深水氣田開發清井返排水合物風險評估與防控

羅澤利，曹波波，雷鴻，李波，杜慶杰

中海石油（中國）有限公司深圳分公司深水工程技術中心（廣東 深圳 518000）

0 引言

我國海上油氣勘探開發向越來越深的海域發展，隨之也帶來了一定的困難和挑戰。由于深水泥線附近高壓、低溫的特點，使得深水油氣井在生產過程在泥線附近易形成水合物，影響正常生產，給流動保障帶來嚴重的威脅[1-2]。水合物的形成需具備兩個必要條件：一是高壓低溫環境；二是天然氣中有自由水，再加上氣質組分中的酸性組分、管道的節流效應、壓力波動等輔助條件。當流溫低于水合物形成溫度時，便會形成水合物，一旦形成水合物晶核，水合物將快速生長、聚集，并且形成致密堵塞，嚴重時將把井筒完全堵死[3-5]。近年來，有不少專家學者對水合物的形成原因、機理、危害及防治措施等進行了研究。陳光進等[6-7]通過建立水合物成核動力學機理、水合物生成誘導時間等模型對水合物的生成過程進行了研究，提出擬化學過程生成基礎水合物，小分子氣體在基礎水合物中的擬Langmuir 吸附形成化學組成不恒定的水合物；李玉星等[8]、吳華麗等[9]通過數值和經典理論等方法判斷水合物的形成，并形成了相應的計算理論和方法；朱福安等[10]、周厚安等[11]、Bruce 等[12]針對水合物堵塞問題探討了水合物生成的原因,并提出了防治措施；劉陳偉等[13]、Odukoya 等[14]針對管道多相流體系中水合物的生成進行了分析，認為氣體消耗速率與管道截面積、活化能、過冷度、系統壓力、溫度有關、Ebrahim 等[15]、劉云等[16]運用經典模型、改進人工神經網絡模型等方法，并綜合對比預測模型的優劣，對水合物生成的預測進行研究，為水合物防止提供了依據；也有國內外專家從基質方面分析水合物堵塞管道的原理，在油氣水基體系中，引發水合物沉積堵管的機理分別是顆粒間的碰撞聚并、壁面膜生長黏附、水合物著床機理[17-20]。馮楠等[21]、馬利鋒等[22]、宮敬等[23]分析了水合物解堵方法，為水合物解堵提供了參考。本文以一口海上深水氣井氣藏地質、工程及井內產出流體組分數據和環境參數為模擬條件，基于P-R 狀態方程、多相流理論，運用OLGA 軟件建立熱力水力學模型，對高產氣井在清井返排過程中水合物生成條件及防治進行了研究，為深水氣井清井返排及生產的水合物風險評估提供借鑒。

1 理論基礎

1.1 狀態方程

流體高壓物性參數的狀態方程，Peng-Robinson狀態方程[24]：

式中:a為內聚力參數，是對比溫度Tr和偏心因子ω的函數，K(ω)為偏心因子ω的函數，對于不同的ω，K(ω)的表達式分別為：

式中：b=0.077 80RTc/pc；p、pc分別為壓力、臨界壓力，MPa；R為通用氣體常數；T、Tc分別為溫度、臨界溫度，K；V為摩爾體積，L/mol。

1.2 多相流方程

熱力水力學研究采用的多相流方程為OLGA S 3 Phase[24]，該多相流方程基于挪威SINTEF大型實驗室研究數據建立，適用于任意傾角、管徑或流體物性的油、氣、水三相管流。

2 模型建立

2.1 建模基本數據

某氣井的主要井流物組分及含量、氣油比、含水率、油藏主要參數，管柱參數，工作液類型與參數，環境參數等見表1。

表1 基本參數

2.2 數值模擬軟件

本次模擬采用國際流動安全保障行業的成熟商業軟件，運用PVTsim 進行井流物表征、井流物與不同質量濃度水合物抑制劑的水合物曲線計算；運用OLGA 軟件針對流動安全保障專業的穩態、瞬態多相流熱力水力學進行數值模擬。

用OLGA建立井底-水下采油樹（泥線）-測試平臺的熱力水力學模型，進行穩態、瞬態多相流熱力水力學計算，使用PVTsim 軟件表征的井流物數據，圖1為某井井身結構示意圖，圖2 為OLGA軟件中建立的相對應的熱力水力學模型示意圖。

圖1 某井井身結構示意圖

圖2 OLGA熱力水力學模型示意圖

2.3 初始、邊界條件

2.3.1 某井清井返排的初始條件

1）如圖3所示，流入動態（IPR）曲線作為井底的邊界條件，測試平臺的回壓作為上部的邊界條件（清井返排期間，測試平臺的回壓為689.476 kPa）。

圖3 某井IPR 曲線圖

2）閥門初始狀態：井下安全閥、地面測試樹主閥、生產閥和測試平臺油嘴均處于關閉狀態。

3）清井返排開始之前，井底至垂深1 500 m管段充滿密度為1.13 g/cm3的完井液，垂深1 500 m 至測試平臺管段充滿密度為0.83 ～0.85 g/cm3的柴油，完井液與柴油均已冷卻至環境溫度。

4）清井返排主要閥門與響應邏輯：某井清井返排過程中，所使用到的閥門主要有井下安全閥、地面測試樹主閥、地面測試樹生產閥和測試平臺油嘴管匯。閥門的響應邏輯見表2。

表2 閥門響應邏輯

2.3.2 清井返排與初始條件設置

清井返排初始條件的設置如下：

1）清井返排開始，井下安全閥、地面測試樹主閥、生產閥和測試平臺油嘴按照已制定的設置進行開啟。

2）清井返排期間，測試平臺的回壓為689.476 kPa。

3）清井返排初始條件的產氣量約20×104m3/d，含水率為5%，持續時間為10 h。

4）水合物抑制劑在清井返排開始后在井下（井斜深1 900 m）或泥線（井斜深770 m）持續注入。

3 清井返排水合物風險評估及管理策略

3.1 清井返排水合物風險評估

基于上述數據及條件，運用OLGA 軟件進行模擬，得出某井的水合物生成曲線，如圖4 所示，當管道中的溫度與對應壓力的數值落在水合物曲線的左側，則有水合物生成風險；當溫度與對應壓力的數值落在曲線的右側，則無水合物生成風險。

圖4 某井水合物曲線

模擬計算注入不同質量濃度甲醇的水合物曲線，模擬結果如圖5 所示。由圖5 可知，甲醇的質量濃度越高，水合物生成臨界曲線向左移動，即水合物生成風險越小。因此，持續注入一定質量濃度的甲醇可以使得井流物具有足夠的水合物抑制性。

圖5 不同質量濃度甲醇的水合物

3.1.1 開井清噴返排過程水合物風險評估

清井返排過程：排出柴油→柴油與完井液的混合物→完井液返排→井流物穩定產出。

在清井返排過程中（清井返排初始條件的產氣量約為20×104m3/d，含水率為5%，持續時間為10 h），井底-泥線-測試平臺的溫度剖面如圖6 所示。由圖6 可知，從井底至到測試平臺，流體溫度先降后升，在泥線以上某一深度溫度最低。因此，從泥線至測試平臺管段是水合物生成的高風險區。

圖6 清井返排瞬態溫度剖面

為了對清噴返排過程中水合物生成風險進行評估，采用水合物過冷度（Subcooling）來量化水合物生成風險，水合物過冷度為該位置壓力條件下的水合物形成溫度與實際溫度的差，水合物過冷度為負表示無水合物風險，水合物過冷度為正表示有水合物風險，按下式計算[27]：

式中：S為過冷度，℃；Teq為某位置壓力條件下的水合物形成溫度，℃；Tactual為某位置的實際溫度，℃。

在初始條件下清井返排過程中，不同開井時間隨深度變化的過冷度剖面曲線如圖7 所示，過冷度曲線大于0 ℃右側區域為水合物生成區域，由圖7知，清井返排過程中，預測有水合物風險。

3.1.2 不同產量穩態溫度與泥線位置冷卻時間

1）不同產量穩態溫度剖面與水合物生成風險評估。在40×104、80×104、100×104、120×104m3/d產氣量下穩定生產6 h，井底-泥線-測試平臺管段的溫度剖面如圖8 所示。由圖8 可知，從泥線至測試平臺管段仍是水合物生成的高風險區，其次，產氣量越高，井底-泥線-測試平臺管段的溫度越高，越有利于防止水合物生成。

圖8 井底-泥線-測試平臺管段的溫度剖面

將穩定生產6 h的溫度剖面及對應壓力與水合物曲線結合，評估水合物生成風險，如圖9所示。由圖9可知，在40×104、80×104、100×104、120×104m3/d的產氣量下穩定生產6 h，管道中的溫度與對應壓力進入了水合物曲線的左側，最低管段溫度為9℃（40×104m3/d），因此，有水合物生成風險，需要注入水合物抑制劑，以保證整體管道具有足夠的水合物安全余量。

2）不同產量穩態生產后關井水合物生成風險評估。分別以80×104、100×104、120×104m3/d 產氣量下穩定生產6 h 后關閉測試平臺油嘴，井下安全閥保持打開，泥線位置的溫度變化如圖10 所示，由圖10 可知，關井后溫度快速下降，1 h 后，不同穩產氣量曲線均降至環境溫度。

圖10 不同產量關井后泥線位置溫度變化

為評估關井后水合物生成風險，對產氣量100×104m3/d 在穩定生產6 h 關井后泥線位置的冷卻時間（關井前、后2、5、10、20 min）與水合物風險曲線結合進行評估，如圖11 所示。由圖11 可知，產氣量100×104m3/d 在穩定生產6 h 關井后約13 min，泥線位置就會有水合物生成。

圖11 關井后冷卻時間與水合物風險評估

3.2 清井返排水合物風險治理策略

建議清井返排過程中水合物風險安全余量至少5℃，經過模擬不同階段不同含水率（5%、10%、15%和20%）情況下，以不同的甲醇注入速率可滿足防止水合物生成要求（表3）。

表3 不同情況下防水合物生成的甲醇注入速率

某井水深超750 m，清井返排最大氣量超120×104m3/d，清井返排過程中，按照該措施進行實施，有效預防了水合物生成，并成功完成深水高氣量清井返排。

根據不同的抑制機理，可將水合物抑制劑分為4類：熱力學抑制劑、動力學抑制劑、防聚劑和復合型抑制劑。熱力學抑制劑主要通過改變天然氣分子和水分子的熱力學平衡，防止天然氣水合物生成。測試作業中常用熱力學抑制劑，主要包括甲醇和乙二醇。對于水合物生成的抑制效果主要取決于水合物抑制劑摩爾分數的大小。甲醇的相對分子質量小于乙二醇，因此在相同的質量分數時，甲醇的摩爾分數高于乙二醇的摩爾分數，抑制效果優于乙二醇。

1）由于甲醇的水合物抑制效果較好，在深水氣井測試作業前，通常向井內預先注入適量抑制劑，作為氣井測試啟動時水合物的預防。在測試放噴過程中，同時在化學藥劑注入閥、水下測試樹和地面油咀管匯處大排量注入甲醇。但是在鉆井作業中，大量使用甲醇可能會導致鉆井液密度降低，致使控壓鉆井難度增大，因此通常使用乙二醇和無機鹽。

2）節流控制。主要通過節流裝置調節流體的壓力和溫度，地層流體通過節流裝置后溫度降低，低于水合物相平衡溫度后節流位置有水合物生成風險。因此，地面測試流程通常采用兩級或三級節流的方式，逐步降低地層流體的溫度，不會因為溫度迅速降低而導致水合物的加速生成。

3）加熱保溫。天然氣壓力不變，如能夠保持溫度在水合物生成溫度以上，就不會生成天然氣水合物。測試管柱采用保溫管以降低井筒內的徑向傳熱，改善井筒溫度場提升井筒溫度，抑制水合物生成；測試流程采用加熱器及同心蒸汽保溫管，提高地層流體的溫度至水合物生成溫度以上。

4）測試工藝。根據井口溫度壓力監測情況，通過測試工作制度調節實時調整測試放噴產量，控制井筒溫壓剖面及測試地面流程溫壓條件，防止水合物生成。避免采用地面小流量流動井下鋼絲作業取樣，其可能會導致井筒溫度降低，井口壓力逐漸升高，從而導致水合物的生成。

5）機械清管。井筒或地面流程發生水合物凍堵時，關井泄壓通過機械方式進行解堵，例如井筒凍堵采用連續油管磨銑的方式解堵。

4 結論與建議

以P-R 狀態方程、多相流方程為理論基礎，以實際氣田環境參數和該油田的一口氣井的數據作為模擬條件，運用OLGA軟件進行模擬計算，評估高產氣井在清井返排過程水合物生產風險。

1）在深水氣井清井返排過程中，從泥線至測試平臺管段是水合物生成的高風險區，產氣量越高，越有利于防止水合物生成。

2）持續注入一定質量濃度的甲醇可以使井流物具有一定的水合物抑制性，且甲醇的質量分數越高，水合物生成風險越小。

3）以不同產量穩態生產后關井后溫度快速下降，1 h后，不同穩產氣量曲線均降至環境溫度，有水合物生成風險。

4）在不同階段不同含水率情況下防止水合物生成，需控制不同的甲醇注入速率，含水率越高，甲醇的注入速率要求越高，來抑制水合物的生產，并且建議在關井前保持井下持續注入水合物抑制劑。

5）在水合物生成風險高的井，尤其對于氣井，關井前、關井后及開井前均需重視水合物形成，并采取措施有效防止水合物生成。