深水氣井測試過程中水合物相態曲線的研究與應用

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，導致井筒內天然氣水合物的生成，堵塞管柱，影響測試作業[1-4]。井筒溫壓場的精確預測是水合物生成風險判斷的基礎，水合物相態曲線的建立是進行測試作業期間水合物生成分析的主要依據，其采用相平衡熱力學方法，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重要的作用。筆者結合深水氣井測試過程中水合物相態曲線的精確預測，定量預測了測試期間管柱內水合物生成區域，計算了化學藥劑注入閥下入深度，并設計確定了水合物抑制劑注入量，確保了現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曲線

深水氣井測試過程中溫度場呈現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，導致井筒溫度在泥線附近位置出現快速下降。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量變化有較大的提升[5-6]。

管柱內的天然氣水合物，就是在低溫高壓、伴有天然氣、液態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，水合物相態曲線的左側為水合物生成區，右側為水合物非生成區。利用瓊東南盆地中央峽谷帶的深水井LS17-X1井的測試資料預測水合物相態曲線，分析目標探井LS17-X2井的水合物生成風險。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。用相平衡熱力學方法預測得到的LS17-X1井天然氣水合物相態曲線見圖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曲線

2 水合物相態曲線應用技術

井筒溫度場的精確預測是水合物生成風險判斷的基礎，前期已對深水氣井產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井測試期間不同產量下的井筒溫壓場進行了預測（見圖2）。LS17-X2井水深約1 600 m，表面環境溫度為26 ℃，海底泥線溫度為2.5 ℃，預測井底溫度為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，出現緩慢上漲趨勢。該井目標儲層屬于低溫儲層，由于地層流體本身溫度較低，在經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，逐漸呈現反轉上漲趨勢。在低產量條件下，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量條件下的井筒溫度，最終產生溫度反超，出現低產量條件下井口溫度高于高產量條件下井口溫度的現象[5]。通過結合水合物生成相態曲線和精確預測的測試井筒溫壓場，可以對測試期間管柱內水合物生成區域進行預測，測試管柱上的化學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測

2.1 水合物生成區域定量預測

將水合物相態曲線與不同測試產量下的井筒溫度場相結合，將水合物相平衡時的溫度-壓力點，轉換至井筒條件下的溫度-深度點，通過將井筒內的溫度-井深曲線和水合物相態曲線進行對比就可以得到井筒內的水合物生成區域，當水合物相態曲線在井筒溫度曲線右側時，2條曲線所包圍的區域即為水合物的生成區域。該區域在縱向上長度越大，則水合物的生成區域越大；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，該井不同產量下的井筒溫度場曲線均與水合物相態曲線相交，圖中陰影部分為測試產量為20×104m3/d時測試管柱內水合物的生成區域，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，同理可計算得出該井不同測試產量下的測試管柱內水合物生成區域，實驗結果見表3。

圖3 LS17-X2井測試水合物生成區域定量預測

表3 LS17-X2井測試管柱水合物生成區域預測

2.2 化學藥劑注入閥下入深度設計

在節流放噴過程中，井筒內將充滿天然氣和少量地層水，天然氣產量有利于降低井筒壓力和提高井筒溫度，使得水合物穩定區井段減小。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井狀態。在關井狀態下，井筒溫度降低至與環境溫度一致。由圖2可知，預測關井期間泥線附近管柱內溫度約為3.0 ℃，壓力約為25.22 MPa，泥線附近有著約22.2 ℃的過冷度，水合物生成風險極大。將水合物相態曲線與測試關井期間的井筒溫壓場相結合，如圖4所示，首先得出關井溫度曲線與水合物相態曲線的交點1，再得出該溫度點對應的壓力點，即交點2，最后得出該壓力點對應的井深，即交點3，則為化學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防[8-9]。如圖5所示，當在測試管柱中注入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曲線向左移動，水合物非生成區擴大，不同測試產量下的水合物生成風險點被消除，有效預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點。深水氣井測試作業中優先選用甲醇作為水合物抑制劑，但目前采用熱力學抑制劑的防治方法應對措施單一，且動力學抑制劑亟待攻關，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險分析

根據該井不同測試產量、不同油嘴直徑時的地面油嘴入口溫度和壓力數據，通過建立模型對該井測試期間地面油嘴流動狀態進行了分析，計算結果表明，天然氣沿地面流程流動時，在油嘴處溫度驟降，而后在遠離油嘴節流處附近溫度迅速回升并逐步穩定[12-13]。將水合物相態曲線與地面流程溫度場精確預測相結合，對地面油嘴處水合物生成風險進行了預測，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曲線相交，表明在地面油嘴節流放噴后存在水合物生成風險，這與現場測試情況一致。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冰霜覆蓋。結合井筒溫壓場曲線可建立井筒及地面水合物生成風險綜合預測圖版。

圖6 井筒及地面水合物生成風險預測

3 現場應用

3.1 化學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以內清噴期間存在水合物生成風險，該井關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，水合物生成風險極大。現場作業時根據水合物相態曲線、不同產液量及不同產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據，計算得出測試期間化學藥劑注入閥下入深度為2 320 m，結合前期作業經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，測試期間通過持續注入水合物抑制劑，管柱內未發現水合物生成現象。

3.2 抑制劑注入現場應用

該井清噴測試初期在地面獲得穩定產氣和產水后，改為井下持續注入甲醇，注入的甲醇一部分會溶解在產出水中，一部分會揮發至天然氣中，表4為不同測試產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，同時現場根據RCM監測情況，實時調節氣井放噴產量，以控制井筒溫度壓力剖面，采用一開一關制度，降低水合物形成風險，根據海床面設溫壓監測裝置，以適時監測是否有水合物產生，壓井阻流管線和BOP腔內提前替入防水合物抑制劑，最終該井測試產量達100×104m3/d以上，表皮系數僅為0.2，成功保證了測試作業安全和地層產能有效評估。

同時地面油嘴未注水合物抑制劑時，在更換油嘴時發現油嘴內部有水合物生成。根據2.4分析結果，現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，注入方式為連續注入3%～5%乙二醇，結果見圖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，表明水合物堵塞現象減弱，壓力維持穩定，地面油嘴振動大幅降低，控制了測試期間地面油嘴處節流放噴風險。

表4 抑制劑注入參數表

圖7 現場應用抑制劑注入前后油嘴處壓力曲線

4 結論

1.針對深水氣井測試天然氣水合物生成風險高的特點，在井筒溫壓場精確預測的基礎上，結合水合物相態曲線形成了水合物相態曲線綜合應用技術，可對測試期間管柱內水合物生成區域進行定量預測，對測試管柱上的化學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用表明，測試期間化學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，綜合應用測試作業工作制度等方法，確保了測試期間井筒及地面水合物的有效控制，保證了現場測試作業的成功實施。