張亮，張崇，黃海東，齊東明，張宇，任韶然，吳志明，方滿宗

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；2.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司；3.斯倫貝謝中國(guó)公司；4.山東科瑞集團(tuán)工程技術(shù)研究院）

深水鉆完井天然氣水合物風(fēng)險(xiǎn)及預(yù)防措施
——以南中國(guó)海瓊東南盆地QDN-X井為例

張亮1，張崇2，黃海東3，齊東明4，張宇1，任韶然1，吳志明2，方滿宗2

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院；2.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司；3.斯倫貝謝中國(guó)公司；4.山東科瑞集團(tuán)工程技術(shù)研究院）

以南中國(guó)海瓊東南盆地某深水天然氣探井為例，分析鉆完井過(guò)程中不同工況下的水合物風(fēng)險(xiǎn)，提出了預(yù)防措施，并進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。預(yù)測(cè)了水合物相態(tài)曲線，并計(jì)算了不同工況下井筒溫度、壓力場(chǎng)，在此基礎(chǔ)上分析了水合物風(fēng)險(xiǎn)，結(jié)果表明：正常鉆進(jìn)時(shí)最大過(guò)冷度為6.5 ℃，水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)較?。煌ｃ@和停測(cè)時(shí)最大過(guò)冷度分別為19.0 ℃和23.0 ℃，水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)較大；測(cè)試初期最大過(guò)冷度不超過(guò)停測(cè)狀態(tài)；節(jié)流放噴過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)井段減小，當(dāng)產(chǎn)氣量大于25×104m3/d時(shí)水合物風(fēng)險(xiǎn)消失。設(shè)計(jì)的水合物預(yù)防措施為：正常鉆進(jìn)和停鉆時(shí)鉆井液中添加氯化鈉+乙二醇；測(cè)試液中添加氯化鈉/甲酸鉀+乙二醇；節(jié)流放噴過(guò)程中產(chǎn)氣量小于25×104m3/d時(shí)，井下注入甲醇；長(zhǎng)期關(guān)井時(shí)采用測(cè)試液充填測(cè)試管柱。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，設(shè)計(jì)的預(yù)防措施滿足水合物抑制要求。圖11表6參34

天然氣水合物；鉆井液；井筒溫度；過(guò)冷度；水合物抑制劑；深水鉆井

0 引言

深水區(qū)域是全球油氣資源的主要接替領(lǐng)域，但深水油氣資源的勘探開(kāi)發(fā)還存在諸多問(wèn)題，其中深水鉆完井及油氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中的天然氣水合物風(fēng)險(xiǎn)是不可避免的挑戰(zhàn)之一。深水海域海底附近井筒及管線內(nèi)流體處于高壓低溫環(huán)境，竄入或產(chǎn)出的天然氣和自由水共存，極易形成水合物而堵塞流通管路，造成作業(yè)事故和經(jīng)濟(jì)損失。因此，天然氣水合物預(yù)防是確保深水鉆完井順利施工及生產(chǎn)安全的重要保障之一[1-5]。

近年來(lái)，中國(guó)油氣田開(kāi)發(fā)正向深海領(lǐng)域邁進(jìn)。2006—2012年，中國(guó)海洋石油總公司與國(guó)外石油公司合作在南中國(guó)海荔灣氣田和瓊東南盆地鉆探了30多口井，水深1 300～2 150 m，為避免水合物風(fēng)險(xiǎn)，均采用了油基鉆井液[6-7]。2011年，中國(guó)首座自主設(shè)計(jì)建造的第六代深水半潛式鉆井平臺(tái)“海洋石油981”投入使用。目前，位于南中國(guó)海瓊東南盆地的QDN-X井由“海洋石油981”平臺(tái)獨(dú)立承擔(dān)鉆探任務(wù)。該井為中國(guó)自營(yíng)深水天然氣探井，西北方向距離海南省三亞市155 km，水深約1 455 m，海底溫度3～4 ℃，地?zé)崽荻?.4 ℃/100 m，壓力系數(shù)1.24～1.30，設(shè)計(jì)井深3 561 m，井底溫度95 ℃，最大井底壓力45.32 MPa?；诃h(huán)保及成本考慮，QDN-X井在鉆完井過(guò)程中將采用水基鉆井液和測(cè)試液，水合物風(fēng)險(xiǎn)遠(yuǎn)高于采用油基鉆井液，且目前中國(guó)深水油氣資源勘探開(kāi)發(fā)剛剛起步，在深水鉆完井水合物防治方面的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)不足，因此QDN-X井的水合物預(yù)防和控制工作受到高度重視。本文在借鑒國(guó)內(nèi)外經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，綜合分析該井在鉆井及測(cè)試過(guò)程中不同工況條件下的水合物風(fēng)險(xiǎn)，提出預(yù)防措施，并進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用驗(yàn)證。

1 鉆完井過(guò)程水合物風(fēng)險(xiǎn)分析

鉆完井過(guò)程中，不同工況尤其是極端工況下的水合物風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)作為制定水合物預(yù)防措施的主要依據(jù)。長(zhǎng)時(shí)間停鉆或停測(cè)時(shí)，井筒內(nèi)流體溫度接近環(huán)境溫度，水合物最易在海底附近井筒內(nèi)形成，特別是在關(guān)井后重新啟動(dòng)時(shí)，水合物很快就會(huì)形成。當(dāng)遭遇緊急情況（如臺(tái)風(fēng)、平臺(tái)和井內(nèi)事故）需要長(zhǎng)時(shí)間封井時(shí)，水合物的風(fēng)險(xiǎn)也不可避免。

1.1 天然氣水合物相態(tài)曲線

水合物相態(tài)曲線是進(jìn)行鉆完井水合物風(fēng)險(xiǎn)分析的主要依據(jù)。目前，QDN-X井周圍已鉆5口深水探井，其中距離較近的LS22-Y井與QDN-X井均位于瓊東南盆地中央峽谷帶，兩井相距33 km，目標(biāo)氣層具有相同的成藏條件，因此利用基于LS22-Y井測(cè)試資料的水合物相態(tài)曲線分析QDN-X井的水合物風(fēng)險(xiǎn)具有較大的可靠性。LS22-Y井取樣分析表明，目標(biāo)氣層天然氣中CH4含量大于91.1%，CO2含量在0.30%～0.76%，地層水礦化度為26 970 mg/L，天然氣組成及地層水離子組分分別如表1、表2所示。

采用相平衡熱力學(xué)方法[8-9]預(yù)測(cè)得到天然氣水合物相態(tài)曲線（見(jiàn)圖1）。假設(shè)海底井口溫度與環(huán)境溫度一致，為3～4 ℃（停鉆或關(guān)井狀態(tài)），海底井口壓力為靜水壓力14.3 MPa，此時(shí)海底井口處于水合物穩(wěn)定區(qū)（見(jiàn)圖1中黃點(diǎn)），至少具有16.5 ℃過(guò)冷度（工況溫度與相同壓力下水合物相態(tài)溫度的差值），說(shuō)明鉆完井過(guò)程井筒中存在著極大的水合物風(fēng)險(xiǎn)。地層水中礦物質(zhì)對(duì)水合物形成有一定抑制作用（見(jiàn)圖1中紅色曲線），但為保險(xiǎn)起見(jiàn)，采用基于天然氣和純水（礦化度為0）預(yù)測(cè)的水合物相態(tài)曲線（見(jiàn)圖1中綠色曲線）作為鉆井（天然氣主要與鉆井液混合）及測(cè)試（天然氣主要與測(cè)試液和地層水混合）過(guò)程中的水合物風(fēng)險(xiǎn)分析依據(jù)。

表1 天然氣平均組成

表2 地層水離子組分

圖1 天然氣水合物相態(tài)曲線

1.2 鉆井過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)

QDN-X井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)為914.4 mm×1 554 m+ 660.4 mm×2 180 m+476.3 mm×2 730 m+444.5 mm× 3 260 m+311.2 mm×3 561 m。311.2 mm井段采用的鉆井液相對(duì)密度最大（為1.35），井筒內(nèi)液柱壓力最高，水合物風(fēng)險(xiǎn)最大。采用深水鉆井井筒傳熱傳質(zhì)模型計(jì)算QDN-X井在不同鉆井液排量下的井筒溫度、壓力場(chǎng)：溫度場(chǎng)以原始環(huán)境溫度為基礎(chǔ)，考慮鉆柱內(nèi)流體、鉆柱壁、環(huán)空內(nèi)流體及周圍環(huán)境之間的熱傳遞，按照時(shí)間逆鉆井液流動(dòng)方向進(jìn)行迭代計(jì)算，直至溫度場(chǎng)達(dá)到穩(wěn)定；壓力場(chǎng)則主要根據(jù)鉆柱及環(huán)空內(nèi)流體的摩擦損失，以及鉆井液在鉆頭處的壓降進(jìn)行計(jì)算[10-13]。

圖2為鉆至311.2 mm井段時(shí)不同鉆井液排量下井筒溫度場(chǎng)（井筒溫度曲線與水合物相態(tài)溫度曲線相交叉的區(qū)域即為水合物風(fēng)險(xiǎn)井段），表3為鉆井過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)。由圖2、表3可知：不同鉆井液排量下，水合物風(fēng)險(xiǎn)井段不同；停鉆時(shí)，水深300～1 963 m處井段處于水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)，最大過(guò)冷度出現(xiàn)在泥線處，為19.0 ℃；正常鉆進(jìn)時(shí)（鉆井液排量63 L/s），循環(huán)鉆井液被下部地層加熱，水合物風(fēng)險(xiǎn)井段縮短，但仍存在水合物風(fēng)險(xiǎn)，最大過(guò)冷度出現(xiàn)在895 m深處，為6.5 ℃。

圖2 鉆井過(guò)程中不同鉆井液排量下井筒溫度場(chǎng)

表3 鉆井過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)

1.3 測(cè)試過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)

QDN-X井完鉆后，將下入244.5 mm套管固井，采用114.3 mm管柱進(jìn)行清噴測(cè)試。目標(biāo)地層射開(kāi)后，涌入井筒的天然氣首先將測(cè)試管柱中的測(cè)試液頂出，然后伴隨著少量地層水進(jìn)行節(jié)流放噴。不同產(chǎn)氣量和含水率下的井筒溫度、壓力場(chǎng)可采用深水生產(chǎn)井筒傳熱傳質(zhì)模型進(jìn)行計(jì)算[14-15]：壓力場(chǎng)計(jì)算采用描述兩相垂直管流的Orkiszewski方法；溫度場(chǎng)計(jì)算考慮油管和環(huán)空內(nèi)流體、水泥環(huán)以及周圍環(huán)境之間的熱傳遞，通過(guò)求解離散化井筒溫度、壓力場(chǎng)耦合方程，由井底條件反算至井口，得到整個(gè)井筒的溫度壓力剖面。

圖3為含水率0.06 m3/104m3時(shí)不同產(chǎn)氣量下井筒溫度場(chǎng)（圖中水合物相態(tài)溫度為產(chǎn)氣量為0時(shí)對(duì)應(yīng)的水合物相態(tài)溫度），表4為測(cè)試過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)（含水率在0.06～0.80 m3/104m3）。由圖3、表4可知：在停測(cè)狀態(tài)下，井筒溫度與環(huán)境溫度一致，井筒內(nèi)氣體產(chǎn)生的重力壓差較小，因此整個(gè)井筒將承受35～45 MPa的高壓，從海面至水深1 981 m處均處于水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)，最大過(guò)冷度將出現(xiàn)在泥線附近，為23 ℃；在測(cè)試初期，天然氣頂替測(cè)試液過(guò)程中測(cè)試管柱內(nèi)壓力逐漸升高，但最大過(guò)冷度不會(huì)超過(guò)井筒充滿天然氣的停測(cè)狀態(tài)；在節(jié)流放噴過(guò)程中，井筒內(nèi)將充滿天然氣和少量地層水，天然氣產(chǎn)量和含水率增大，都有利于降低井筒壓力和提高井筒溫度，使得水合物風(fēng)險(xiǎn)井段減小，當(dāng)產(chǎn)氣量大于25×104m3/d時(shí)，可避免整個(gè)井筒的水合物風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 測(cè)試過(guò)程中不同產(chǎn)氣量下井筒溫度場(chǎng)

表4 測(cè)試過(guò)程中水合物風(fēng)險(xiǎn)

2 鉆完井過(guò)程水合物預(yù)防措施

鉆井過(guò)程中，主要考慮向鉆井液中添加水合物抑制劑，保證鉆井液在正常鉆進(jìn)和停鉆時(shí)不會(huì)在井筒內(nèi)形成水合物。測(cè)試過(guò)程中，主要考慮采用含水合物抑制劑的鹽水溶液作為測(cè)試液以及井下注入抑制劑等方法預(yù)防水合物[2-3,16-17]?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，熱力學(xué)抑制劑仍是目前鉆完井水合物防治的主要選擇，動(dòng)力學(xué)抑制劑和防聚劑存在通用性差、受外界環(huán)境影響大等諸多缺點(diǎn)，一般不作為主要抑制劑，但可用于輔助熱力學(xué)抑制劑[18-23]。

2.1 鉆井過(guò)程中水合物預(yù)防措施

目前，深水水基鉆井液通常采用NaCl和乙二醇（MEG）作為主要的水合物抑制劑組合。NaCl可用于調(diào)節(jié)鉆井液相對(duì)密度，MEG可用于調(diào)節(jié)水合物抑制效果。甲醇（MeOH）抑制效果好，但揮發(fā)性強(qiáng)、用量大、可回收，主要用于生產(chǎn)過(guò)程中的水合物抑制[24-27]。圖4為QDN-X井在311.2 mm井段鉆進(jìn)過(guò)程中采用不同抑制劑配方時(shí)的水合物抑制效果，可以看出：隨著抑制劑加量增大，水合物風(fēng)險(xiǎn)井段逐漸減小，直到消失；配方為20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的抑制劑預(yù)計(jì)可提供19.5～25.0 ℃的過(guò)冷度保護(hù)，超出停鉆時(shí)泥線附近井筒的最大過(guò)冷度0.5～6.0 ℃，可用于停鉆時(shí)的水合物預(yù)防；正常鉆進(jìn)時(shí)，配方為17% NaCl+2% MEG的抑制劑可提供超出最大過(guò)冷度3 ℃的過(guò)冷度保護(hù)，可用于正常鉆進(jìn)時(shí)的水合物預(yù)防。

圖4 不同抑制劑配方的水合物抑制效果（實(shí)線為不同鉆井液排量下井筒環(huán)空溫度，虛線為不同抑制劑配方下水合物相態(tài)溫度）

在設(shè)計(jì)鉆井液中抑制劑配方時(shí)需要注意的是，鹽類抑制劑在鹽-醇-水混合體系中的溶解度有限。由圖5可知，當(dāng)NaCl在NaCl-MEG-水混合體系中的含量為20%時(shí)，MEG的含量只能在0～18%變化，若MEG含量超過(guò)18%，則部分溶解的NaCl會(huì)析出，導(dǎo)致混合體系中NaCl含量低于20%。因此，18%是保證20% NaCl不會(huì)析出的最大MEG含量。此外，水合物抑制劑的加量對(duì)鉆井液的密度和礦化度影響較大，進(jìn)而影響鉆井和測(cè)井作業(yè)。

圖5 25 ℃時(shí)鹽類在鹽-醇-水混合體系中的溶解度

對(duì)于QDN-X井，為降低成本，正常鉆進(jìn)時(shí)可采用抑制劑配方為17% NaCl+2% MEG的鉆井液；停鉆時(shí)采用抑制劑配方為20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的鉆井液填充300～1 963 m水合物風(fēng)險(xiǎn)井段環(huán)空。由于設(shè)計(jì)的鉆井液相對(duì)密度在1.12～1.18，小于所需鉆井液相對(duì)密度（1.15～1.35），因此可向其中添加其他添加劑來(lái)達(dá)到鉆井液相對(duì)密度要求。

2.2 測(cè)試過(guò)程中水合物預(yù)防措施

清噴測(cè)試初期，上涌的天然氣會(huì)與測(cè)試液、地層水和鉆井液濾液混合，在到達(dá)海底附近井筒時(shí)處于低溫高壓環(huán)境，容易形成水合物，因此需要向測(cè)試液中添加一定量鹽和醇，提供23 ℃以上的過(guò)冷度保護(hù)。考慮地層壓力及水合物抑制效果，設(shè)計(jì)了不同相對(duì)密度和抑制劑配方的測(cè)試液（見(jiàn)表5）。較低密度測(cè)試液主要采用CaCl2（CaCl2溶解度可達(dá)40%，密度1.39 g/cm3）或CaCl2+MEG，較高密度測(cè)試液采用甲酸鉀（KFo，溶解度可達(dá)78%，密度1.60 g/cm3）或KFo+MEG。所設(shè)計(jì)的CaCl2+MEG配方預(yù)計(jì)可提供23.1～25.7 ℃的過(guò)冷度保護(hù)，KFo+MEG抑制效果無(wú)理論計(jì)算模型和參考文獻(xiàn)，需要進(jìn)行實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證。

表5 測(cè)試液相對(duì)密度及水合物抑制劑配方

清噴測(cè)試初期，在地面獲得穩(wěn)定產(chǎn)氣和產(chǎn)水后，改為井下持續(xù)注入MeOH。注入的MeOH一部分會(huì)溶解在產(chǎn)出水中，一部分會(huì)揮發(fā)至天然氣中。圖6為QDN-X井在節(jié)流放噴過(guò)程中產(chǎn)出水中含有不同濃度MeOH時(shí)的水合物抑制效果，可以看出：產(chǎn)氣量較低時(shí)（（0～5）×104m3/d），注入的MeOH在產(chǎn)出水中的濃度需要達(dá)到31%～35%，才能有效避免水合物風(fēng)險(xiǎn)；隨著產(chǎn)氣量增加，井筒溫度升高，產(chǎn)出水中MeOH濃度要求逐漸降低，當(dāng)產(chǎn)氣量大于25×104m3/d時(shí)，井筒中水合物風(fēng)險(xiǎn)消失，不必再注入MeOH。

圖6 產(chǎn)出水中不同濃度MeOH的水合物抑制效果（實(shí)線為不同產(chǎn)氣量下井筒環(huán)空溫度，虛線為不同MeOH濃度下水合物相態(tài)溫度）

由于水合物風(fēng)險(xiǎn)井段下端深度最大為1 981 m，取5%的安全余量，則MeOH注入深度確定在2 080 m（泥線以下625 m）。MeOH的注入速度采用下式計(jì)算[28-29]：

式中 QMeOH——MeOH注入速度，kg/d；Q——產(chǎn)氣量，104m3/d；fw——含水率，m3/104m3；X——MeOH在產(chǎn)出水中的濃度，%；C——注入MeOH的純度，%；p——注入井段壓力，MPa；T——注入井段溫度，K。

圖7為不同產(chǎn)氣量和含水率下MeOH在產(chǎn)出水中的濃度及注入速度要求，假設(shè)MeOH密度為0.8 g/cm3，將MeOH注入速度換算成體積流量（0～1.86 L/min）。由圖7可知：隨著產(chǎn)氣量和含水率增大，MeOH在產(chǎn)出水中的濃度要求逐漸降低，但MeOH注入速度隨含水率增大而增大，隨產(chǎn)氣量升高先增大后降低；當(dāng)產(chǎn)氣量大于25×104m3/d時(shí)，可停止注入MeOH。隨著產(chǎn)氣量增大，井筒溫度和產(chǎn)水量同時(shí)增加，但兩者對(duì)抑制劑的注入要求相反，導(dǎo)致抑制劑注入速度存在一個(gè)峰值。

圖7 不同產(chǎn)氣量和含水率下MeOH注入要求

節(jié)流放噴過(guò)程中，井筒溫度場(chǎng)達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)的MeOH注入要求可參照?qǐng)D7。但從短時(shí)間關(guān)井重啟（井筒溫度與環(huán)境溫度接近）到井筒溫度、壓力場(chǎng)達(dá)到基本穩(wěn)定的時(shí)間段（2～4 h）內(nèi)，MeOH在產(chǎn)出水中的濃度要求較高，需按照最大值35%設(shè)計(jì)，相應(yīng)的MeOH注入速度應(yīng)根據(jù)最大濃度與井筒溫度、壓力場(chǎng)達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的濃度要求之間的倍數(shù)提高。如果測(cè)試時(shí)間較短，建議整個(gè)測(cè)試過(guò)程按照產(chǎn)出水中MeOH的最大濃度要求注入。MeOH注入管線（內(nèi)徑6～10 mm）安裝于測(cè)試管柱外壁，隨著測(cè)試管柱一起下入井中，注入點(diǎn)深度2 080 m，注入泵安裝于鉆井平臺(tái)，注入壓力在25～30 MPa。當(dāng)長(zhǎng)時(shí)間停測(cè)關(guān)井時(shí)，可通過(guò)井底環(huán)空向測(cè)試管柱內(nèi)注入并全部充滿測(cè)試液。

2.3 其他水合物預(yù)防及處理措施

為確保深水鉆完井過(guò)程中水合物在需要的時(shí)間和空間內(nèi)不形成或不導(dǎo)致堵塞，應(yīng)綜合運(yùn)用抑制劑、保溫、加熱、降壓等各種水合物預(yù)防措施。除前文中措施外，還可以考慮的其他措施有[2-6,30]：①加強(qiáng)鉆井氣侵監(jiān)控，優(yōu)化固井設(shè)計(jì)和作業(yè)，使用防氣竄添加劑；②向可能發(fā)生氣侵的管路（如井控管匯、防噴器及海底井口）預(yù)充填抑制劑溶液或非水基工作流體；③降低井筒壓力，如采用鉆井液最小安全密度；④對(duì)隔水管進(jìn)行保溫，對(duì)海底井口進(jìn)行加熱；⑤實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井筒關(guān)鍵部位的溫度、壓力變化，確保其始終處于水合物相態(tài)穩(wěn)定區(qū)外。

若水合物形成并堵塞井筒，常用的處理措施有[2-4,17]：①采用連續(xù)油管泵入加熱的熱力學(xué)抑制劑段塞（如MeOH、MEG、NaCl和CaCl2）沖洗并消除水合物；②向隔水管中替入輕質(zhì)鉆井液，通過(guò)降低壓力來(lái)消除水合物；③起出防噴器。其中最常用的方法是采用熱力學(xué)抑制劑沖洗解堵。

3 水合物風(fēng)險(xiǎn)及預(yù)防措施實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證

為確保設(shè)計(jì)的水合物抑制劑配方安全可靠，對(duì)水合物風(fēng)險(xiǎn)及抑制劑抑制效果進(jìn)行了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證。

3.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備、材料及流程

實(shí)驗(yàn)設(shè)備為高壓攪拌式水合物實(shí)驗(yàn)裝置（見(jiàn)圖8），可以用于氣體水合物的生成及分解實(shí)驗(yàn)、各類水合物抑制劑的抑制效果評(píng)價(jià)等[31-32]。該裝置由高壓反應(yīng)釜、恒溫水浴、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等組成，其中高壓反應(yīng)釜容積1 000 mL，耐壓25 MPa，帶有無(wú)級(jí)變速磁力攪拌裝置和溫度、壓力傳感器（壓力傳感器量程0～30 MPa，精度±0.1%；溫度傳感器量程?20～120 ℃，精度±0.1 ℃）。恒溫水浴采用MEG水溶液作為循環(huán)介質(zhì)，控溫范圍?20～90 ℃（精度±1 ℃）。

圖8 高壓攪拌式水合物實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)材料包括配制的標(biāo)準(zhǔn)氣（93.26% CH4+4.96% C2H6+1.38% C3H8+0.4% CO2）、水合物抑制劑溶液（17% NaCl+2% MEG+其他添加劑）、現(xiàn)場(chǎng)提供的真實(shí)鉆井液、蒸餾水（即純水）等。

實(shí)驗(yàn)步驟為：①向反應(yīng)釜中通入標(biāo)準(zhǔn)氣，控制壓力9～12 MPa，溫度15～25 ℃；②向反應(yīng)釜中通入水合物抑制劑溶液/鉆井液/蒸餾水，使反應(yīng)釜壓力上升至15～25 MPa；③利用恒溫水浴對(duì)反應(yīng)釜降溫，并開(kāi)動(dòng)磁力攪拌（轉(zhuǎn)速300 r/min），打開(kāi)傳感器記錄反應(yīng)釜溫度、壓力變化；④隨著反應(yīng)釜溫度降低，水合物大量形成，轉(zhuǎn)子停止轉(zhuǎn)動(dòng)；⑤利用恒溫水浴對(duì)反應(yīng)釜加熱（升溫速度0.5～1.0 ℃/h），直至反應(yīng)釜溫度、壓力恢復(fù)初始狀態(tài)，實(shí)驗(yàn)終止；⑥根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，繪制反應(yīng)釜溫度和壓力的關(guān)系曲線（見(jiàn)圖9），降溫曲線與升溫曲線的交點(diǎn)即為水合物相態(tài)點(diǎn)。

圖9 典型水合物生成和分解曲線

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

設(shè)計(jì)并完成13組實(shí)驗(yàn)（見(jiàn)表6）：方案F1用于驗(yàn)證水合物風(fēng)險(xiǎn)；F2—F4用于驗(yàn)證鉆井液抑制劑配方，F(xiàn)2、F3針對(duì)正常鉆進(jìn)，F(xiàn)4針對(duì)停鉆；F5—F13用于驗(yàn)證測(cè)試液抑制劑配方。由于MeOH的水合物抑制效果理論預(yù)測(cè)精度較高，且易揮發(fā)、有毒性，未進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)。

由表6可知：實(shí)驗(yàn)測(cè)得的標(biāo)準(zhǔn)氣+純水的水合物相態(tài)溫度與理論值相差僅0.8 ℃，說(shuō)明水合物相態(tài)曲線預(yù)測(cè)模型具有較高的精度；現(xiàn)場(chǎng)提供的真實(shí)鉆井液和17% NaCl+2% MEG的抑制劑配方均滿足正常鉆進(jìn)時(shí)的水合物抑制要求，可提供8.7～10.5 ℃（>6.5 ℃）的過(guò)冷度保護(hù)，實(shí)驗(yàn)值與理論值誤差為0.1～1.8 ℃；20.00% NaCl+10.71% MEG的抑制劑配方滿足停鉆時(shí)的水合物抑制要求，可提供20 ℃的過(guò)冷度保護(hù)（>19 ℃），實(shí)驗(yàn)值與理論值誤差為0.5 ℃；對(duì)于較低密度測(cè)試液（F5—F7），20.53% CaCl2+13.26% MEG、28.06% CaCl2和31.67% CaCl2的抑制劑配方均滿足水合物抑制要求，可提供23.0～26.7 ℃（≥23 ℃）過(guò)冷度保護(hù)，實(shí)驗(yàn)值與理論值誤差在0.1～1.1 ℃；對(duì)于較高密度測(cè)試液（F8—F10），由于實(shí)驗(yàn)設(shè)備耐壓及低溫控制條件限制，水合物相態(tài)點(diǎn)未測(cè)得，但反應(yīng)釜溫度低于基準(zhǔn)相態(tài)溫度（相同壓力下標(biāo)準(zhǔn)氣+純水的水合物相態(tài)溫度）30 ℃以上，持續(xù)攪拌2 d未見(jiàn)水合物形成，說(shuō)明設(shè)計(jì)的抑制劑配方至少能夠保證測(cè)試液在2 d內(nèi)不會(huì)形成水合物。

表6 實(shí)驗(yàn)方案及結(jié)果

圖10 不同濃度KFo和MEG的水合物抑制效果

為了進(jìn)一步研究KFo的水合物抑制效果，設(shè)計(jì)了方案F11—F13，測(cè)試了低濃度KFo溶液的水合物相態(tài)點(diǎn)，并與MEG的水合物抑制效果進(jìn)行了等效分析。由圖10、圖11可知：5%、15%、30% KFo的水合物抑制效果分別相當(dāng)于10%、18%、45% MEG，通過(guò)線性回歸推測(cè)，34% KFo的水合物抑制效果相當(dāng)于48% MEG，而后者可提供大于23 ℃的過(guò)冷度保護(hù)。有研究也表明，10%～30% KFo的水合物抑制效果相當(dāng)于12.1%～37.1% MEG[33-34]，則49.24% KFo的抑制效果相當(dāng)于61.91% MEG，而當(dāng)采用真實(shí)天然氣組成時(shí)，50% MEG就可以提供25.4 ℃的過(guò)冷度保護(hù)。因此，方案F8—F10的抑制劑配方可以滿足測(cè)試液的水合物抑制要求。

圖11 具有相同水合物抑制效果的KFo和MEG等效濃度

4 水合物預(yù)防措施現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

QDN-X井的鉆完井方案設(shè)計(jì)采用了本文的水合物預(yù)防措施。該井于2014年1月10日開(kāi)鉆，2月21日完鉆，歷時(shí)43 d，實(shí)際完鉆井深3 510 m，水深1 447 m，泥線溫度3.60 ℃，目的層鉆井液排量63 L/s，井口鉆井液返排溫度11.90 ℃，泥線環(huán)空溫度23.50 ℃。鉆井過(guò)程中采取的水合物預(yù)防措施包括采用添加NaCl+MEG作為水合物抑制劑的鉆井液，向可能發(fā)生氣侵的控制管路預(yù)充填抑制劑溶液，加強(qiáng)鉆井氣侵監(jiān)控，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)海底防噴器和平臺(tái)井口溫度壓力變化等。鉆井期間未發(fā)生水合物堵塞管路現(xiàn)象，且預(yù)測(cè)的井筒溫度與實(shí)測(cè)結(jié)果誤差較?。A(yù)測(cè)泥線溫度3.04 ℃，井口鉆井液返排溫度12.99 ℃，泥線環(huán)空溫度24.05 ℃）。目前該井已完成測(cè)井任務(wù)，并通過(guò)向井筒中充填含有高濃度水合物抑制劑（20% NaCl+18% MEG）的鉆井液進(jìn)行了臨時(shí)棄井。由于該井還未進(jìn)行完井測(cè)試，本文的測(cè)試過(guò)程水合物預(yù)防措施有待進(jìn)一步現(xiàn)場(chǎng)檢驗(yàn)。

5 結(jié)論

QDN-X井在鉆完井過(guò)程中存在著較大的水合物風(fēng)險(xiǎn)。正常鉆進(jìn)時(shí)，水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)位于325～1 426 m井段，最大過(guò)冷度6.5 ℃；停鉆時(shí)，水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)增大至300～1 963 m井段，最大過(guò)冷度19.0 ℃；停測(cè)時(shí)，水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)位于0～1 981 m井段，最大過(guò)冷度23.0 ℃；測(cè)試初期，最大過(guò)冷度不超過(guò)停測(cè)狀態(tài)；節(jié)流放噴過(guò)程中，水合物風(fēng)險(xiǎn)井段減小，當(dāng)產(chǎn)氣量大于25×104m3/d時(shí)，井筒中水合物風(fēng)險(xiǎn)消失。

為避免水合物風(fēng)險(xiǎn)，建議正常鉆進(jìn)時(shí)鉆井液采用17% NaCl+2% MEG的抑制劑配方；停鉆時(shí)鉆井液采用20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的抑制劑配方；測(cè)試時(shí)采用CaCl2/KFo+MEG；節(jié)流放噴過(guò)程中，井下注入MeOH，注入深度2 080 m，注入速度最大為1.86 L/min，當(dāng)產(chǎn)氣量大于25×104m3/d時(shí)停止注入；長(zhǎng)期關(guān)井時(shí)，采用測(cè)試液充填測(cè)試管柱。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)證明，所推薦的抑制劑配方能夠滿足水合物抑制要求?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，采用本文的水合物預(yù)防措施時(shí)鉆井過(guò)程中未發(fā)生水合物堵塞現(xiàn)象。

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（編輯 胡葦瑋 繪圖 劉方方）

Gas hydrate risks and prevention for deep water drilling and completion:A case study of well QDN-X in Qiongdongnan Basin,South China Sea

Zhang Liang1,Zhang Chong2,Huang Haidong3,Qi Dongming4,Zhang Yu1,Ren Shaoran1,Wu Zhiming2,Fang Manzong2
(1.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Zhanjiang Branch Company,CNOOC,Zhanjiang 524000,China;3.Schlumberger Limited (China),Beijing 100015,China;4.Research Institute of Engineering Technology,Shandong Kerui Group,Dongying 257067,China)

Taking a deep-water exploration well of natural gas located in the Qiongdongnan Basin in the South China Sea as an example,the hydrate risks of the well under operational conditions during drilling and testing processes were analyzed,and the corresponding hydrate prevention solutions were presented and verified by lab experiments and field application.Based on the predicted gas hydrate equilibrium curves and the calculated wellbore pressure-temperature fields,the hydrate risks were analyzed.The maximum sub-cooling temperature is 6.5 ℃ during normal drilling with a small hydrate stability zone in the wellbore;when the drilling or testing stops,the hydrate stability zone in the wellbore becomes larger and the maximum sub-cooling temperatures are 19 ℃ and 23 ℃ respectively;the maximum sub-cooling temperature at the beginning of testing is no more than that when testing stops;when the tested production rate of natural gas increases,the hydrate stability zone in the wellbore decreases or even disappears if the gas rate is more than 25×104m3/d.The designed hydrate prevention solutions include:adding muriate of potash and ethylene glycol into drilling fluid during normal drilling and when drilling stops;adding calcium chloride/potassium formate and ethylene glycol into testing fluid;applying downhole methyl alcohol injection when the production rate of natural gas is lower than 25×104m3/d;filling the testing string with testing fluid when the test shuts down for a long time.Lab experiments and field operations have indicated that all the designed solutions can meet the requirements of hydrate prevention.

gas hydrate;drilling fluid;wellbore temperature;sub-cooling temperature;hydrate inhibitor;deep water drilling

國(guó)家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃（863）項(xiàng)目“南海深水油氣勘探開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)及裝備”（2006AA09A106）；長(zhǎng)江學(xué)者和創(chuàng)新團(tuán)隊(duì)發(fā)展計(jì)劃資助項(xiàng)目（IRT1294）

TE243

：A

1000-0747(2014)06-0755-08

10.11698/PED.2014.06.17

張亮（1983-），男，山東泰安人，博士，中國(guó)石油大學(xué)（華東）講師，主要從事注氣提高采收率、CO2埋存及利用、非常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)、油氣田生產(chǎn)安全等方面的教學(xué)和研究工作。地址：山東省青島市經(jīng)濟(jì)技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)長(zhǎng)江西路66號(hào)，中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院油藏工程系，郵政編碼：266580。E-mail：zhangliangkb@163.com;zhlupc@upc.edu.cn

2014-01-01

2014-08-27