深水气井测试过程中水合物相态曲线的研究与应用

任冠龙， 张崇， 董钊， 孟文波， 吴江

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

南海深水气田测试过程中，海底低温是测试作业面临的最大问题之一。地层流体温度较高，而海床温度较低，高温气体在油管内自下而上流动过程中，由于井筒温度场变化，气体中的热量会通过井筒向低温地层和海水散失，导致井筒内天然气水合物的生成，堵塞管柱，影响测试作业[1-4]。井筒温压场的精确预测是水合物生成风险判断的基础，水合物相态曲线的建立是进行测试作业期间水合物生成分析的主要依据，其采用相平衡热力学方法，通过实验研究测定其平衡生成条件而得出，在深水气井测试过程中起着至关重要的作用。笔者结合深水气井测试过程中水合物相态曲线的精确预测，定量预测了测试期间管柱内水合物生成区域，计算了化学药剂注入阀下入深度，并设计确定了水合物抑制剂注入量，确保了现场测试工艺方案的成功实施，可为其他深水气田测试过程中天然气水合物的防治提供借鉴。

1 深水气井天然气水合物相态曲线

深水气井测试过程中温度场呈现3段式。①从井底到海床位置井筒温度场随着地层温度的降低缓慢下降。②由于深水海床温度低，海水温度场扰动影响严重，隔水管与油管间的水基测试液隔热性能差，热量散失快，导致井筒温度在泥线附近位置出现快速下降。③海床至井口位置长达1 000 m以上的海水段会对油气进行缓慢升温，且井口温度不会随着测试产量变化有较大的提升[5-6]。

管柱内的天然气水合物，就是在低温高压、伴有天然气、液态水或饱和水蒸气及非必需辅助条件（如扰动）下生成的，水合物生成相态曲线即为不同温度和压力条件下某种地层组分流体的水合物平衡生成条件，水合物相态曲线的左侧为水合物生成区，右侧为水合物非生成区。利用琼东南盆地中央峡谷带的深水井LS17-X1井的测试资料预测水合物相态曲线，分析目标探井LS17-X2井的水合物生成风险。LS17-X1井取样得到的天然气及地层水离子组成见表1和表2。用相平衡热力学方法预测得到的LS17-X1井天然气水合物相态曲线见图1。

表1 LS17-X1井天然气组成

表2 LS17-X1井地层水离子含量

图1 LS17-X1井天然气水合物相态曲线

2 水合物相态曲线应用技术

井筒温度场的精确预测是水合物生成风险判断的基础，前期已对深水气井产能测试过程温度场进行了精确模拟，并获得了测试期间影响井口温度的主控因素[7]，笔者利用该模型对LS17-X2井测试期间不同产量下的井筒温压场进行了预测（见图2）。LS17-X2井水深约1 600 m，表面环境温度为26 ℃，海底泥线温度为2.5 ℃，预测井底温度为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，水基测试液密度为1.50 g/cm3。由图2可知，由于该井水深约1 600 m，属于超深水井，在超深水浅层低温气井中，井筒温度场表现出与典型深水气井井筒温度场不同的趋势，即从井底到泥线位置的地层井段，井筒温度场随着地层温度的降低缓慢下降；从泥线位置到海水中段，井筒温度场急剧降低；从海水中段到井口位置，井筒温度不再降低，出现缓慢上涨趋势。该井目标储层属于低温储层，由于地层流体本身温度较低，在经过下部海水段的迅速降温后，井筒温度就降至接近海水的温度，进入上部海水段后，海水温度开始上升，此时，海水与井筒的交互作用不再是降温过程，而是加热过程，井筒温度场停止下降，逐渐呈现反转上涨趋势。在低产量条件下，气体流速较慢，通过海水加热段的时间较长，在海水加热过程中，井筒温度逐渐接近高产量条件下的井筒温度，最终产生温度反超，出现低产量条件下井口温度高于高产量条件下井口温度的现象[5]。通过结合水合物生成相态曲线和精确预测的测试井筒温压场，可以对测试期间管柱内水合物生成区域进行预测，测试管柱上的化学药剂注入阀下入深度进行计算，对测试期间水合物抑制剂注入量进行确定。

图2 LS17-X2井测试井筒温度场预测

2.1 水合物生成区域定量预测

将水合物相态曲线与不同测试产量下的井筒温度场相结合，将水合物相平衡时的温度-压力点，转换至井筒条件下的温度-深度点，通过将井筒内的温度-井深曲线和水合物相态曲线进行对比就可以得到井筒内的水合物生成区域，当水合物相态曲线在井筒温度曲线右侧时，2条曲线所包围的区域即为水合物的生成区域。该区域在纵向上长度越大，则水合物的生成区域越大；若在横向上宽度越大，则水合物的生成过冷度越大，水合物更容易生成，且水合物生成速率越快。由图3所示，该井不同产量下的井筒温度场曲线均与水合物相态曲线相交，图中阴影部分为测试产量为20×104m3/d时测试管柱内水合物的生成区域，为水深95～1 810 m范围，由于上部海水段的加温作用，水深95 m以上管柱处于水合物非生成区，同理可计算得出该井不同测试产量下的测试管柱内水合物生成区域，实验结果见表3。

图3 LS17-X2井测试水合物生成区域定量预测

表3 LS17-X2井测试管柱水合物生成区域预测

2.2 化学药剂注入阀下入深度设计

在节流放喷过程中，井筒内将充满天然气和少量地层水，天然气产量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。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。在关井状态下，井筒温度降低至与环境温度一致。由图2可知，预测关井期间泥线附近管柱内温度约为3.0 ℃，压力约为25.22 MPa，泥线附近有着约22.2 ℃的过冷度，水合物生成风险极大。将水合物相态曲线与测试关井期间的井筒温压场相结合，如图4所示，首先得出关井温度曲线与水合物相态曲线的交点1，再得出该温度点对应的压力点，即交点2，最后得出该压力点对应的井深，即交点3，则为化学药剂注入阀的临界下入深度，计算得出该井下入深度为2 200 m。为保证井下安全起见，一般在临界下入深度上附加100～150 m作为测试管柱上化学药剂注入阀的下入深度，同时也要综合考虑抑制剂注入量、注入压力等因素的影响，最终确定注入阀下入深度。

图4 LS17-X2井化学药剂注入阀下入深度计算

2.3 井筒水合物抑制剂注入量分析

采用热力学抑制剂法是目前用于水合物防治的最常用方法，深水测试液一般采用盐+乙二醇体系，放喷期间则采取注入甲醇进行水合物预防[8-9]。如图5所示，当在测试管柱中注入20%CaCl2、25%CaCl2、20%CaCl2+5%乙二醇、25%CaCl2+10%乙二醇和51%甲酸钾后水合物相态曲线向左移动，水合物非生成区扩大，不同测试产量下的水合物生成风险点被消除，有效预防和抑制了深水测试过程中水合物的生成。

图5 抑制剂注入对水合物相态曲线的影响

但盐作为水合物抑制剂会带来一系列腐蚀问题，另外在钻井液中使用时还要考虑到与其他钻井液成分的相容性，随着盐的浓度升高，钻井液性能维护及其调控愈加困难，醇具有冰点低、水溶性强、成本低、对水合物的抑制效果好的优点。深水气井测试作业中优先选用甲醇作为水合物抑制剂，但目前采用热力学抑制剂的防治方法应对措施单一，且动力学抑制剂亟待攻关，随之增多的深水高压井及高含水气井的测试，还存在抑制剂注入量大、难度高、制约因素多等问题亟待解决[10-11]。

2.4 地面油嘴水合物生成风险分析

根据该井不同测试产量、不同油嘴直径时的地面油嘴入口温度和压力数据，通过建立模型对该井测试期间地面油嘴流动状态进行了分析，计算结果表明，天然气沿地面流程流动时，在油嘴处温度骤降，而后在远离油嘴节流处附近温度迅速回升并逐步稳定[12-13]。将水合物相态曲线与地面流程温度场精确预测相结合，对地面油嘴处水合物生成风险进行了预测，见图6，图中油嘴1、2、3分别表示φ9.53、φ12.70、φ15.88 mm油嘴。由图6可知，油嘴后温压场曲线均与水合物相态曲线相交，表明在地面油嘴节流放喷后存在水合物生成风险，这与现场测试情况一致。该井测试期间更换油嘴时即从中取出少量天然气水合物，且油嘴下游管线管壁均由于低温而出现冰霜覆盖。结合井筒温压场曲线可建立井筒及地面水合物生成风险综合预测图版。

图6 井筒及地面水合物生成风险预测

3 现场应用

3.1 化学药剂注入阀下入深度

南海S4井为直井，井深约4 000 m，水深大于1 500 m，理论计算120×104m3/d以内清喷期间存在水合物生成风险，该井关井期间泥线附近温度为3～4 ℃，压力近70 MPa，泥线附近有着24～26℃的过冷度，水合物生成风险极大。现场作业时根据水合物相态曲线、不同产液量及不同产气量条件下的井筒温度压力曲线、井口温度压力、分离器含水率等实时数据，计算得出测试期间化学药剂注入阀下入深度为2 320 m，结合前期作业经验并考虑抑制剂注入压力影响，最终确定下入深度为2 450 m，测试期间通过持续注入水合物抑制剂，管柱内未发现水合物生成现象。

3.2 抑制剂注入现场应用

该井清喷测试初期在地面获得稳定产气和产水后，改为井下持续注入甲醇，注入的甲醇一部分会溶解在产出水中，一部分会挥发至天然气中，表4为不同测试产量及含水率条件下水合物抑制剂注入浓度、注入速度及注入压力参数，同时现场根据RCM监测情况，实时调节气井放喷产量，以控制井筒温度压力剖面，采用一开一关制度，降低水合物形成风险，根据海床面设温压监测装置，以适时监测是否有水合物产生，压井阻流管线和BOP腔内提前替入防水合物抑制剂，最终该井测试产量达100×104m3/d以上，表皮系数仅为0.2，成功保证了测试作业安全和地层产能有效评估。

同时地面油嘴未注水合物抑制剂时，在更换油嘴时发现油嘴内部有水合物生成。根据2.4分析结果，现场放喷期间在油嘴前地面管道处增加水合物抑制剂注入口，注入方式为连续注入3%～5%乙二醇，结果见图7。由图7可见，注入抑制剂前油嘴处压力在1.38～1.52 MPa之间较大幅度波动，在注入抑制剂后压力下降约13.6%，且油嘴后压力变动曲线随时间增长明显趋于平缓，表明水合物堵塞现象减弱，压力维持稳定，地面油嘴振动大幅降低，控制了测试期间地面油嘴处节流放喷风险。

表4 抑制剂注入参数表

图7 现场应用抑制剂注入前后油嘴处压力曲线

4 结论

1.针对深水气井测试天然气水合物生成风险高的特点，在井筒温压场精确预测的基础上，结合水合物相态曲线形成了水合物相态曲线综合应用技术，可对测试期间管柱内水合物生成区域进行定量预测，对测试管柱上的化学药剂注入阀下入深度进行计算，并对测试期间井筒及地面油嘴处水合物抑制剂注入量进行确定。

2.通过在南海深水气井的应用表明，测试期间化学药剂注入阀的深度计算准确，井筒及地面油嘴处水合物抑制剂注入量合适，综合应用测试作业工作制度等方法，确保了测试期间井筒及地面水合物的有效控制，保证了现场测试作业的成功实施。