超深高溫高壓氣藏水合物預測及防治

吳亞紅，孫晨曦，張 寶，陳 慶，尹學琴，于雯汀，呂兆蘭

1中國石油大學(北京)，北京

2海洋石油工程股份有限公司，天津

3中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒

1. 引言

天然氣水合物是由水和烷烴氣體在天然氣開采過程中達到一定的壓力和溫度下形成的籠型化合物[1]，在游離水和酸性氣體存在時極易形成[2]。氣井生產過程中導致水合物生成的因素很多，包括緩蝕劑、腐蝕殘留物以及鉆完井產生的廢棄物。水合物的生成可能產生嚴重的安全隱患，出現氣井堵塞、壽命變短、停產、液體滑脫或油管粗糙度增加，甚至造成安全事故的發生。這些問題都阻礙了我國天然氣工業的蓬勃發展，尤其是高溫高壓氣田，因其工況復雜，開發一直面臨極大的技術挑戰，保障開發的安全和高效尤為重要，這就需要對開發方案進行嚴格的設計和把控。天然氣水合物的生成預測及防治是采氣工程方案的重要組成部分，是高溫高壓氣田開發實施的基礎，只有掌握水合物的形成規律，才能開展有針對性的防治措施，降低風險，快速收回投入[3]。

針對天然氣水合物的生成預測，國內外學者們進行了大量的研究。Van der Waals 等學者通過Langmuir 氣體吸附理論建立了VDWP 水合物預測模型，后人消除了此模型的誤差并建立了水合物相平衡模型[4] [5] [6] [7] [8]。Parrish 和Pransnitz 對VDWP 模型做了改進，提出了一個簡單的經驗關系式來計算Langmuir 常數，建立了更為實用的方法利用經典熱力學方法[9]。Javanmardi 和Jafar 等簡化并改進了Parrish-Pransnitz 模型，提出了無需閃蒸計算的新模型[10]。Ballard 等學者在對髙壓條件下水合物的預測中引入客體分子這一特性因素對水合物晶格的影響[11]，進一步提高了高壓狀態下水合物的預測精度。陳光進[12] [13] [14] [15] [16]等學者依據前人在天然氣水合物生成方面的研究及理論，建立了三相平衡閃蒸新模型，該模型可以在氣-液-固水合物體系中進行應用，預測效果更加精確且操作更加簡單方便。

天然氣水合物防治通常從破壞水合物形成條件出發，采取以下幾種常用措施。1) 除水法[17]：通過去除水組分來抑制水合物生成，該方法不適用于井下連續出水的氣井。2) 加熱法[18]：通過對井筒進行加熱，使井筒內溫度高于水合物臨界平衡溫度。該方法的運用存在一定技術難度，即不易確定水合物堵塞的準確位置。3) 化學添加法[19]：通過注入甲醇等抑制劑，改變水合物形成的熱力學條件，減少水合物生成，但該方法可能會造成嚴重的污染問題。4) 降壓法[20]：通過降低井筒或輸送管道壓力，抑制水合物的生成。近年來，井下節流工藝已成為水合物防止研究的熱點[21]。井下節流工藝是降壓法的一種，能達到降低流動壓力、防止水合物生成、降低地面設備壓力等級的目的[22]，但該方法缺少在超深高溫高壓天然氣井中應用的現場經驗及可行性研究。

由此可見，目前國內對于超深高溫高壓氣井水合物研究還沒有形成一個完整的理論和技術體系[23]，因此研究高溫高壓氣井水合物的成因，準確預測水合物的生成位置，采取有針對性的水合物防治工藝，對超深高溫高壓氣田的穩產高產具有積極的指導意義。本文采用PIPESIM 節點分析軟件，建立超深高溫高壓氣井的組分模型，對氣井井筒壓力與溫度分布、水合物生成臨界溫度-壓力曲線、水合物形成位置進行了預測，模擬研究了產氣量、油管尺寸、地層壓力三項敏感性參數對水合物生成的影響，確定最佳的配產方案。同時研究了井下節流降壓的水合物防治技術，從而從井筒就開始對水合物做好預測和防治工作，解決了水合物防治在超深、高溫、高壓條件下的技術難題，研究成果指導并應用于塔里木油田克深區塊開發方案的編制，對類似氣藏水合物預測及防治具有較強的指導意義。

2. 水合物預測

2.1. 水合物成因分析

天然氣水合物是指在一定系統壓力下，天然氣溫度大于水的冰點時生成的籠型分子化合物，用“水合溫度”來描述水合物生成的溫度[24]。水合物的生成與自由水的存在以及天然氣中各組分含量密切相關。天然氣中的自由水會在天然氣溫度降至露點溫度以下時析出，凝析出自由水是水合物生成的前提條件。

溫度和壓力條件對于天然氣水合物的生成也極為重要。在系統中，當相應的水合物分解壓力小于系統壓力時，氣體中的自由水和天然氣的組分或就會有天然氣水合物生成，各組分逸度關系為[21]：

天然氣組分的不同，意味著其相對密度也不盡相同，天然氣相對密度比較高的時候更容易形成水合物。綜上，天然氣水合物的形成條件為[5]：

1) 高壓。一定溫度下，存在水合物生成壓力的臨界值，一旦井筒中氣體壓力超過該臨界值，水合物就會生成。因此防治水合物的要點在于將壓力控制在該溫度的水合物臨界壓力以下。這一條件對高壓氣田是十分不利的，意味著高壓氣田水合物生成風險高。

2) 溫度低于給定壓力下的水合物臨界溫度。一定壓力下，水合物存在臨界溫度，若井筒溫度低于該臨界值，水合物就會生成。天然氣由氣藏流向井口的過程中溫度會不斷下降，尤其是對于深井而言，溫度降低會更加明顯。因此，即使是高溫氣藏，一旦溫度降低至水合物生成臨界溫度以下，仍會有水合物生成。

3) 天然氣含水，且過飽和。天然氣在井筒中流動過程中，當溫度下降到露點溫度以下，天然氣中就會有凝析水產生。

4) 輔助因素，如：井筒中氣體流速高或存在壓力擾動；酸性氣體(如H2S 和CO2)的存在；氣流方向不穩定導致渦流；種子晶體的誘導。

2.2. 水合物預測

以塔里木油田KS 9 井為例，儲層平均埋深約7500 m，地層壓力125.74 MPa，溫度為178.06℃，日產氣量30 × 104m3/d，氣藏屬高溫、高壓、超深氣藏。主體油管3 1/2 in，射孔中深7433.14 m，采用PIPESIM軟件模擬建立物理模型，輸入氣藏參數和油管參數，建立模型如圖1 所示。

Figure 1. Schematic diagram of gas well hydrate simulation model圖1. 氣井水合物模擬模型示意圖

選擇Hagedom and Brown 流動相關式，設置組分模型，輸入天然氣各組分的摩爾百分比，經天然氣組分閃蒸后得到包絡相圖，如圖2 所示，閃蒸前后各組分含量如表1 所示。通過閃蒸計算即求得在既定系統總組成的情況下，一定溫度、壓力條件下，達到平衡的氣液兩相組成與數量之比。開始閃蒸計算，確定了油藏條件下的飽和水含量為2.102%。

Figure 2. Phase diagram of natural gas components圖2. 天然氣組分相圖

Table 1. Contents of each component before and after natural gas flash evaporation表1. 天然氣閃蒸前后各組分含量

在建立組分模型的基礎上，運行相應日產氣量條件下的溫度剖面和壓力剖面，得到井筒溫度、壓力梯度曲線，如圖3、圖4 所示。改變輸出參數，模擬得到基于相圖的水合物生成圖像，如圖5 所示。隨著井深增加井筒內壓力、溫度和水合物生成臨界溫度大小如表2 所示。

Figure 3. Wellbore temperature prediction圖3. 井筒溫度預測

Figure 4. Wellbore pressure prediction圖4. 井筒壓力預測

Figure 5. Temperature-pressure relationship curve based on phase diagram圖5. 基于相圖的溫度-壓力關系曲線

Table 2. Data sheet of wellbore temperature pressure and hydrate formation temperature表2. 井筒溫度壓力及水合物形成溫度數據表

由圖5 和表2 分析可知，在井口附近，水合物的生成曲線與溫度-壓力曲線之間存在交點，有水合物生成。生產過程中距離井口越近，生成水合物越嚴重。繪制水合物生成溫度及井筒內流體溫度隨深度的變化曲線如圖6 所示。

Figure 6. Temperature distribution of fluid in wellbore and temperature distribution of hydrate formation圖6. 井筒內流體溫度分布與水合物生成溫度分布圖

由圖6 可知，井下80 m 向上有水合物生成，應采取適當的水合物防治工藝。

3. 影響井筒水合物生成的敏感性因素分析

應用PIPESIM 軟件對影響水合物生成的主要因素進行定量分析，討論不同敏感性因素對水合物的影響，為工作制度的優化打下基礎。

3.1. 油管尺寸對水合物的影響

以克深9 區塊某井生產數據為例，設置地層壓力為125 MPa，地層溫度為178℃，射孔中深7433 m，日產氣量為30 × 104m3/d，油管尺寸分別為2 3/8～4 1/2 in 的條件下進行水合物預測，模擬結果如圖7 所示。

Figure 7. Hydrate prediction under different tubing inner diameter scenarios圖7. 不同油管尺寸條件下水合物預測

由圖7 可以看出，管徑越小時，生產過程中的壓降越小，井口壓力越大，同時井底到井口的溫度變化較大，井口溫度越低，與水合物臨界生成曲線越近，甚至與水合物臨界生成曲線相交，因此水合物在油管尺寸較小的情況下更易生成。在產氣量為30 × 104m3/d 的條件下，油管尺寸小于等于3 1/2 in 時，會生成水合物。可見，增大KS 9 井油管尺寸至4 in 以上，能夠避免水合物生成。

3.2. 地層壓力對水合物的影響

設置地層溫度178℃，射孔中深7433 m，油管尺寸3 1/2 in，產氣量30 × 104m3/d，因開采過程中地層壓力下降，模擬地層壓力分別為130～105 MPa 條件下的水合物生成情況，模擬結果如圖8 所示。

Figure 8. Hydrate prediction under different formation pressure conditions圖8. 不同地層壓力條件下水合物預測

由圖8 可知，隨著生產的進行，地層壓力逐漸下降，對應的井口壓力也下降，該壓力下的水合物生成溫度較低，但井口溫度幾乎不變，因此井筒溫度-壓力曲線與水合物臨界生成曲線交點對應的溫度和壓力下降，意味著水合物在井口或井下較淺位置生成。隨著地層壓力的進一步降低，最終井筒溫度-壓力曲線將不再與水合物臨界生成曲線相交。因此，在氣藏開發初期生成水合物更嚴重。由圖8 可知，對于KS 9 井，即使地層壓力下降至105 MPa，仍會有水合物生成。

3.3. 產氣量對水合物的影響

設置地層壓力125 MPa，地層溫度178℃，射孔中深7433 m，模擬產氣量分別為30 × 104～70 × 104m3/d，油管尺寸分別為2 3/8～4 in 的條件下的水合物生成情況，模擬結果如圖9 所示。

Figure 9. Hydrate prediction under different gas production and tubing size diameter scenarios. (a) Tubing size is 2 3/8 in; (b) Tubing size is 2 7/8 in; (c)Tubing size is 3 1/2 in; (d) Tubing size is 4 in圖9. 不同產氣量和油管尺寸組合方案下水合物預測。(a) 油管尺寸2 3/8 in；(b) 油管尺寸2 7/8 in；(c) 油管尺寸3 1/2 in；(d) 油管尺寸4 in

可以看出，在油管尺寸一定時，產氣量小，導致井口處于高壓力，低溫度的狀態，使得井筒溫壓曲線更靠近水合物臨界生成曲線，甚至與水合物臨界生成曲線相交，因此水合物在產氣量越小的情況下生成的風險越大。

結合KS 9 井生產數據，對比圖9(a)～(d)可知，當產氣量為30 × 104m3/d 時，選擇4 in 油管，可避免水合物生成；當產氣量大于等于40 × 104m3/d 時，無論選擇何種尺寸油管，均不會有水合物生成。

對于KS 9 這樣壓力高達125 MPa 的高壓氣井，若日產氣量無法達到避免水合物生成的要求，則需增加油管尺寸或采取水合物防治工藝以實現安全生產。

4. 水合物防治技術

由于水合物形成后會對生產和安全造成嚴重影響，且水合物一旦生成后難于消除，因此有必要對水合物的生成采取相應預防措施[25]。預防水合物的生成的方法主要有四種[8] [26] [27]：1) 除水；2) 加熱；3) 化學添加；4) 降壓。結合塔里木油田氣藏特征和的實際生產情況，可采取降低壓力(井下節流工藝)和加抑制劑法(注醇法) [28] [29] [30] [31]預防水合物生成，綜合分析以上四種防治工藝缺點及適用性，結合KS 區塊高溫、高壓，氣井超深的特點，考慮優選井下節流工藝。因為井下節流不僅能預防水合物生成，還可減少井筒積液，降低設備承壓，延長氣井自噴時間[32]。但該方法缺少在超深高溫高壓天然氣井中應用的現場經驗及可行性研究。因此本文通過PIPESIM 進行模擬分析井下節流工藝在水合物防治方面的有效性，并對節流工藝的參數進行優化設計。

以KS 9 井生產現場數據為例，設置產氣量30 × 104m3/d。初步估計節流油嘴下入深度為3000 m，設置井下節流嘴直徑為敏感性因素，分別選取5.5 mm～8 mm 油嘴進行模擬，結果如圖10 所示。

由圖10 可知，當選擇5.5 mm 節流嘴時，由于節流壓降過大，無法滿足生產需求。為了達到更好的節流降壓效果，首先選取6 mm 油嘴進行不同下入深度條件下的井下節流模擬設計如表3 所示。

在模擬計算過程中發現3000 m 處下入6 mm 節流油嘴就能達到防治水合物的目的。因此對下入深度依次往上進行模擬，發現2400 米～3000 米下入節流嘴都能達到目的。為了達到更好的節流效果，同時結合下入施工難易程度[33]，考慮在2500 m 處下入6 mm 節流嘴。下入節流嘴前后的壓力/溫度曲線如圖11所示。

Figure 10. Sensitiveness analyzation of choke size圖10. 節流嘴尺寸敏感性分析圖

Table 3. Statistics of simulation results of different penetration depths (mouth diameter 6 mm)表3. 不同下入深度模擬結果統計表(嘴徑6 mm)

Figure 11. Pressure-temperature relationship curve before throttling or after throttling圖11. 節流前后壓力-溫度關系曲線

可以看出，節流后系統溫度-壓力曲線和水合物生成臨界曲線沒有交點，因此，在井下2500 m 下入直徑6 mm 節流嘴達到了防治水合物生成的目的。

5. 生產實例分析

塔里木油田KS 9 區塊開發方案設計動用地質儲量360.84 × 108m3；探井及評價井6 口，后期2 口生產井轉排水井(初期邊部KS 902、904 井生產，在水淹后轉排水井)；預測穩產10 年，開發40 年累產氣183.93 × 108m3，累產水77.94 × 104t，天然氣地質儲量采出程度50.44%，單井平均合理產能76 × 104m3/d。區塊開發指標如表4 所示，優化后的單井生產參數如表5 所示。

Table 4. Statistics table of Kes 9 block production indicators表4. 克深9 區塊開發指標統計表

Table 5. Statistics of single well production index in Kes 9 block表5. 克深9 區塊單井生產參數統計表

截至2019 年2 月，日產水20.6 m3，日產氣439 × 104m3/d，累產氣24.42 × 108m3。自投產以來，氣井采用井下節流工藝對存在水合物形成風險的氣井進行預防，均未出現水合物堵塞井筒的情況發生，實現了安全、高效、順利投產，證明了水合物防治技術在高溫高壓氣田的有效性，對其他高溫高壓氣藏的水合物預測及防治具有良好的指導作用。

6. 結論

1) 對KS 9 井的井筒壓力分布、井筒溫度分布、水合物生成臨界溫度-壓力曲線、水合物生成位置進行預測，結果表明，KS 9 井距井口80 m 向上有天然氣水合物生成，需進一步采取水合物防治措施。

2) 模擬研究了產氣量、油管尺寸、地層壓力等敏感性參數對水合物的影響。產氣量低，油管直徑小，地層壓力高，易生成水合物。

3) 對于埋深7500 m 左右，溫度178℃，壓力高達125 MPa 的氣井，當產氣量為30 × 104m3/d 時，選擇4 in 及以上油管，可避免水合物生成；當產氣量大于等于40 × 104m3/d 時，無論選擇何種尺寸油管，均不會有水合物生成。

4) 優選井下節流降壓的水合物防治技術，優化設計節流嘴直徑6 mm、下入深度2500 m 作為KS 9井的節流工藝參數，解決了水合物防治在高溫、高壓條件下的技術難題。

研究成果指導并應用于塔里木克深區塊開發方案的編制，對類似氣藏水合物預測及防治具有較強的指導意義。