程中注入乙二醇。（4）开井正常试气后，利用分离器盘管上的针阀控制油嘴管汇与分离器之间的压力至10MPa，降低油嘴管汇节流压差，提高下流温度至12℃，省去使用锅炉车及燃油锅炉的保温，平均每日可节省柴油1248kg，节约了施工成本。
4.下步工作
宋深103H井的顺利施工，为今后的高压气井施工中水化物的预防积累了相当的经验，在接下来宋深9H的施工过程中，利用此前预防水化物的经验一次性成功开井并顺利施工至今，并顺利完成天然气回收的施工任务。
宋深103H、宋深9H的顺利施工为今后高压气井预防水化物的施工积累的相当的经验和预防办法，为接下来的试气工作打下了良好的基础。
参考文献
[1] 周仲河；；采油井表面活性剂吞吐与选择性堵水结合工艺及应用[J]；大庆石油学院学报；2008年02期
[2] 李安星；；天然气水合物形成速度的影响因素[J]；油气田地面工程；2008年07期
作者简介
边鑫，男，出生于1986年8月，毕业于黑龙江绥化学院计算机专业，现工作于试油试采分公司试油大队地面计量队，联系地址：大庆试油试采分公司试油大队，邮政编码：163412。
[关键词]水化物；危害
中图分类号：TU989 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）37-0046-01
1 水化物的形成以及危害
随着勘探开发的不断深入，大庆油气田深层气井的开发，在地面试气过程中，每年都出现由于在井下100m、井口或油嘴管汇下游出现不同程度的水化物冻堵而关井的现象，影响资料录取和施工进度，截止到目前共发生水化物冻堵问题16井次，延长施工时间900小时，因此，需对水化物的生成、预防和处理进行研究，以解决试气施工难。
水合物的形成是在一定的温度和压力条件下，由天然气某些组分（如甲烷、乙烷等）和游离水形成的笼形结构的冰状晶体，为非化学计量型固态化合物，其分子式可表示为M·nH2O。水分子靠氢键结合成骨架结构，小分子气体被包裹其中，气体分子和水分子靠靠范德华力结合。
形成水化物气体要处于水汽的饱和或者过饱和状态并存游离水，有足够高的压力足够低的温度。同时，压力的波动和气体高速流动；流向突变产生的搅动；水合物的存在及晶体停留的特定物理位置（阀门、孔板、弯头、粗糙管壁）；酸性气体（硫化氢和二氧化碳）的存在、微小水合物晶核的诱导等因素也起促进作用。
天然气水合物的形成过程与周围环境、水的状态以及管内温度、压力等有关。在Ⅰ中水在管线下层少量气体溶于水形成微小的晶核，在Ⅱ中部分晶核向在气液界面转移形成水合物薄膜，在Ⅲ中薄膜破裂水合物晶核分散到气体和水中，在Ⅳ中大量气体溶于水形成数量众多的水合物晶核，气液界面继续下移，在Ⅴ中水合物晶核继续形成并凝结成块堵塞管线。
2 宋深103H井施工过程中形成的水化物问题及解决办法
2016年3月8日-3月15日钢丝作业测采前静压及压力梯度。钢丝作业使用58mm通井规通井，于井口四通处遇阻，反复多次上下活动后仍无法通过，使用48mm通井规通井，于井下5m处遇阻，起出工具带有大量水化物，判断出宋深103H井于井下5m处结水化物，于井口四通处连接有变扣缩径，造成钢丝作业工具无法下入，因此，先采用钢丝作业打铅印，确定了井口四通位置缩径的尺寸为53mm，并经过相关技术人员研究和反复论证，设计加工了能通过井口缩径位置的压力计悬挂工具。采取应用加热炉加热热水至85℃，利用水泥车分别向油管和套管内挤注热水的方式解堵，由于井下水化物完全堵住油管，油管内无法挤入热水，需向套管内挤注热水，因该井套管为41/2"，油套环空间隙较小，当向套管内挤注热水时，需严格控制挤注的流量速度，并反复挤注热水后，再向油管内挤注热水解堵，经过连续7天奋战，确定了井下缩径位置及尺寸，改进了井下悬挂压力计工具，解除了井底水化物造成的井堵，圆满完成了钢丝作业测静压梯度施工，并为下步施工奠定了基础。
2016年3月16日-4月19日地面开井降压清液阶段。由于油嘴较小，且气体中含有CO2，极易在井下及地面形成水化物。在采用4.76mm油嘴控制开井放喷，日产气85000m3/d，試气3.5h后，地面管线被水化物堵死。在利用锅炉车刺通地面流程后，再次采用4.76mm油嘴控制开井放喷试气4.5h左右以后，井口油压由28.93MPa，下降至10.58MPa，由此判断井下结水化物严重，水化物返出地面后造成地面流程冻堵。
在采用5.56mm油嘴控制开井放喷，日产气113000m3/d，试气1h后，井口油压由28.84MPa，下降至23.31MPa，判断井下结水化物严重，放喷试气4h后，从井口至热交换器地面管线被水化物堵死。在利用锅炉车刺通地面流程后，再次采用5.56mm油嘴控制开井放喷试气6h以后，地面流程堵塞，地面关井后，将地面流程中的压力释放掉后，拆卸地面管线，从井口至热交换器处地面流程已被水化物堵塞，判断水化物返出地面后造成地面流程冻堵。
采用4.76mm油嘴试气2次，5.56mm油嘴试气3次，在开井试气3h-4h后都出现井下产生的水化物返出地面后，造成地面流程堵死的现象。在采用6.35mm油嘴控制防喷试气时，日产气142000m3/d，地面流程也频繁出现堵塞的现象，但未堵死，通过采用锅里车不断刺地面流程及提高油嘴管汇下游压力的方式，降低地面流程的保温压力，维持测气25h后，地面关井，等待下一步决定。
结论，采用小油嘴试气过程中，井下产生的水化物堵塞管柱及地面流程，给安全施工带来极大的困难，因此，向甲方建议采用6.35mm以上油嘴控制试气，待井底液返出或井底热量通过天然气流动带到地面流程后，再逐级调小油嘴尺寸至设计要求，经过甲方论证，同意并实施了该方案，顺利完成了试采前期的降压清液阶段施工。
3 宋深103H井试采阶段水化物的处理
2016年4月20日至截止到目前为定产试采阶段。由于该井压力较高，且气体中含有CO2，试采期间采用油嘴管汇针阀调节产量变化，因针阀为环形的流通通道，极易造成针阀位置冻堵，因此，为解决试采期间冻堵的施工难题，我们定制了4.73mm固定油嘴，并采取了以下措施，保障了试采施工顺利进行：（1）开井前，向除砂器砂筒内注乙二醇至出气口位置，由于出气口在砂筒上部，因此保持砂筒浸泡在乙二醇中，防止砂筒内形成水化物，避免堵塞除砂器。（2）开井前，先将热交换器水柜及分离器水柜温度加热至85℃。（3）测气过程中，从井口持续向地面流程中注入乙二醇。（4）开井正常试气后，利用分离器盘管上的针阀控制油嘴管汇与分离器之间的压力至10MPa，降低油嘴管汇节流压差，提高下流温度至12℃，省去使用锅炉车及燃油锅炉的保温，平均每日可节省柴油1248kg，节约了施工成本。
4.下步工作
宋深103H井的顺利施工，为今后的高压气井施工中水化物的预防积累了相当的经验，在接下来宋深9H的施工过程中，利用此前预防水化物的经验一次性成功开井并顺利施工至今，并顺利完成天然气回收的施工任务。
宋深103H、宋深9H的顺利施工为今后高压气井预防水化物的施工积累的相当的经验和预防办法，为接下来的试气工作打下了良好的基础。
参考文献
[1] 周仲河；；采油井表面活性剂吞吐与选择性堵水结合工艺及应用[J]；大庆石油学院学报；2008年02期
[2] 李安星；；天然气水合物形成速度的影响因素[J]；油气田地面工程；2008年07期
作者简介
边鑫，男，出生于1986年8月，毕业于黑龙江绥化学院计算机专业，现工作于试油试采分公司试油大队地面计量队，联系地址：大庆试油试采分公司试油大队，邮政编码：163412。