任冠龍， 張崇， 董釗， 孟文波， 吳江

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

南海深水氣田測試過程中，海底低溫是測試作業(yè)面臨的最大問題之一。地層流體溫度較高，而海床溫度較低，高溫氣體在油管內(nèi)自下而上流動過程中，由于井筒溫度場變化，氣體中的熱量會通過井筒向低溫地層和海水散失，導(dǎo)致井筒內(nèi)天然氣水合物的生成，堵塞管柱，影響測試作業(yè)[1-4]。井筒溫壓場的精確預(yù)測是水合物生成風(fēng)險判斷的基礎(chǔ)，水合物相態(tài)曲線的建立是進行測試作業(yè)期間水合物生成分析的主要依據(jù)，其采用相平衡熱力學(xué)方法，通過實驗研究測定其平衡生成條件而得出，在深水氣井測試過程中起著至關(guān)重要的作用。筆者結(jié)合深水氣井測試過程中水合物相態(tài)曲線的精確預(yù)測，定量預(yù)測了測試期間管柱內(nèi)水合物生成區(qū)域，計算了化學(xué)藥劑注入閥下入深度，并設(shè)計確定了水合物抑制劑注入量，確保了現(xiàn)場測試工藝方案的成功實施，可為其他深水氣田測試過程中天然氣水合物的防治提供借鑒。

1 深水氣井天然氣水合物相態(tài)曲線

深水氣井測試過程中溫度場呈現(xiàn)3段式。①從井底到海床位置井筒溫度場隨著地層溫度的降低緩慢下降。②由于深水海床溫度低，海水溫度場擾動影響嚴重，隔水管與油管間的水基測試液隔熱性能差，熱量散失快，導(dǎo)致井筒溫度在泥線附近位置出現(xiàn)快速下降。③海床至井口位置長達1 000 m以上的海水段會對油氣進行緩慢升溫，且井口溫度不會隨著測試產(chǎn)量變化有較大的提升[5-6]。

管柱內(nèi)的天然氣水合物，就是在低溫高壓、伴有天然氣、液態(tài)水或飽和水蒸氣及非必需輔助條件（如擾動）下生成的，水合物生成相態(tài)曲線即為不同溫度和壓力條件下某種地層組分流體的水合物平衡生成條件，水合物相態(tài)曲線的左側(cè)為水合物生成區(qū)，右側(cè)為水合物非生成區(qū)。利用瓊東南盆地中央峽谷帶的深水井LS17-X1井的測試資料預(yù)測水合物相態(tài)曲線，分析目標(biāo)探井LS17-X2井的水合物生成風(fēng)險。LS17-X1井取樣得到的天然氣及地層水離子組成見表1和表2。用相平衡熱力學(xué)方法預(yù)測得到的LS17-X1井天然氣水合物相態(tài)曲線見圖1。

表1 LS17-X1井天然氣組成

表2 LS17-X1井地層水離子含量

圖1 LS17-X1井天然氣水合物相態(tài)曲線

2 水合物相態(tài)曲線應(yīng)用技術(shù)

井筒溫度場的精確預(yù)測是水合物生成風(fēng)險判斷的基礎(chǔ)，前期已對深水氣井產(chǎn)能測試過程溫度場進行了精確模擬，并獲得了測試期間影響井口溫度的主控因素[7]，筆者利用該模型對LS17-X2井測試期間不同產(chǎn)量下的井筒溫壓場進行了預(yù)測（見圖2）。LS17-X2井水深約1 600 m，表面環(huán)境溫度為26 ℃，海底泥線溫度為2.5 ℃，預(yù)測井底溫度為59 ℃，下入φ508.0 mm套管至井深2 100 m，下入φ339.7 mm套管至井深3 650 m，下入φ244.5 mm套管至井深4 350 m，下入φ177.8 mm尾管至井深4 550 m，水基測試液密度為1.50 g/cm3。由圖2可知，由于該井水深約1 600 m，屬于超深水井，在超深水淺層低溫氣井中，井筒溫度場表現(xiàn)出與典型深水氣井井筒溫度場不同的趨勢，即從井底到泥線位置的地層井段，井筒溫度場隨著地層溫度的降低緩慢下降；從泥線位置到海水中段，井筒溫度場急劇降低；從海水中段到井口位置，井筒溫度不再降低，出現(xiàn)緩慢上漲趨勢。該井目標(biāo)儲層屬于低溫儲層，由于地層流體本身溫度較低，在經(jīng)過下部海水段的迅速降溫后，井筒溫度就降至接近海水的溫度，進入上部海水段后，海水溫度開始上升，此時，海水與井筒的交互作用不再是降溫過程，而是加熱過程，井筒溫度場停止下降，逐漸呈現(xiàn)反轉(zhuǎn)上漲趨勢。在低產(chǎn)量條件下，氣體流速較慢，通過海水加熱段的時間較長，在海水加熱過程中，井筒溫度逐漸接近高產(chǎn)量條件下的井筒溫度，最終產(chǎn)生溫度反超，出現(xiàn)低產(chǎn)量條件下井口溫度高于高產(chǎn)量條件下井口溫度的現(xiàn)象[5]。通過結(jié)合水合物生成相態(tài)曲線和精確預(yù)測的測試井筒溫壓場，可以對測試期間管柱內(nèi)水合物生成區(qū)域進行預(yù)測，測試管柱上的化學(xué)藥劑注入閥下入深度進行計算，對測試期間水合物抑制劑注入量進行確定。

圖2 LS17-X2井測試井筒溫度場預(yù)測

2.1 水合物生成區(qū)域定量預(yù)測

將水合物相態(tài)曲線與不同測試產(chǎn)量下的井筒溫度場相結(jié)合，將水合物相平衡時的溫度-壓力點，轉(zhuǎn)換至井筒條件下的溫度-深度點，通過將井筒內(nèi)的溫度-井深曲線和水合物相態(tài)曲線進行對比就可以得到井筒內(nèi)的水合物生成區(qū)域，當(dāng)水合物相態(tài)曲線在井筒溫度曲線右側(cè)時，2條曲線所包圍的區(qū)域即為水合物的生成區(qū)域。該區(qū)域在縱向上長度越大，則水合物的生成區(qū)域越大；若在橫向上寬度越大，則水合物的生成過冷度越大，水合物更容易生成，且水合物生成速率越快。由圖3所示，該井不同產(chǎn)量下的井筒溫度場曲線均與水合物相態(tài)曲線相交，圖中陰影部分為測試產(chǎn)量為20×104m3/d時測試管柱內(nèi)水合物的生成區(qū)域，為水深95～1 810 m范圍，由于上部海水段的加溫作用，水深95 m以上管柱處于水合物非生成區(qū)，同理可計算得出該井不同測試產(chǎn)量下的測試管柱內(nèi)水合物生成區(qū)域，實驗結(jié)果見表3。

圖3 LS17-X2井測試水合物生成區(qū)域定量預(yù)測

表3 LS17-X2井測試管柱水合物生成區(qū)域預(yù)測

2.2 化學(xué)藥劑注入閥下入深度設(shè)計

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，天然氣產(chǎn)量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。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，但最大過冷度不會超過井筒充滿天然氣時的關(guān)井狀態(tài)。在關(guān)井狀態(tài)下，井筒溫度降低至與環(huán)境溫度一致。由圖2可知，預(yù)測關(guān)井期間泥線附近管柱內(nèi)溫度約為3.0 ℃，壓力約為25.22 MPa，泥線附近有著約22.2 ℃的過冷度，水合物生成風(fēng)險極大。將水合物相態(tài)曲線與測試關(guān)井期間的井筒溫壓場相結(jié)合，如圖4所示，首先得出關(guān)井溫度曲線與水合物相態(tài)曲線的交點1，再得出該溫度點對應(yīng)的壓力點，即交點2，最后得出該壓力點對應(yīng)的井深，即交點3，則為化學(xué)藥劑注入閥的臨界下入深度，計算得出該井下入深度為2 200 m。為保證井下安全起見，一般在臨界下入深度上附加100～150 m作為測試管柱上化學(xué)藥劑注入閥的下入深度，同時也要綜合考慮抑制劑注入量、注入壓力等因素的影響，最終確定注入閥下入深度。

圖4 LS17-X2井化學(xué)藥劑注入閥下入深度計算

2.3 井筒水合物抑制劑注入量分析

采用熱力學(xué)抑制劑法是目前用于水合物防治的最常用方法，深水測試液一般采用鹽+乙二醇體系，放噴期間則采取注入甲醇進行水合物預(yù)防[8-9]。如圖5所示，當(dāng)在測試管柱中注入20%CaCl2、25%CaCl2、20%CaCl2+5%乙二醇、25%CaCl2+10%乙二醇和51%甲酸鉀后水合物相態(tài)曲線向左移動，水合物非生成區(qū)擴大，不同測試產(chǎn)量下的水合物生成風(fēng)險點被消除，有效預(yù)防和抑制了深水測試過程中水合物的生成。

圖5 抑制劑注入對水合物相態(tài)曲線的影響

但鹽作為水合物抑制劑會帶來一系列腐蝕問題，另外在鉆井液中使用時還要考慮到與其他鉆井液成分的相容性，隨著鹽的濃度升高，鉆井液性能維護及其調(diào)控愈加困難，醇具有冰點低、水溶性強、成本低、對水合物的抑制效果好的優(yōu)點。深水氣井測試作業(yè)中優(yōu)先選用甲醇作為水合物抑制劑，但目前采用熱力學(xué)抑制劑的防治方法應(yīng)對措施單一，且動力學(xué)抑制劑亟待攻關(guān)，隨之增多的深水高壓井及高含水氣井的測試，還存在抑制劑注入量大、難度高、制約因素多等問題亟待解決[10-11]。

2.4 地面油嘴水合物生成風(fēng)險分析

根據(jù)該井不同測試產(chǎn)量、不同油嘴直徑時的地面油嘴入口溫度和壓力數(shù)據(jù)，通過建立模型對該井測試期間地面油嘴流動狀態(tài)進行了分析，計算結(jié)果表明，天然氣沿地面流程流動時，在油嘴處溫度驟降，而后在遠離油嘴節(jié)流處附近溫度迅速回升并逐步穩(wěn)定[12-13]。將水合物相態(tài)曲線與地面流程溫度場精確預(yù)測相結(jié)合，對地面油嘴處水合物生成風(fēng)險進行了預(yù)測，見圖6，圖中油嘴1、2、3分別表示φ9.53、φ12.70、φ15.88 mm油嘴。由圖6可知，油嘴后溫壓場曲線均與水合物相態(tài)曲線相交，表明在地面油嘴節(jié)流放噴后存在水合物生成風(fēng)險，這與現(xiàn)場測試情況一致。該井測試期間更換油嘴時即從中取出少量天然氣水合物，且油嘴下游管線管壁均由于低溫而出現(xiàn)冰霜覆蓋。結(jié)合井筒溫壓場曲線可建立井筒及地面水合物生成風(fēng)險綜合預(yù)測圖版。

圖6 井筒及地面水合物生成風(fēng)險預(yù)測

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 化學(xué)藥劑注入閥下入深度

南海S4井為直井，井深約4 000 m，水深大于1 500 m，理論計算120×104m3/d以內(nèi)清噴期間存在水合物生成風(fēng)險，該井關(guān)井期間泥線附近溫度為3～4 ℃，壓力近70 MPa，泥線附近有著24～26℃的過冷度，水合物生成風(fēng)險極大?，F(xiàn)場作業(yè)時根據(jù)水合物相態(tài)曲線、不同產(chǎn)液量及不同產(chǎn)氣量條件下的井筒溫度壓力曲線、井口溫度壓力、分離器含水率等實時數(shù)據(jù)，計算得出測試期間化學(xué)藥劑注入閥下入深度為2 320 m，結(jié)合前期作業(yè)經(jīng)驗并考慮抑制劑注入壓力影響，最終確定下入深度為2 450 m，測試期間通過持續(xù)注入水合物抑制劑，管柱內(nèi)未發(fā)現(xiàn)水合物生成現(xiàn)象。

3.2 抑制劑注入現(xiàn)場應(yīng)用

該井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)注入甲醇，注入的甲醇一部分會溶解在產(chǎn)出水中，一部分會揮發(fā)至天然氣中，表4為不同測試產(chǎn)量及含水率條件下水合物抑制劑注入濃度、注入速度及注入壓力參數(shù)，同時現(xiàn)場根據(jù)RCM監(jiān)測情況，實時調(diào)節(jié)氣井放噴產(chǎn)量，以控制井筒溫度壓力剖面，采用一開一關(guān)制度，降低水合物形成風(fēng)險，根據(jù)海床面設(shè)溫壓監(jiān)測裝置，以適時監(jiān)測是否有水合物產(chǎn)生，壓井阻流管線和BOP腔內(nèi)提前替入防水合物抑制劑，最終該井測試產(chǎn)量達100×104m3/d以上，表皮系數(shù)僅為0.2，成功保證了測試作業(yè)安全和地層產(chǎn)能有效評估。

同時地面油嘴未注水合物抑制劑時，在更換油嘴時發(fā)現(xiàn)油嘴內(nèi)部有水合物生成。根據(jù)2.4分析結(jié)果，現(xiàn)場放噴期間在油嘴前地面管道處增加水合物抑制劑注入口，注入方式為連續(xù)注入3%～5%乙二醇，結(jié)果見圖7。由圖7可見，注入抑制劑前油嘴處壓力在1.38～1.52 MPa之間較大幅度波動，在注入抑制劑后壓力下降約13.6%，且油嘴后壓力變動曲線隨時間增長明顯趨于平緩，表明水合物堵塞現(xiàn)象減弱，壓力維持穩(wěn)定，地面油嘴振動大幅降低，控制了測試期間地面油嘴處節(jié)流放噴風(fēng)險。

表4 抑制劑注入?yún)?shù)表

圖7 現(xiàn)場應(yīng)用抑制劑注入前后油嘴處壓力曲線

4 結(jié)論

1.針對深水氣井測試天然氣水合物生成風(fēng)險高的特點，在井筒溫壓場精確預(yù)測的基礎(chǔ)上，結(jié)合水合物相態(tài)曲線形成了水合物相態(tài)曲線綜合應(yīng)用技術(shù)，可對測試期間管柱內(nèi)水合物生成區(qū)域進行定量預(yù)測，對測試管柱上的化學(xué)藥劑注入閥下入深度進行計算，并對測試期間井筒及地面油嘴處水合物抑制劑注入量進行確定。

2.通過在南海深水氣井的應(yīng)用表明，測試期間化學(xué)藥劑注入閥的深度計算準確，井筒及地面油嘴處水合物抑制劑注入量合適，綜合應(yīng)用測試作業(yè)工作制度等方法，確保了測試期間井筒及地面水合物的有效控制，保證了現(xiàn)場測試作業(yè)的成功實施。