深水天然气井水合物预测研究

欧阳传湘，马 成，唐海雄，吕 露，王跃曾

(1.长江大学，湖北 荆州 434023;2.中海油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067)

深水天然气井水合物预测研究

欧阳传湘1，马 成1，唐海雄2，吕 露1，王跃曾2

(1.长江大学，湖北 荆州 434023;2.中海油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067)

为了抑制深水天然气井生产测试时生成水合物，针对深水环境海底高压低温特性，研究水合物生成与井筒压力、温度分布和含液量的关系，通过井筒分段方式建立井筒温度分布预测模型，考虑冷凝水和凝析油的影响，建立含液天然气井井筒压力分布模型。实例计算表明，低产气量、低井口压力状态生产测试时和开关井过程中，靠近海床的井筒及以上部分温度下降显著，有利于水合物生成。理论计算和实测值吻合较好，说明建立的模型和理论计算结果能很好地指导实际生产。

深水;天然气;井筒温度;井筒压力;水合物预测

引 言

天然气水合物是在高压低温条件下由水和天然气形成的水晶格的冰状结构物［1－3］，一旦水合物在井筒内形成，会堵塞井筒和设备，严重影响钻井作业的顺利进行［4］。国内外大量学者对天然气水合物的生成条件，即压力和温度条件作了大量的工作，形成比较完善的预测模型［5－6］。但由于深水海底高压低温、多温度梯度等原因，导致无法准确预测深水天然气井水合物生成区域。通过井筒分段方式建立井筒温度分布预测模型，考虑冷凝水和凝析油的影响，建立含液天然气井井筒压力分布模型，研究深水天然气井筒中压力和温度的分布，从而对天然气水合物在井筒中的生成区域进行准确预测。

1 气井水合物及生成条件

1.1 天然气水合物

天然气水合物是由 CO2、H2S、N2、CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10以及其他一些重烃成分的分子等在一定的温度和压力条件下，与游离水结合组成类冰的、非化学计量的、笼形白色结晶化合物。外观类似松散的冰或致密的雪，密度为0.88～0.90 g/cm3。戊烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。

1.2 气井水合物的生成条件

形成水合物的首要条件是天然气中含水且处于过饱和状态，甚至有液态游离水存在;其次是有一定条件的压力和低于水合物形成的温度。在上述2种条件下，如遇压力波动、温度下降、截流、气流流向突变或存在小的水合物晶核停留的特定物理位置(如粗糙管壁等)，很快就可能形成水合物。

1.3 气井水合物形成的影响因素

气井水合物即在气井生产过程中在井筒中生成的天然气水合物。影响其形成的因素主要有天然气组成、水中化学成分、气井温度和压力分布等。天然气的组成决定水合物的结构类型以及水合物的形成温度、压力。水合物的生成需要一定的温度和压力条件，任何组分的天然气都存在对应的水合物形成的临界温度和极限压力，低于临界温度或高于极限压力，无论条件如何变化都不会形成水合物，部分气体形成水合物的临界温度见表1［7］。由于天然气储层压力一般均低于极限压力，因此井筒天然气水合物的形成主要受温度控制，但由于井筒温度分布是产气量和压力分布的函数，因此在生产测试阶段，对温度和压力的控制显得尤为关键。

表1 各种气体形成水合物的临界温度

2 深水天然气井筒温度分布计算

当气体从井底沿井筒向上流动时，由于气体和井筒周围地层之间存在温差，因此必然通过导热、对流和辐射3种传热方式向周围地层传热［8］。为将三维热扩散问题简化为一维径向热流，假设:①生产过程中动能忽略不计;②地温按线性分布，且井底流体温度等于地层温度;③井筒及地层中的热损失是径向的，不考虑沿井深方向的传热，且井筒中任意截面上各点的温度均相等。

井筒流体向外传递热量时，由于热对流和热辐射占总传热的比例很小，因此可以忽略不计［9］。取长为dh的微元为控制体，在海床以下部分可以得出控制体与井筒的流体瞬时传热速度:

式中:rt为油管内径，m;Ts为井筒内流体温度，℃;Th为水泥环与地层交界处的温度，是时间的函数，℃;Uo为井筒总传热系数，J/(m2·s·℃)。

钢材具有很高的热传导率，因此油管和套管的热阻可忽略不计［4］，则Uo计算式为:

式中:kan为环空导热系数，J/(m·s·℃);kcem为水泥环导热系数，J/(m·s·℃);rto为油管外径，m;rci为套管内径，m;rco为套管外径，m;rwb为裸眼井径，m。

井筒周围地层中的热传导是一个不稳定传热过程，采用Ramey近似公式计算地层瞬时传热速度:

根据能量和温度的关系，可以得到控制体温度变化的计算式:

式中:Cm为井筒流体的定压比热，J/(kg·℃);w为流体质量流量，kg/s。

在海床以上部分，考虑到深海天然气井有很长一部分井段在隔水套管中，则温度计算公式改写为:

式中:ke为地层导热系数，J/(m·s·℃);Te为地层温度，℃;t为热扩散时间，s;ρe为地层岩石密度，kg/m3;Ce为地层岩石比热，J/(kg·℃);td为无因次时间。

由式(1)、(3)可以得到井筒流体在海床以下部分的总瞬时传热速度计算式:

式中:kw为海水导热系数，J/(m·s·℃);kg为隔水管导热系数，J/(m·s·℃);Tg为隔水管与海水交界处的温度，℃;Tw为海水温度，℃;rgi为隔水管内径，m;rgo为隔水管外径，m;Ug为隔水管总传热系数，J/(m2·s·℃);ρw为海水密度，kg/m3;Cw为海水比热，J/(kg·℃)。

3 深水天然气井筒压力分布计算

计算气井井底压力的方法很多，其中Cullender和Smith提出的模型［10］至今仍为气藏工程中井筒压力计算的首选方法。气井产出物从井底沿油管流到井口的总能量消耗中，动能损耗甚小，可以忽略不计。因此，气体稳定流动能量方程式可简化为:

式中:ρ为气体密度，kg/m3;vg为气体流速，m/s;f为Moody摩阻系数。

公式(11)是在任何状态(p，T)下都成立的能量守恒微分方程式，由公式(11)可以推导出Cul-lender和Smith方法用于干气井井筒压力计算的模型，即:

式中:Z为气体偏差系数;qsc为产气量，m3/d;fg为气体摩阻系数;pwf为井底流压，MPa;pFTP为井口流动压力，MPa;γg为气体相对密度;p为任意井深处井筒内流体压力，MPa;T为任意井深处井筒内流体温度，℃;h为井深，m。

但由于天然气中可能会有冷凝水和凝析油，直接影响该方法的计算精度。因此对Cullender和Smith方法进行含液修正，以便更准确地计算含液气井井筒压力分布:

式中:fgl为含水气体摩阻系数;FL为气体含液校正系数。

4 计算实例

LW3－1－2井是中国南海深水的1口评价井。该井水深为1 345 m，完钻垂深为3 887 m，产层顶深为3 142 m，产层厚36 m，孔隙度为24% ～28%，渗透率为 300 ×10－3～3 000 ×10－3μm2，海床温度为3℃，地层压力为32.36 MPa，地层温度为90.3℃，地温梯度为 0.052 6℃/m，气体密度为0.70 g/cm3，气体含水为0.245 ×10－4m3/m3，并含有少量凝析油，裸眼完井、筛管防砂、采用ø11.43 cm油管生产。根据所建立的数学模型，应用以上基础数据，分别计算了不同井口压力、不同产气量条件下的井筒温度分布曲线(图1、2)。

由图1和图2中的计算结果可以看出，由于深水海床附近温度较低，在靠近海底部分的井筒温度下降明显。井口压力为6.8 MPa生产时井筒温度下降幅度较20.5 MPa时下降明显，这是因为流体丢失的热量正好是井筒和地层中传播的热量，流体从地层携带出的热量随产气量和压力的降低而减少，因此井筒温度下降幅度随产气量降低而增加。

图2 井口压力为6.8 MPa时井温分布曲线

该井天然气含有少量CO2和微量H2S，参考CH4的临界温度线(图1、2中的红线)为井筒天然气水合物生成线，表明在低产气量、低井口压力状态生产测试时，在靠近海床低温地层的井筒及以上部分有大范围生成天然气水合物堵塞井筒的可能。

试油测试过程中，在海床位置安装了数据直读系统采集油管内壁温度和压力(表2)。通过对比可以看出，由建立的井筒压力、温度分布预测模型计算得出的压力、温度与实际值相差均小于4.2%，满足现场要求，可用于实际生产测试。

表2 不同产量和井口压力情况下海床温度、压力实测值与预测值

5 结论

(1)海底高压低温的特性为深水天然气井生产测试中形成水合物提供了有利条件，给深水天然气勘探开发增加了作业风险。

(2)针对深水天然气井的特殊性，通过井筒分段方式建立了井筒温度分布预测模型，考虑冷凝水和凝析油的影响，建立了含液天然气井井筒压力分布模型。

(3)通过实例计算，对不同井口压力和产气量情况下的井筒温度、压力进行验证，表明笔者提出的方法预测结果基本上可以满足工程精度要求。

(4)深水天然气井在勘探开发过程中需充分考虑天然气水合物的影响，采取合适的水合物抑制措施。

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Prediction of hydrate in deepwater natural gas wells

OUYANG Chuan － xiang1，MA Cheng1，TANG Hai － xiong2，LV Lu1，WANG Yue － zeng2
(1．Yangtze University，Jingzhou，Hubei 434023，China;2．Shenzhen Branch of CNOOC Ltd．，Shenzhen，Guangdong 518067，China)

To inhibit the formation of hydrate during production tests in deepwater natural gas wells，the relationship of the hydrate formation with the wellbore pressure，temperature distribution and fluid level was studied in the paper．A model was established to predict temperature distribution in wellbore by segmentation of the wellbore and considering the effects of condensate water and condensate oil，another model was set up to predict pressure distribution in the wellbore of natural gas wells with fluid cut．The examples given in this paper indicate that the temperature of the wellbore near the sea floor and above it decreases more remarkably during production tests and startup/shut－ in of wells having low production and low wellhead pressure，which can easily lead to the hydrate formation．The theoretical calculation was in good agreement with the measured values，indicating that the models and theoretical calculation results could provide guidance for production．

deepwater;natural gas;wellbore temperature;wellbore pressure;hydrate prediction

TE319

A

1006－6535(2011)06－0109－04

20110418;改回日期20110920

国家科技重大专项“深水油气田开发钻完井工程配套技术”(2008ZX05026－001)

欧阳传湘(1963－)，男，副教授，1984年毕业于江汉石油学院采油工程专业，主要从事油藏工程和采油工程方面的研究。

编辑 王 昱