靳書凱 張 崇 孟文波 余 意 許發(fā)賓 董 釗

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

陵水17-2深水氣田鉆完井天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)及預(yù)防措施

靳書凱 張 崇 孟文波 余 意 許發(fā)賓 董 釗

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

靳書凱,張崇,孟文波，等.陵水17-2深水氣田鉆完井天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)及預(yù)防措施[J].中國海上油氣，2015,27(4)：93-101.

Jin Shukai,Zhang Chong,Meng Wenbo,et al.Gas hydrate risk and preventative measures for drilling and completion operations in LS 17-2 deep water gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):93-101.

陵水17-2氣田探井LS17-2-1井在鉆井、測試過程中采用水基鉆井液和測試液，給天然氣水合物預(yù)防和控制工作帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。綜合分析了LS17-2-1井鉆完井過程中不同工況下的天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，提出了鉆井、測試等作業(yè)中天然氣水合物預(yù)防措施，并進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證分析，結(jié)果表明：正常鉆進(jìn)時(shí)，325～1 426 m井段位于水合物穩(wěn)定區(qū)，最大過冷度6.5℃，宜采用17%NaCl+2%MEG抑制劑配方；停鉆時(shí)，水合物穩(wěn)定區(qū)位于300～1 963 m井段，最大過冷度19℃，宜采用20%NaCl+(10.71%～18.00%)MEG抑制劑配方；停測關(guān)井時(shí)，水合物穩(wěn)定區(qū)位于0～1 981 m井段，最大過冷度23℃，宜采用CaCl2/KFo+MEG抑制劑配方；節(jié)流放噴時(shí)，當(dāng)產(chǎn)氣量小于25萬m3/d時(shí)宜采用井下注入MeOH方案, 當(dāng)產(chǎn)氣量大于25萬m3/d時(shí)井筒內(nèi)水合物生成風(fēng)險(xiǎn)消失。上述成果在LS17-2-1井鉆井、測試過程中取得成功應(yīng)用，創(chuàng)造了中國海油單井測試放噴最高產(chǎn)量紀(jì)錄，可為其他深水氣田鉆完井天然氣水合物預(yù)防提供借鑒。

陵水17-2氣田；深水；鉆完井；天然氣水合物；生成風(fēng)險(xiǎn)；預(yù)防措施

深水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發(fā)還存在著諸多難題。例如，深水海底附近井筒及管線內(nèi)流體處于高壓低溫環(huán)境，竄入或生產(chǎn)的天然氣和自由水共存，極易形成水合物而堵塞流通管路，造成嚴(yán)重的作業(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及生產(chǎn)安全的重要保障之一[1-5]。

2006—2012年，中國海油與Husky公司在南海珠江口盆地共鉆26口井(水深700～1 600 m)，BG和Chevron公司在南海瓊東南盆地共鉆5口探井(水深1 300～2 150 m)，均采用油基鉆井液防止水合物的生成[6]。南海自營深水氣田陵水17-2氣田位于三亞市東南偏東方向155 km，水深約1 455 m，海底溫度3～4℃，地溫梯度4.4℃/100 m，壓力系數(shù)1.24～1.30。該氣田探井LS17-2-1井設(shè)計(jì)井深3 561 m，井底溫度95℃，最大井底壓力45.32 MPa。出于環(huán)保及成本考慮，該井在鉆完井過程中擬采用水基鉆井液和測試液，給水合物預(yù)防和控制工作帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。筆者針對(duì)該探井鉆井及測試過程中的不同工況條件，詳細(xì)分析了天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，提出了經(jīng)濟(jì)安全、簡單易行的預(yù)防措施，并進(jìn)行了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，從而確保了現(xiàn)場鉆完井工藝方案的成功實(shí)施，創(chuàng)造了中國海油單井測試放噴最高產(chǎn)量記錄，可為其他深水氣田鉆完井天然氣水合物預(yù)防提供借鑒。

1 鉆完井天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)分析

鉆完井過程中不同工況尤其是極端工況下的天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)作為制定水合物預(yù)防措施的主要依據(jù)[7]。長時(shí)間停鉆或停測關(guān)井時(shí)，井筒內(nèi)流體溫度接近環(huán)境溫度，水合物最容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)生成。當(dāng)遭遇緊急情況(如臺(tái)風(fēng)、平臺(tái)和井內(nèi)事故)需要長時(shí)間封井時(shí)，水合物生成的風(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)行鉆完井水合物生成分析的主要依據(jù)。利用同屬瓊東南盆地中央峽谷帶的外方作業(yè)井LS22-1-1井的測試資料預(yù)測的水合物相態(tài)曲線分析目標(biāo)探井LS17-2-1井的水合物生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)具有較大的可靠性。LS22-1-1井取樣得到的天然氣及地層水離子組成見表1、2。

表1 LS22-1-1井天然氣組成平均摩爾分?jǐn)?shù)

注：i表示異構(gòu)烷烴，n表示正構(gòu)烷烴。

表2 LS22-1-1井地層水離子含量

采用相平衡熱力學(xué)方法[8-9]預(yù)測得到的LS22-1-1井天然氣水合物相態(tài)曲線如圖1所示。假設(shè)海底井口溫度與海水溫度為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)(圖1中黃點(diǎn))，至少具有16.5℃過冷度(工況溫度低于相同壓力下水合物相態(tài)溫度的差值)，說明鉆完井井筒中存在著極大的水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。LS22-1-1井地層水中礦化度對(duì)水合物形成有一定抑制作用(圖1中紅色曲線)，但LS17-2-1井為陵水17-2構(gòu)造,也是南海深水中方作業(yè)井的第1口探井，其地層水組分與LS22-1-1井有一定差別。因此,為保險(xiǎn)起見，采用礦化度為0的純水預(yù)測的水合物相態(tài)曲線(圖1中綠色曲線)作為LS17-2-1井鉆井(天然氣主要與鉆井液混合)及測試(天然氣主要與測試液或地層水混合)過程中水合物風(fēng)險(xiǎn)分析依據(jù)，保證與選擇LS22-1-1井地層水預(yù)測的水合物相態(tài)曲線最大有1.5℃的安全余量。

圖1 LS22-1-1井天然氣水合物相態(tài)曲線

1.2 鉆井過程中天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)

該井鉆井過程中天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)見表3。停鉆時(shí)(鉆井液排量0)，海面以下300～1 963 m井段處于水合物穩(wěn)定區(qū)，最大過冷度出現(xiàn)在泥線處，為19℃。正常鉆進(jìn)時(shí)(鉆井液排量63 L/s)，鉆井液被下部地層加熱，水合物穩(wěn)定區(qū)井段減小，但仍存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，最大過冷度為6.5℃，出現(xiàn)在895 m深處。

圖2 LS17-2-1井鉆井過程中井筒環(huán)空溫度分布

表3 LS17-2-1井鉆井及測試過程中天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)

注：天然氣含水在0.06～0.80 m3/萬m3。

1.3 測試過程中天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)

圖3 LS17-2-1井測試過程中井筒溫度場(含水0.06 m3/萬m3)

該井清噴測試過程中天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)見表3。在節(jié)流放噴過程中，井筒內(nèi)將充滿天然氣和少量地層水。在關(guān)井狀態(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，從海面至井下1 981 m均處于水合物穩(wěn)定區(qū)，最大過冷度將出現(xiàn)在泥線附近，為23℃。在測試初期，天然氣頂替測試液過程中測試管柱內(nèi)壓力逐漸升高，但最大過冷度不會(huì)超過井筒充滿天然氣時(shí)的關(guān)井狀態(tài)(<23℃)。在節(jié)流放噴過程中，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，使得水合物穩(wěn)定區(qū)井段減小，產(chǎn)氣量大于25萬m3/d時(shí)井筒內(nèi)水合物生成風(fēng)險(xiǎn)消失。

2 鉆完井天然氣水合物預(yù)防措施研究

鉆井過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)及停鉆時(shí)不會(huì)生成水合物，而測試過程中主要考慮采用含水合物抑制劑的鹽水溶液作為測試液以及井下持續(xù)注入抑制劑等方法[2-3,17]?，F(xiàn)場應(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，但可輔助熱力學(xué)抑制劑使用[18-23]。

2.1 鉆井過程中天然氣水合物預(yù)防措施

圖4 LS17-2-1井鉆井液抑制劑配方的抑制效果

值得注意的是，在設(shè)計(jì)鉆井液抑制劑配方時(shí)，NaCl在水和醇類抑制劑混合溶液中的溶解度存在一定限制。如圖5所示，當(dāng)NaCl在鹽水和MEG混合溶液中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為20%時(shí)，MEG的質(zhì)量分?jǐn)?shù)只能在0～18%之間變化，若MEG含量超過18%，則部分溶解的NaCl會(huì)析出來，導(dǎo)致混合溶液中NaCl質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于20%。因此，18%是MEG保證20%NaCl不會(huì)析出的最大質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

實(shí)際鉆井作業(yè)時(shí)，為降低成本，可采用17% NaCl+2% MEG作為基液配制鉆井液，用于正常鉆進(jìn)；停鉆時(shí)，可采用20%NaCl+(10.71%～18.00%)MEG基液配制的鉆井液，用于填充300～1 963 m水合物穩(wěn)定區(qū)井段環(huán)空。

圖5 鹽類和醇類在LS17-2-1井鉆井液抑制劑混合溶液中的含量(25℃)

2.2 測試過程中天然氣水合物預(yù)防措施

2.2.1 測試液水合物抑制劑配方設(shè)計(jì)

清噴測試初期，上涌的天然氣會(huì)與測試液、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，因此需要向測試液中添加一定量鹽和醇，提供大于23℃以上的過冷度保護(hù)?？紤]測試液密度及水合物抑制效果，設(shè)計(jì)了LS17-2-1井不同密度和抑制劑配方的測試液如表4所示。較低密度測試液主要考慮采用CaCl2+MEG配制(CaCl2溶解度可達(dá)40%，密度1.39 g/cm3)，較高密度測試液采用甲酸鉀KFo+MEG配制(KFo飽和質(zhì)量分?jǐn)?shù)78%，密度1.6 g/cm3)。所設(shè)計(jì)的CaCl2+MEG配方預(yù)計(jì)可提供23.1～25.7℃的過冷度保護(hù)，但由于KFo抑制效果無理論計(jì)算模型和文獻(xiàn)參考，需要進(jìn)行實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證。

表4 LS17-2-1井測試液水合物抑制劑配方

2.2.2 井下注入MeOH方案設(shè)計(jì)

清噴測試初期，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方案。注入的MeOH一部分會(huì)溶解在產(chǎn)出水中，另一部分會(huì)揮發(fā)至天然氣中。LS17-2-1井在節(jié)流放噴過程中產(chǎn)出水中含有不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)MeOH時(shí)的水合物抑制效果如圖6所示。在產(chǎn)氣量較低時(shí)，注入的MeOH在產(chǎn)出水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)需要達(dá)到31%～35%才能有效避開水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，但隨著產(chǎn)氣量增加，井筒溫度升高，產(chǎn)出水中抑制劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求逐漸降低，當(dāng)產(chǎn)量大于25萬m3/d時(shí)，井筒中水合物生成風(fēng)險(xiǎn)消失，不必再注入MeOH。

圖6 LS17-2-1井產(chǎn)出水中含有不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)MeOH時(shí)的水合物抑制效果(含水0.06 m3/萬m3)

由于水合物生成風(fēng)險(xiǎn)區(qū)最大深度為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(m3/d)采用以下公式計(jì)算[24-25]：

QMeOH=1 000Qfwx/(1-x)+10Qx/Cα

式中：Q為產(chǎn)氣量，萬m3/d；fw為含水率，m3/萬m3；x為MeOH在產(chǎn)出水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；C為注入MeOH的純度，%；α為MeOH在單位體積天然氣中的質(zhì)量與在水中質(zhì)量分?jǐn)?shù)的比值，α=1.97×10-2×p-0.7exp(6.054×10-2T-11.128)。其中，p為注入井段壓力，MPa；T為注入井段溫度，K。

LS17-2-1井不同產(chǎn)氣量和含水率下MeOH在產(chǎn)出水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求及注入速度如圖7所示(假設(shè)甲醇密度為0.8 g/cm3，將MeOH注入速度換算成體積流量為0～1.86 L/min)。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注入速度先增大后降低，主要原因是隨著產(chǎn)氣量增大，井筒溫度和產(chǎn)水量同時(shí)增加，但對(duì)抑制劑的注入需求卻正好相反，因此導(dǎo)致抑制劑注入速度存在一個(gè)峰值。當(dāng)產(chǎn)氣量足夠高時(shí)，抑制劑注入速度可降低至0。

該井節(jié)流放噴過程中井筒溫度場達(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)到井筒溫壓場達(dá)到基本穩(wěn)定這段時(shí)間(2～4 h)，MeOH在產(chǎn)出水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)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)最大質(zhì)量分?jǐn)?shù)與井筒溫度場達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求之間的倍數(shù)進(jìn)行提高。如果測試時(shí)間較短，建議整個(gè)測試過程按照產(chǎn)出水中MeOH的最大質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求注入。MeOH注入管線(內(nèi)徑6～10 mm)安裝在測試管柱外壁，隨著測試管柱一起下入井中，注入點(diǎn)深度2 080 m，注入泵安裝在鉆井平臺(tái)，注入壓力在25～30 MPa。當(dāng)長時(shí)間停測關(guān)井時(shí)，可通過環(huán)空井底向測試管柱內(nèi)注入并全部充滿測試液。

圖7 LS17-2-1井不同含水率下MeOH在產(chǎn)出水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)要求及注入速度

2.3 其他預(yù)防及處理措施

為確保深水鉆完井過程中天然氣水合物在需要的時(shí)間和空間內(nèi)不形成或不產(chǎn)生堵塞，應(yīng)綜合運(yùn)用抑制劑、保溫、加熱、降壓等各種預(yù)防措施。除前文中提及的措施外，還可以考慮的其他措施有[1-3,5-6]：①加強(qiáng)鉆井氣侵監(jiān)控，優(yōu)化固井設(shè)計(jì)和作用，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)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)測井筒關(guān)鍵部位的溫度、壓力變化，確保始終處于水合物穩(wěn)定區(qū)外。

若水合物一旦形成并堵塞井筒，常用的處理措施有[1-3,17]：①采用連續(xù)油管沖洗，泵入加熱的熱力學(xué)抑制劑(如MeOH、MEG、NaCl、CaCl2)段塞來消除水合物；②向隔水管中替入輕質(zhì)鉆井液，通過降低壓力來消除水合物；③起出防噴器。

3 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：高壓攪拌式水合物實(shí)驗(yàn)裝置(圖8)，由高壓反應(yīng)釜、恒溫水浴、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等組成，可以進(jìn)行氣體水合物的生成及分解實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)各類水合物抑制劑的抑制效果等。高壓反應(yīng)釜容積1 000 mL，耐壓25 MPa，帶有無級(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 高壓攪拌式天然氣水合物實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)材料：標(biāo)準(zhǔn)氣(93.26%C1，4.96%C2，1.38%C3，0.4%CO2)、水合物抑制劑溶液、實(shí)際鉆井液(17%NaCl+2%MEG基液+其他添加劑)、蒸餾水(純水)等。

實(shí)驗(yàn)步驟：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、真實(shí)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，并開動(dòng)磁力攪拌(300轉(zhuǎn)/min)，打開傳感器記錄反應(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1～2℃/2 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，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)。

圖9 典型水合物生成和分解曲線(標(biāo)準(zhǔn)氣+純水)

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

設(shè)計(jì)并完成了13組實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方法及結(jié)果見表5、圖10。其中，實(shí)驗(yàn)方案1用于驗(yàn)證水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，方案2～4用于評(píng)價(jià)鉆井液抑制劑配方，方案5～13用于評(píng)價(jià)測試液抑制劑配方。由于MeOH的水合物抑制效果理論預(yù)測精度較高，且易揮發(fā)、有毒性，未進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)。方案1～7中的水合物相態(tài)點(diǎn)可以測得，且具有足夠高的過冷度保護(hù)；由于實(shí)驗(yàn)設(shè)備耐壓及低溫控制條件限制，方案8～10中的水合物相態(tài)點(diǎn)未測得，但反應(yīng)釜溫度在低于基準(zhǔn)相態(tài)溫度(相同壓力下標(biāo)準(zhǔn)氣+純水的相態(tài)溫度)30℃以上(大于測試工況下的最大過冷度23℃)，持續(xù)攪拌2d未見水合物形成。

從圖10可以看出，天然氣+純水與標(biāo)準(zhǔn)氣+純水的理論水合物相態(tài)曲線基本吻合，說明配制的標(biāo)準(zhǔn)氣可以代表真實(shí)天然氣的性質(zhì)。實(shí)驗(yàn)測得的標(biāo)準(zhǔn)氣+純水的水合物相態(tài)溫度與理論值的絕對(duì)誤差僅0.8℃，說明水合物相態(tài)曲線預(yù)測模型具有較高的預(yù)測精度。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，現(xiàn)場提供的鉆井液和17%NaCl+2%MEG抑制劑配方可以達(dá)到正常鉆進(jìn)過程中的水合物抑制要求，可提供8.7～10.5℃的過冷度保護(hù)(大于正常鉆進(jìn)時(shí)的最大過冷度6.5℃)，實(shí)驗(yàn)值與理論值的絕對(duì)誤差在0.1～1.8℃； 20%NaCl+10.71%MEG抑制劑配方達(dá)到停鉆時(shí)的水合物抑制要求，可提供20℃的過冷度保護(hù)(大于停鉆工況下的最大過冷度19℃)，實(shí)驗(yàn)值與理論值的絕對(duì)誤差為0.5℃。

表5 LS17-2-1井水合物風(fēng)險(xiǎn)及抑制驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖10 實(shí)驗(yàn)測得LS17-2-1井水合物相態(tài)點(diǎn)及預(yù)測的水合物相態(tài)曲線

對(duì)于密度不大于1.30 g/cm3的測試液， 20.53%CaCl2+13.26%MEG(1.20 g/cm3)、28.06%CaCl2(1.26 g/cm3)和31.67%CaCl2(1.30 g/cm3)抑制劑配方均達(dá)到水合物抑制要求，實(shí)驗(yàn)值與理論值的絕對(duì)誤差在0.1～1.4℃，可提供23.0～26.7℃的過冷度保護(hù)(≥23℃)。

對(duì)于密度大于1.30 g/cm3的測試液，雖然室內(nèi)實(shí)驗(yàn)無法直接測得KFo抑制劑配方的水合物相態(tài)點(diǎn)，但在低于基準(zhǔn)相態(tài)溫度30℃以上(>23℃)，持續(xù)攪拌2 d的情況下，都未見水合物形成，說明設(shè)計(jì)的抑制劑配方至少能夠保證測試液在攪拌的情況下2 d內(nèi)不會(huì)形成水合物。為進(jìn)一步研究KFo的水合物抑制效果，設(shè)計(jì)了方案11～13(表5)，測試了低質(zhì)量分?jǐn)?shù)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，如圖11和圖12所示。通過分析得到5%、15%、30%KFo的水合物抑制效果分別相當(dāng)于10%、18%、45%MEG的水合物抑制效果；通過線性回歸推測，34%KFo的水合物抑制效果相當(dāng)于48%MEG的水合物抑制效果，而后者可提供大于23℃的過冷度保護(hù)。有關(guān)研究也表明，10%～30%KFo對(duì)CH4水合物的抑制效果相當(dāng)于12.1%～37.1% MEG[26]，則49.24%KFo的抑制效果相當(dāng)于61.91%MEG，而當(dāng)采用真實(shí)天然氣組分時(shí)，50%MEG就可以提供25.4℃的過冷度保護(hù)(39.4MPa下的相態(tài)溫度為0.8℃)。因此，方案8～10的抑制劑配方(KFo含量大于49.24%)可以滿足測試液的水合物抑制要求。

圖11 不同KFo質(zhì)量分?jǐn)?shù)時(shí)的水合物抑制效果

圖12 相同水合物抑制效果的KFo等效MEG質(zhì)量分?jǐn)?shù)

4 結(jié)束語

通過綜合分析深水氣田探井鉆井、測試過程中不同工況下的天然氣水合物生成風(fēng)險(xiǎn)，制定了相應(yīng)的天然氣水合物預(yù)防措施，使LS17-2-1井安全、順利完成鉆井、測試作業(yè)，創(chuàng)造了中國海油單井測試放噴產(chǎn)量的最高紀(jì)錄，可為其他深水氣田鉆完井天然氣水合物預(yù)防提供借鑒。

[1] 白玉湖，李清平，周建良，等．天然氣水合物對(duì)深水鉆采的潛在風(fēng)險(xiǎn)及對(duì)應(yīng)性措施[J]．石油鉆探技術(shù)，2009，37(3)：17-21. Bai Yuhu,Li Qingping,Zhou Jianliang,et al.The potential risk of gas hydrate to deepwater drilling and production and the corresponding strategy[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(3):17-21

[2] 胡偉杰．淺析深水鉆井中水合物的風(fēng)險(xiǎn)與防治措施[J]．中國新技術(shù)新產(chǎn)品，2012，10(14)：253-254. Hu Weijie.Hydrate risks and prevention strategy of deep water drilling[J].China New Technologies and Products,2012,10(14):253-254

[3] 許明標(biāo)，唐海雄，黃守國，等．深水鉆井中水合物的預(yù)防和危害處理方法[J]．長江大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2010，7(3)：547-548. Xu Mingbiao,Tang Haixiong,Huang Shouguo,et al.Prevention and treatment of hydrate during deep water drilling[J].Journal of Yangtze University:Natural Science Edition,2010,7(3):547-548

[4] BOTREL T.Hydrates prevention and removal in ultra-deepwater drilling systems[C].OTC 12962,2001

[5] WATSON P A,IYOHO A W,MEIZE R A,et al.Management issues and technical experience in deepwater and ultra-deepwater drilling[C].OTC 17119,2005

[6] TRIOLO D,MOSNESS T,HABIB R K.The Liwan gas project:a case study of South China Sea deepwater drilling campaign[C].IPTC 16722,2013

[7] ZHANG Liang,HUANG Anyuan,WANG Wei,et al.Hydrate risks and prevention solutions for a high pressure gas field offshore in South China Sea[J].International Journal of Oil,Gas and Coal Technology,2013,6 (6):613-623

[8] 陳光進(jìn)，孫長宇，馬慶蘭．氣體水合物科學(xué)與技術(shù)[M]．北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2007. Chen Guangjin,Sun Changyu,Ma Qinglan.Gas hydrate science and technology[M].Beijing:Chemical Industry Press,2007

[9] 李玉星，馮叔初．管道內(nèi)天然氣水合物形成的判斷方法[J].天然氣工業(yè)，1999，19(2)：99-102. Li Yuxing,Feng Shuchu.Method of identifying gas hydrate formation in pipeline[J].Natural Gas Industry,1999,19 (2):99-102

[10] 王博．深水鉆井環(huán)境下的井筒溫度壓力計(jì)算方法研究[D]．東營：中國石油大學(xué)(華東)，2007. Wang Bo.Research on the method of wellbore temperature and pressure calculation during deep-water drilling[D].Dongying:China University of Petroleum,2007

[11] 王海柱，沈忠厚，李根生．超臨界CO2鉆井井筒壓力溫度耦合計(jì)算[J]．石油勘探與開發(fā)，2011，38(1)：97-102. Wang Haizhu,Shen Zhonghou,Li Gensheng.Wellbore temperature and pressure coupling calculation of drilling with supercritical carbon dioxide[J].Petroleum Exploration and Development,2011,38(1):97-102

[12] 高永海，孫寶江，王志遠(yuǎn)，等．深水鉆探井筒溫度場的計(jì)算與分析[J]．中國石油大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2008，32(2)：58-62. Gao Yonghai,Sun Baojiang,Wang Zhiyuan,et al.Calculation and analysis of wellbore temperature field in deepwater drilling[J].Journal of China University of Petroleum:Edition of Nautral Science,2008,32(2):58-62 [13] 王志遠(yuǎn),孫寶江,程海清，等．深水鉆井井筒中天然氣水合物生成區(qū)域預(yù)測[J]．石油勘探與開發(fā)，2008，35(6):731-735. Wang Zhiyuan,Sun Baojiang,Cheng Haiqing,et al.Prediction of gas hydrate formation region in the wellbore of deepwater drilling[J].Petroleum Exploration and Development,2008,35(6):731-735

[14] 郭洪巖．徐深氣田深層氣井溫度壓力分布計(jì)算[J]．中外能源，2011，16(5)：62-67. Guo Hongyan.Calculation of temperature and pressure distribution of deep gas well in Xushen gas field[J].Sino-Global Energy,2011,16(5):62-67

[15] 郭春秋，李穎川．氣井壓力溫度預(yù)測綜合數(shù)值模擬[J]．石油學(xué)報(bào)，2001，22(3)：100-104. Guo Chunqiu,Li Yingchuan.Comprehensive numerical simulation of pressure and temperature prediction in gas well[J].Acta Petrolei Sinica,2011,22(3):100-104

[16] 劉通，李穎川，鐘海全．深水油氣井溫度壓力計(jì)算[J]．新疆石油地質(zhì)，2010，31(2)：181-183. Liu Tong,Li Yingchuan,Zhong Haiquan.Calculation of wellbore temperature and pressure in deepwater oil-gas wells[J].Xinjiang Petroleum Geology,2010,31(2):181-183

[17] DAVALATH J,BARKER J W.Hydrate inhibition design for deepwater completions[J].SPE Drilling & Completion,1995,10(2):115-121

[18] 羅俊豐，劉科，唐海雄．海洋深水鉆井常用鉆井液體系淺析[J]．長江大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2010，7(1)：180-182. Luo Junfeng,Liu Ke,Tang Haixiong.Drilling fluid system for deep water drilling[J].Journal of Yangtze University:Natural Science Edition,2010,7(1):180-182

[19] 畢曼，賈增強(qiáng)，吳紅欽，等．天然氣水合物抑制劑研究與應(yīng)用進(jìn)展[J]．天然氣工業(yè)，2009,29(12)：75-78. Bi Man,Jia Zengqiang,Wu hongqin,et al.Update progress in research and application of natural gas hydrate inhibitor[J].Natural Gas Industry,2009,29(12):75-78

[20] HENRY W C,HYDEN A M,WILLIAMS S L.Innovations in subsea development & operation[C].SPE 64489,2000

[21] PAKULSKI M,QU Q,PEARCY R.Gulf of Mexico deepwater well completion with hydrate inhibitors[C].SPE 92971,2005

[22] WEBBER P,MORALES N,CONRAD P,et al.Development of a dual functional kinetic hydrate inhibitor for a novel North Sea wet gas application[C].SPE 164107,2013

[23] VICKERS S,HUTTON A,LUND A,et al.Designing well fluids for the Ormen Lange gas project,right on the edge[C].SPE 112292,2008

[24] 梁裕如，張書勤．延長氣田天然氣水合物抑制劑注入量的確定[J]．甘肅科技，2011，27(1)：32-34. Liang Yuru,Zhang Shuqin.Determination of injection volume for gas hydrate inhibitor in Yanchang gas field[J].Gansu Science and Technology,2011,27(1):32-34

[25] 關(guān)昌倫，葉學(xué)禮．天然氣水合物抑制劑甲醇注入量的計(jì)算[J]．天然氣與石油，1993，11(4)：8-12. Guan Changlun,Ye Xueli.Calculation of methanol injection of natural gas hydrate[J].Natural Gas and Oil,1993,11(4):8-12

[26] FADNES F H,JAKOBSEN T,BYLOV M.Studies on the prevention of gas hydrates formation in pipelines using potassium formate as a thermodynamic inhibitor[C].SPE 50688,1998.

(編輯：孫豐成)

Gas hydrate risk and preventative measures for drilling and completion operations in LS 17-2 deep water gas field

Jin Shukai Zhang Chong Meng Wenbo Yu Yi Xu Fabin Dong Zhao

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Water-based fluids are used in drilling and testing operations of Well LS17-2-1 in LS17-2 gas field which brought serious challenges to the prevention and control of gas hydrate. Therefore, the hydrate-forming risk in different operational conditions during drilling and completion processes were analyzed. Meanwhile, preventative measures against hydrate formation during drilling, testing and other operations were proposed and verified by lab experiments. The results show that the hydrate stability zone in the wellbore is located in 325 to 1 426 m section with a maximum subcooling temperature of 6.5℃ in normal drilling operation, and the formula of 17% NaCl+2% MEG is recommended; the hydrate stability zone is located in 300 to 1 963 m section with a maximum subcooling temperature of 19℃ in non-circulation condition, and the formula of 20% NaCl+(10.71% to 18.00%) MEG is recommended; the hydrate stability zone is located in 0 to 1981 m section with a maximum subcooling temperature of 23℃ in shutting-in condition and the formula of CaCl2/KFo+MEG is recommended. During blow-off, downhole MeOH injection would be adopted when the productivity of natural gas is lower than 0.25 million m3/d, but no actions are needed when the productivity is higher than 0.25 million m3/d since the hydrate forming risk disappears under high flow rate. The above results were successfully used in drilling and testing of Well LS 17-2-1 and created a single well blow-off peak production record within CNOOC and provide reference for preventing gas hydrate formation during drilling and completion operations in other deep water gas fields.

LS 17-2 gas field; deep water; drilling and completion; gas hydrate; forming risk; preventative measure

靳書凱，男，工程師，2004年畢業(yè)于原石油大學(xué)(北京)石油工程專業(yè)，目前主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)研究與管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱工程技術(shù)作業(yè)中心(郵編：524057)。E-mail:jinshk@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0093-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.013

TE 38

A

2014-11-12 改回日期：2015-04-20