陵水17-2深水气田钻完井天然气水合物生成风险及预防措施

靳书凯 张 崇 孟文波 余 意 许发宾 董 钊

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

陵水17-2深水气田钻完井天然气水合物生成风险及预防措施

靳书凯 张 崇 孟文波 余 意 许发宾 董 钊

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

靳书凯,张崇,孟文波，等.陵水17-2深水气田钻完井天然气水合物生成风险及预防措施[J].中国海上油气，2015,27(4)：93-101.

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陵水17-2气田探井LS17-2-1井在钻井、测试过程中采用水基钻井液和测试液，给天然气水合物预防和控制工作带来了严峻挑战。综合分析了LS17-2-1井钻完井过程中不同工况下的天然气水合物生成风险，提出了钻井、测试等作业中天然气水合物预防措施，并进行了实验验证分析，结果表明：正常钻进时，325～1 426 m井段位于水合物稳定区，最大过冷度6.5℃，宜采用17%NaCl+2%MEG抑制剂配方；停钻时，水合物稳定区位于300～1 963 m井段，最大过冷度19℃，宜采用20%NaCl+(10.71%～18.00%)MEG抑制剂配方；停测关井时，水合物稳定区位于0～1 981 m井段，最大过冷度23℃，宜采用CaCl2/KFo+MEG抑制剂配方；节流放喷时，当产气量小于25万m3/d时宜采用井下注入MeOH方案, 当产气量大于25万m3/d时井筒内水合物生成风险消失。上述成果在LS17-2-1井钻井、测试过程中取得成功应用，创造了中国海油单井测试放喷最高产量纪录，可为其他深水气田钻完井天然气水合物预防提供借鉴。

陵水17-2气田；深水；钻完井；天然气水合物；生成风险；预防措施

深水是全球油气资源的主要接替领域，但深水油气资源的勘探开发还存在着诸多难题。例如，深水海底附近井筒及管线内流体处于高压低温环境，窜入或生产的天然气和自由水共存，极易形成水合物而堵塞流通管路，造成严重的作业事故和经济损失。因此，天然气水合物预防是确保深水钻完井及生产安全的重要保障之一[1-5]。

2006—2012年，中国海油与Husky公司在南海珠江口盆地共钻26口井(水深700～1 600 m)，BG和Chevron公司在南海琼东南盆地共钻5口探井(水深1 300～2 150 m)，均采用油基钻井液防止水合物的生成[6]。南海自营深水气田陵水17-2气田位于三亚市东南偏东方向155 km，水深约1 455 m，海底温度3～4℃，地温梯度4.4℃/100 m，压力系数1.24～1.30。该气田探井LS17-2-1井设计井深3 561 m，井底温度95℃，最大井底压力45.32 MPa。出于环保及成本考虑，该井在钻完井过程中拟采用水基钻井液和测试液，给水合物预防和控制工作带来了严峻挑战。笔者针对该探井钻井及测试过程中的不同工况条件，详细分析了天然气水合物生成风险，提出了经济安全、简单易行的预防措施，并进行了室内实验验证，从而确保了现场钻完井工艺方案的成功实施，创造了中国海油单井测试放喷最高产量记录，可为其他深水气田钻完井天然气水合物预防提供借鉴。

1 钻完井天然气水合物生成风险分析

钻完井过程中不同工况尤其是极端工况下的天然气水合物生成风险，应作为制定水合物预防措施的主要依据[7]。长时间停钻或停测关井时，井筒内流体温度接近环境温度，水合物最容易在海底附近井筒内形成，特别是在关井后重新启动时水合物很快就会生成。当遭遇紧急情况(如台风、平台和井内事故)需要长时间封井时，水合物生成的风险也不可避免。

1.1 天然气水合物相态曲线

水合物相态曲线是进行钻完井水合物生成分析的主要依据。利用同属琼东南盆地中央峡谷带的外方作业井LS22-1-1井的测试资料预测的水合物相态曲线分析目标探井LS17-2-1井的水合物生产风险具有较大的可靠性。LS22-1-1井取样得到的天然气及地层水离子组成见表1、2。

表1 LS22-1-1井天然气组成平均摩尔分数

注：i表示异构烷烃，n表示正构烷烃。

表2 LS22-1-1井地层水离子含量

采用相平衡热力学方法[8-9]预测得到的LS22-1-1井天然气水合物相态曲线如图1所示。假设海底井口温度与海水温度为3～4℃(停钻或关井状态)，海底井口压力为静水压力14.3 MPa，此时海底井口处于水合物稳定区(图1中黄点)，至少具有16.5℃过冷度(工况温度低于相同压力下水合物相态温度的差值)，说明钻完井井筒中存在着极大的水合物生成风险。LS22-1-1井地层水中矿化度对水合物形成有一定抑制作用(图1中红色曲线)，但LS17-2-1井为陵水17-2构造,也是南海深水中方作业井的第1口探井，其地层水组分与LS22-1-1井有一定差别。因此,为保险起见，采用矿化度为0的纯水预测的水合物相态曲线(图1中绿色曲线)作为LS17-2-1井钻井(天然气主要与钻井液混合)及测试(天然气主要与测试液或地层水混合)过程中水合物风险分析依据，保证与选择LS22-1-1井地层水预测的水合物相态曲线最大有1.5℃的安全余量。

图1 LS22-1-1井天然气水合物相态曲线

1.2 钻井过程中天然气水合物生成风险

该井钻井过程中天然气水合物生成风险见表3。停钻时(钻井液排量0)，海面以下300～1 963 m井段处于水合物稳定区，最大过冷度出现在泥线处，为19℃。正常钻进时(钻井液排量63 L/s)，钻井液被下部地层加热，水合物稳定区井段减小，但仍存在水合物生成风险，最大过冷度为6.5℃，出现在895 m深处。

图2 LS17-2-1井钻井过程中井筒环空温度分布

表3 LS17-2-1井钻井及测试过程中天然气水合物生成风险

注：天然气含水在0.06～0.80 m3/万m3。

1.3 测试过程中天然气水合物生成风险

图3 LS17-2-1井测试过程中井筒温度场(含水0.06 m3/万m3)

该井清喷测试过程中天然气水合物生成风险见表3。在节流放喷过程中，井筒内将充满天然气和少量地层水。在关井状态下，井筒温度与环境温度一致，井筒内气体产生的重力压差较小，因此整个井筒将承受35～45 MPa的高压，从海面至井下1 981 m均处于水合物稳定区，最大过冷度将出现在泥线附近，为23℃。在测试初期，天然气顶替测试液过程中测试管柱内压力逐渐升高，但最大过冷度不会超过井筒充满天然气时的关井状态(<23℃)。在节流放喷过程中，天然气产量和含水率增大都有利于降低井筒压力和提高井筒温度，使得水合物稳定区井段减小，产气量大于25万m3/d时井筒内水合物生成风险消失。

2 钻完井天然气水合物预防措施研究

钻井过程中主要考虑向钻井液中添加水合物抑制剂，保证钻井液在正常钻进及停钻时不会生成水合物，而测试过程中主要考虑采用含水合物抑制剂的盐水溶液作为测试液以及井下持续注入抑制剂等方法[2-3,17]。现场应用表明，热力学抑制剂仍是目前钻完井水合物防治的主要选择，动力学抑制剂和防聚剂存在通用性差、受外界环境影响大等诸多缺点，一般不作为主要抑制剂，但可辅助热力学抑制剂使用[18-23]。

2.1 钻井过程中天然气水合物预防措施

图4 LS17-2-1井钻井液抑制剂配方的抑制效果

值得注意的是，在设计钻井液抑制剂配方时，NaCl在水和醇类抑制剂混合溶液中的溶解度存在一定限制。如图5所示，当NaCl在盐水和MEG混合溶液中的质量分数为20%时，MEG的质量分数只能在0～18%之间变化，若MEG含量超过18%，则部分溶解的NaCl会析出来，导致混合溶液中NaCl质量分数低于20%。因此，18%是MEG保证20%NaCl不会析出的最大质量分数。

实际钻井作业时，为降低成本，可采用17% NaCl+2% MEG作为基液配制钻井液，用于正常钻进；停钻时，可采用20%NaCl+(10.71%～18.00%)MEG基液配制的钻井液，用于填充300～1 963 m水合物稳定区井段环空。

图5 盐类和醇类在LS17-2-1井钻井液抑制剂混合溶液中的含量(25℃)

2.2 测试过程中天然气水合物预防措施

2.2.1 测试液水合物抑制剂配方设计

清喷测试初期，上涌的天然气会与测试液、地层水和钻井液滤液混合，在到达海底附近井筒时处于低温高压环境，容易形成水合物，因此需要向测试液中添加一定量盐和醇，提供大于23℃以上的过冷度保护。考虑测试液密度及水合物抑制效果，设计了LS17-2-1井不同密度和抑制剂配方的测试液如表4所示。较低密度测试液主要考虑采用CaCl2+MEG配制(CaCl2溶解度可达40%，密度1.39 g/cm3)，较高密度测试液采用甲酸钾KFo+MEG配制(KFo饱和质量分数78%，密度1.6 g/cm3)。所设计的CaCl2+MEG配方预计可提供23.1～25.7℃的过冷度保护，但由于KFo抑制效果无理论计算模型和文献参考，需要进行实验验证。

表4 LS17-2-1井测试液水合物抑制剂配方

2.2.2 井下注入MeOH方案设计

清喷测试初期，在地面获得稳定产气和产水后，改为井下持续注入MeOH方案。注入的MeOH一部分会溶解在产出水中，另一部分会挥发至天然气中。LS17-2-1井在节流放喷过程中产出水中含有不同质量分数MeOH时的水合物抑制效果如图6所示。在产气量较低时，注入的MeOH在产出水中的质量分数需要达到31%～35%才能有效避开水合物生成风险，但随着产气量增加，井筒温度升高，产出水中抑制剂质量分数要求逐渐降低，当产量大于25万m3/d时，井筒中水合物生成风险消失，不必再注入MeOH。

图6 LS17-2-1井产出水中含有不同质量分数MeOH时的水合物抑制效果(含水0.06 m3/万m3)

由于水合物生成风险区最大深度为1 981 m，取5%的安全余量，则MeOH注入深度确定在2 080 m(泥线以下625 m)。MeOH的注入速度(m3/d)采用以下公式计算[24-25]：

QMeOH=1 000Qfwx/(1-x)+10Qx/Cα

式中：Q为产气量，万m3/d；fw为含水率，m3/万m3；x为MeOH在产出水中的质量分数，%；C为注入MeOH的纯度，%；α为MeOH在单位体积天然气中的质量与在水中质量分数的比值，α=1.97×10-2×p-0.7exp(6.054×10-2T-11.128)。其中，p为注入井段压力，MPa；T为注入井段温度，K。

LS17-2-1井不同产气量和含水率下MeOH在产出水中的质量分数要求及注入速度如图7所示(假设甲醇密度为0.8 g/cm3，将MeOH注入速度换算成体积流量为0～1.86 L/min)。随着产气量和含水率增大，MeOH在产出水中的浓度要求逐渐降低，但MeOH注入速度先增大后降低，主要原因是随着产气量增大，井筒温度和产水量同时增加，但对抑制剂的注入需求却正好相反，因此导致抑制剂注入速度存在一个峰值。当产气量足够高时，抑制剂注入速度可降低至0。

该井节流放喷过程中井筒温度场达到稳定状态时的MeOH注入要求可参照图7。但从短时间关井重启(井筒温度与环境温度接近)到井筒温压场达到基本稳定这段时间(2～4 h)，MeOH在产出水中的质量分数要求较高，需按照最大值35%设计，相应的MeOH注入速度应根据最大质量分数与井筒温度场达到稳定时的质量分数要求之间的倍数进行提高。如果测试时间较短，建议整个测试过程按照产出水中MeOH的最大质量分数要求注入。MeOH注入管线(内径6～10 mm)安装在测试管柱外壁，随着测试管柱一起下入井中，注入点深度2 080 m，注入泵安装在钻井平台，注入压力在25～30 MPa。当长时间停测关井时，可通过环空井底向测试管柱内注入并全部充满测试液。

图7 LS17-2-1井不同含水率下MeOH在产出水中的质量分数要求及注入速度

2.3 其他预防及处理措施

为确保深水钻完井过程中天然气水合物在需要的时间和空间内不形成或不产生堵塞，应综合运用抑制剂、保温、加热、降压等各种预防措施。除前文中提及的措施外，还可以考虑的其他措施有[1-3,5-6]：①加强钻井气侵监控，优化固井设计和作用，使用防气窜添加剂；②向可能发生气侵的管路(如井控管汇、防喷器及海底井口)充填抑制剂溶液或非水基工作流体；③降低井筒压力，如采用钻井液最小安全密度；④对隔水管进行保温，对海底井口进行加热；⑤实时监测井筒关键部位的温度、压力变化，确保始终处于水合物稳定区外。

若水合物一旦形成并堵塞井筒，常用的处理措施有[1-3,17]：①采用连续油管冲洗，泵入加热的热力学抑制剂(如MeOH、MEG、NaCl、CaCl2)段塞来消除水合物；②向隔水管中替入轻质钻井液，通过降低压力来消除水合物；③起出防喷器。

3 室内实验验证

3.1 实验设备、材料及流程

实验设备：高压搅拌式水合物实验装置(图8)，由高压反应釜、恒温水浴、数据采集系统等组成，可以进行气体水合物的生成及分解实验，评价各类水合物抑制剂的抑制效果等。高压反应釜容积1 000 mL，耐压25 MPa，带有无级变速磁力搅拌装置和温度、压力传感器(压力传感器量程0～30 MPa，精度±0.1%；温度传感器量程-20～120℃，精度±0.1℃)。恒温水浴采用MEG水溶液作为循环介质，控温范围-20～90℃(精度±1℃)。

图8 高压搅拌式天然气水合物实验装置

实验材料：标准气(93.26%C1，4.96%C2，1.38%C3，0.4%CO2)、水合物抑制剂溶液、实际钻井液(17%NaCl+2%MEG基液+其他添加剂)、蒸馏水(纯水)等。

实验步骤：①向反应釜中通入标准气，控制压力9～12 MPa，温度15～25℃；②向反应釜中通入水合物抑制剂溶液、真实钻井液、蒸馏水，使反应釜压力上升至15～25 MPa；③利用恒温水浴对反应釜降温，并开动磁力搅拌(300转/min)，打开传感器记录反应釜温度压力变化；④随着反应釜温度降低，水合物大量形成，转子停止转动；⑤利用恒温水浴对反应釜加热(升温速度1～2℃/2 h)，直至反应釜温度、压力恢复初始状态，实验终止；⑥根据实验数据，绘制反应釜温度和压力的关系曲线，降温曲线与升温曲线的交点即为水合物相态点(图9)。

图9 典型水合物生成和分解曲线(标准气+纯水)

3.2 实验结果及分析

设计并完成了13组实验，实验方法及结果见表5、图10。其中，实验方案1用于验证水合物生成风险，方案2～4用于评价钻井液抑制剂配方，方案5～13用于评价测试液抑制剂配方。由于MeOH的水合物抑制效果理论预测精度较高，且易挥发、有毒性，未进行室内实验评价。方案1～7中的水合物相态点可以测得，且具有足够高的过冷度保护；由于实验设备耐压及低温控制条件限制，方案8～10中的水合物相态点未测得，但反应釜温度在低于基准相态温度(相同压力下标准气+纯水的相态温度)30℃以上(大于测试工况下的最大过冷度23℃)，持续搅拌2d未见水合物形成。

从图10可以看出，天然气+纯水与标准气+纯水的理论水合物相态曲线基本吻合，说明配制的标准气可以代表真实天然气的性质。实验测得的标准气+纯水的水合物相态温度与理论值的绝对误差仅0.8℃，说明水合物相态曲线预测模型具有较高的预测精度。

实验结果表明，现场提供的钻井液和17%NaCl+2%MEG抑制剂配方可以达到正常钻进过程中的水合物抑制要求，可提供8.7～10.5℃的过冷度保护(大于正常钻进时的最大过冷度6.5℃)，实验值与理论值的绝对误差在0.1～1.8℃； 20%NaCl+10.71%MEG抑制剂配方达到停钻时的水合物抑制要求，可提供20℃的过冷度保护(大于停钻工况下的最大过冷度19℃)，实验值与理论值的绝对误差为0.5℃。

表5 LS17-2-1井水合物风险及抑制验证实验结果

图10 实验测得LS17-2-1井水合物相态点及预测的水合物相态曲线

对于密度不大于1.30 g/cm3的测试液， 20.53%CaCl2+13.26%MEG(1.20 g/cm3)、28.06%CaCl2(1.26 g/cm3)和31.67%CaCl2(1.30 g/cm3)抑制剂配方均达到水合物抑制要求，实验值与理论值的绝对误差在0.1～1.4℃，可提供23.0～26.7℃的过冷度保护(≥23℃)。

对于密度大于1.30 g/cm3的测试液，虽然室内实验无法直接测得KFo抑制剂配方的水合物相态点，但在低于基准相态温度30℃以上(>23℃)，持续搅拌2 d的情况下，都未见水合物形成，说明设计的抑制剂配方至少能够保证测试液在搅拌的情况下2 d内不会形成水合物。为进一步研究KFo的水合物抑制效果，设计了方案11～13(表5)，测试了低质量分数KFo溶液的水合物相态点，并与MEG的水合物抑制效果进行了等效分析，如图11和图12所示。通过分析得到5%、15%、30%KFo的水合物抑制效果分别相当于10%、18%、45%MEG的水合物抑制效果；通过线性回归推测，34%KFo的水合物抑制效果相当于48%MEG的水合物抑制效果，而后者可提供大于23℃的过冷度保护。有关研究也表明，10%～30%KFo对CH4水合物的抑制效果相当于12.1%～37.1% MEG[26]，则49.24%KFo的抑制效果相当于61.91%MEG，而当采用真实天然气组分时，50%MEG就可以提供25.4℃的过冷度保护(39.4MPa下的相态温度为0.8℃)。因此，方案8～10的抑制剂配方(KFo含量大于49.24%)可以满足测试液的水合物抑制要求。

图11 不同KFo质量分数时的水合物抑制效果

图12 相同水合物抑制效果的KFo等效MEG质量分数

4 结束语

通过综合分析深水气田探井钻井、测试过程中不同工况下的天然气水合物生成风险，制定了相应的天然气水合物预防措施，使LS17-2-1井安全、顺利完成钻井、测试作业，创造了中国海油单井测试放喷产量的最高纪录，可为其他深水气田钻完井天然气水合物预防提供借鉴。

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(编辑：孙丰成)

Gas hydrate risk and preventative measures for drilling and completion operations in LS 17-2 deep water gas field

Jin Shukai Zhang Chong Meng Wenbo Yu Yi Xu Fabin Dong Zhao

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Water-based fluids are used in drilling and testing operations of Well LS17-2-1 in LS17-2 gas field which brought serious challenges to the prevention and control of gas hydrate. Therefore, the hydrate-forming risk in different operational conditions during drilling and completion processes were analyzed. Meanwhile, preventative measures against hydrate formation during drilling, testing and other operations were proposed and verified by lab experiments. The results show that the hydrate stability zone in the wellbore is located in 325 to 1 426 m section with a maximum subcooling temperature of 6.5℃ in normal drilling operation, and the formula of 17% NaCl+2% MEG is recommended; the hydrate stability zone is located in 300 to 1 963 m section with a maximum subcooling temperature of 19℃ in non-circulation condition, and the formula of 20% NaCl+(10.71% to 18.00%) MEG is recommended; the hydrate stability zone is located in 0 to 1981 m section with a maximum subcooling temperature of 23℃ in shutting-in condition and the formula of CaCl2/KFo+MEG is recommended. During blow-off, downhole MeOH injection would be adopted when the productivity of natural gas is lower than 0.25 million m3/d, but no actions are needed when the productivity is higher than 0.25 million m3/d since the hydrate forming risk disappears under high flow rate. The above results were successfully used in drilling and testing of Well LS 17-2-1 and created a single well blow-off peak production record within CNOOC and provide reference for preventing gas hydrate formation during drilling and completion operations in other deep water gas fields.

LS 17-2 gas field; deep water; drilling and completion; gas hydrate; forming risk; preventative measure

靳书凯，男，工程师，2004年毕业于原石油大学(北京)石油工程专业，目前主要从事海洋石油钻完井技术研究与管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱工程技术作业中心(邮编：524057)。E-mail:jinshk@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0093-09

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.013

TE 38

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2014-11-12 改回日期：2015-04-20