利用压力、温度变化确定井筒水化物冻堵深度

瞿加元,田新建,卢刚

摘要：在气井试井作业中，由于井筒内存在游离水，当气温较低时，容易在井口附近形成水化物。以1口气井试井遇卡为例，从试井操作及压力、温度变化入手，判断井筒内水化物冻堵深度,从而掌握水化物形成条件及一般性规律,为气井水化物解堵注醇工艺提供依据。

主题词：气井  井筒  水化物  解堵

引言

XXX井是圈闭上的一口评价井，井段3379.2-3424.8m ，岩性为含砾细砂岩，岩心分析见多条裂缝，有垂直微裂缝，有横向树枝型裂缝或斜状裂缝，缝宽3-5mm，微裂缝中或被胶质沥青充填或无充填。岩心分析水平渗透率为 0.017-0.07md。

该井压裂后获工业气流。压裂放喷17天，以3mm油嘴试气，日产气9374.23m3/d，日产油1.04m3/d，日产水0.65m3/d。之后进行了压降及压力恢复测试，测点深度3300m。

在测流压时油嘴多次冻堵，压力恢复测试结束后，井下工具串或钢丝遇卡，导致阻力剧增，无法将工具串顺利提至井口。本文就是针对该井测试实例，通过分析井筒内压力与温度的变化，找出水化物形成位置及条件，从而给出气井生产时注醇解堵工艺方法及规律。

二、生产过程中冻堵现象

图1是该井流压曲线图。关井前测流压47.85hr，流压曲线呈波动形态，有4处压力波动较大，井底压力呈快速上升，结合现场记录及现场施工过程中重要事件，确认皆因油嘴冻堵所致，关井清油嘴后恢复正常生产。相对稳定测点流动压力为18.70MPa。

分析认为流压曲线波动与出液有关。油嘴多次冻堵皆因水化物的形成所致，水化物的成因与油嘴节流和温度下降密切相关。

图1：XXX井流压曲线图

三、压力恢复完成后冻堵现象

该井关井测588.44hr的压力恢复，最后24hr压力变化0.09MPa，说明压力已经基本稳定。关井结束上提压力计遇卡，拉力至1200磅未解卡，正常情况下，3300m井深时一般拉力达到500磅即可正常上提压力计。关井前曾活动钢丝自如，生产过程中无出砂现象，故钢丝打扭和砂埋的可能性基本排除，经分析主要考虑气井水化物形成冻堵所致。

 四、解卡方案及实施

该井井口多次注入甲醇，并活动钢丝，经过反复多次，钢丝顺利启动，当压力计起至离井口200m时，钢丝速度减慢至16.7m/min，并均匀上提直至压力计进入防喷管，关闭清蜡闸门，施工顺利完成（见图2）。

图2：解堵前后示意图

五、利用压力、温度数据变化分析判断形成水化物的井段

冻堵一般发生在井口附近，但冻堵温度是多少？从什么位置（深度看）开始冻堵的？冻堵井段的长度是多少？要搞清这些问题，必须借助压力、温度数据进行精细分析。

该井经过多次注入甲醇和活动钢丝，解卡成功之后又发生冰堵现象。为了进一步搞清水化物形成的因素和冻堵的位置，我们对起钢丝工具串临近井口的压力、温度数据进行了精细分析，计算出了冻堵的深度，为彻底解堵提供了有力的依据。

图3：压力计进入冻堵位置及防喷管的压力、温度曲线图

1、压力、温度数据显示

 A区：温度快速下降区，该阶段持续时间1.02min，压力计的运行速度为16.7m/min，计算该阶段距离约17m，温度变化点13.5℃，这说明压力计运行已靠近或进入冰冻区。

 B区：恒温区，温度为10.43℃。压力降低，持续时间1.68min，在恒温区压力计的运行速度为16.7m/min，该阶段运行距离28.06m，说明压力计已进入冻堵区域。

C区：恒压区，温度上升，持续时间4.02min，该阶段压力计已进入防喷管，关闭清蜡闸门，形成恒压、温度上升的过程。

2、现场记录显示

工具进入防喷管的时间是10:31，防喷管泄压时间10:35，持续时间4min，现场记录时间与压力计记录的恒压时间4.02min相吻合。

结论：

通过分析和计算，认为该井水化物形成位置在采油树以下，冻堵段长度至少为28.06m，水化物形成温度为13.5℃左右。冬季北方油区普遍存在气井冻堵现象，该井的分析方法可为该构造其它气井水化物解堵提供参考。