海洋钻井平台压井管汇注乙二醇参数优化

霍宏博，张启龙，李金泽，张磊，王文

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学（四川 成都610500）

2.中海石油（中国）有限公司 天津分公司（天津300459）

0 引言

天然气水合物在低温、高压状态下生成，也叫可燃冰，它在陆地冻土区与深海区被视为一种新型清洁能源[1-3]，近期中国的成功开发已引起世界石油行业重视，但天然气水合物堵塞节流压井管汇将对钻井安全产生严重的负面影响[4-8]。

天然气井发生溢流关井后放喷时，气体膨胀对外界做功吸收热量，使周围温度降低，低温高压状态使天然气水合物容易在节流管汇中形成并逐渐积累[9]，堵塞放喷通道。

虽然目前渤海油田钻井中并没有发生过因水合物堵塞节流压井管汇案例，但陆地油田管输过程中曾因水合物堵塞引发严重事故[10～12]。目前学者研究主要针对天然气管输过程中以及气井开发生产过程中水合物堵塞管道，例如，Solan 主要优选了水合物抑制剂[13]；Davies 研究了水合物颗粒成长的条件[14]。

对于在井喷放喷过程中管汇的堵塞研究较少，然而在井控过程中的天然气水合物堵塞存在高风险，墨西哥湾曾发生过钻井液中形成天然气水合物的险情[15]。抑制天然气水合物形成的方法主要有：脱水、提高温度、降低压力、化学抑制方法等。海洋钻井平台预防水合物形成的方法为注入乙二醇[16]，结合钻井现场特点，本文主要针对向节流压井管汇添加乙二醇抑制水合物方法，研究乙二醇注入时机、注入速度、注入量，保证在管汇中的乙二醇浓度以抑制水合物形成，防止管汇堵塞，为乙二醇注入提供了参数控制依据，为井控安全提供保证。

1 乙二醇对水合物抑制的实验分析

1.1 水合物形成条件实验设计

烃类组分与水分在适当的温度、压力条件下可形成半稳态固体化合物，水分子借氢键形成笼形结晶，气体分子受范德华力被包围在晶格中。不同组分天然气形成可燃冰的温度压力条件不同，一般来说，相同压力下天然气中甲烷含量越高，其形成天然气水合物的温度越低[17]。低浓度水合物颗粒间作用力小，黏度较低，可视做牛顿流体，随着水合物形成而浓度增加，水合物颗粒距离减小，转化为非牛顿流体状态。实验气体为X 油田气样，气体成分如表1所示。

表1 X油田气体成分

天然气水合物形成条件可通过实验室模拟得到[18-20]，通过实验对该井天然气样品的水合物形成模拟，设备示意如图1所示，可通过自动泵调节气体组分及液体组分的比例，高低温烘箱调节环境温度，并由传感器采集设备环境参数传输至计算机进行跟踪分析。在该实验中，气体体积分数为80%，温度保持-10 ℃，逐渐增加容器压力，至天然气水合物形成停止加压并记录，泄压；温度提高至-5 ℃，逐渐增加容器压力，至天然气水合物形成停止加压并记录，按照每次增加5 ℃的速度，重复实验过程至温度增加至25 ℃。将水合物形成的温度、压力绘制在坐标轴上可得到水合物形成的条件，如图2所示，该曲线上部区域可达到天然气水合物生成条件，曲线下方未达到水合物形成条件。

1.2 乙二醇对水合物抑制的实验分析

前人研究已将乙二醇作为海洋钻井平台管汇抑制天然气水合物形成的添加剂，可通过氢键吸收水分子从而除去引起水合物生成的水分子来抑制水合物，本研究针对不同成分乙二醇对水合物抑制作用进行优化选择。

图1 PVT实验设备

图2 天然气水合物形成环境

调整液体室成分，使乙二醇在液相组分中体积分数为：0、10%、20%、30%、40%，在不同体积分数下生产天然气水合物条件如图3所示，添加乙二醇后，可抑制天然气水合物形成，节流压井管汇中乙二醇体积分数越高，天然气水合物形成可能性降低。

图3 不同体积分数乙二醇对天然气水合物的抑制

2 天然气水合物在节流压井管汇中的形成条件

气体溢流关井后，为避免憋漏地层及井口设备破坏，需放喷降低井口套压。节流阀前压力、温度较高，放喷时，气体通过缩小的断面（阀门）产生强烈的涡流使压力降低，压缩气体经过节流阀体积膨胀做功吸热导致管汇内温度降低[21]。根据能量平衡方程[22]，节流前后的压力与流量的关系可由桑赫尔－克拉弗公式计算，见公式（1）。

流体通过阀件，动量守恒、质量守恒、能量守恒，高流速下，可忽略与外界的热交换，简化为等熵绝热膨胀。假设单相气体一维稳定流动，井筒内传热为稳定传热，节流后天然气经地热加热，采用公式（2）、（3）作为计算节流后温度（T）、压力（P）模型：

式中：Qg为流体流量，km3∕d；Ap1为阀件节流截面积，m2；T1为节流前温度，℃；Cd为流量系数；Z1为气体压缩因子；k为绝热指数；γ为天然气相对密度；g 为重力加速度，m∕s2；v 为气体流速，m∕s；β为节流前后压力比；ρ 为气体密度，kg∕m3；cp为气体热容，kJ∕（kg∕℃）；αj为导热率，m2∕h；vsg为气体表观流速，m∕s；Uto为总传热系数，W∕（m·℃）；rti，rto为管汇内、外径，m；ke为管汇传热系数，W∕（m·℃）；Tei为地层原始温度，K；f（tD）为无因次时间函数；ωt为总质量流量，kg∕s；z 为气体位置，m。

将乙二醇注入节流管汇可预防天然气水合物形成或清除已生成的天然气水合物[23-24]，目前较先进海洋钻井平台及国外多数天然气井的钻井设备的节流管汇都配备了乙二醇注入装置。

以额定工作压力700 bar的节流压井管汇为例，节流后通过除气器工作压力不大于10.5 bar，据公式（1）～（3），并参考环境条件及现场资料统计计算，天然气井在关井以及进行节流放喷作业过程中，节流阀上游、下游的压力温度分布如图4 所示。由图4可知，关井后未放喷前，管汇内温度较高，不会形成天然气水合物；放喷后，温度下降，压力下降，管汇内节流阀之前的流体开始具备天然气形成的条件，但当管汇中液体组分乙二醇含量超过20%，就不会形成天然气水合物；放喷后，管汇内经过节流的流体温度、压力均较低，天然气水合物形成，当管汇中液体组分乙二醇含量超过30%，就不会形成天然气水合物。

据此分析，关井后应立即向管汇内注入乙二醇，预防天然气水合物形成。

3 乙二醇注入参数选择

按照井控规范要求，压井排量为钻井排量的1∕3～1∕2，经统计，压井过程中控制节流阀使套压保持不变，即钻井泵注入井内与通过节流阀的流量大体相同[23,25]。

图4 节流压井管汇温度压力分布

以国外某公司生产的乙二醇注入装置为例，最大工作压力1 400 bar 时，其排量为1.9 L∕min，常压下，最大排量为9.0 L∕min。

例如，若放喷时通过节流阀的液量为20 L∕s，乙二醇注入量4 L∕s 就可以达到排出液体体积分数20%，当管汇压力较高时，设备注入量有限，无法保证乙二醇的有效添加，此时应按照设备可以达到的最大排量注入。

根据不同的放喷量，按照图5 中注入速度向管汇内注入乙二醇，可以保证管汇内有效含量，放喷时，按照固定排量注入，当达到该排量的额定压力之后，按照设备放喷压力下的最大排量注入。

图5 乙二醇注入参数推荐

4 结论和建议

综合以上分析，海洋天然气井钻井放喷时节流压井管汇中具备水合物形成的条件，乙二醇注入压井管汇可以有效预防天然气水合物形成，防止冻堵管线，保证压井畅通。因此有必要考虑水合物形成，并需配置相关设备，在实际应用中还有以下建议：

1）自然环境对天然气水合物也有影响，极寒天气可增大天然气水合物形成可能性。

2）需要根据不同天然气组分及放喷含液量对乙二醇注入量调整。

3）虽然关井后管汇不具备水合物形成条件，为确保放喷期间无水合物形成，气侵关井后要向管汇内入乙二醇。

4）放喷期间应以可达到的最大排量注入，放喷泄压后关井，还需按照图版向管汇内注入，使乙二醇形成一定的体积分数。