深水气井测试流动保障研究

周雪梅，段永刚 （西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500）

何玉发 （中海油研究总院，北京 100027）

游媛，李果 （壳牌中国勘探与生产有限公司，四川 成都 610000）

邓科 （中石油西南油气田分公司川东北气矿，四川 达州 635000）

深水气井测试流动保障研究

周雪梅，段永刚 （西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500）

何玉发 （中海油研究总院，北京 100027）

游媛，李果 （壳牌中国勘探与生产有限公司，四川 成都 610000）

邓科 （中石油西南油气田分公司川东北气矿，四川 达州 635000）

目前国内外对深水气井测试的研究工作主要集中在深水钻完井、管柱受力分析和水合物预测方面，对于深水气井测试流动保障这一领域还未深入开展研究。从渗流理论出发，结合井筒流动模型和井筒温度模型，将形成的气藏-井筒耦合模型与预测水合物的p-T图统一起来，预测深水情况下水合物生成的位置比单纯的井筒模型预测结果更为精确。通过分析影响水合物形成的影响因素，给出多种情况下相应的防治措施，从而保障测试的顺利进行。以南海荔湾的某口井资料进行测试验证了该方法的合理性。

深水气井；气井测试；气藏－井筒耦合模型；水合物；流动

在深水气井测试过程中，水合物在井筒内出现是阻碍流体在管柱内顺畅流动的主要原因［1～3］，它将导致测试工作的失败甚至产生事故，造成不可估计的人力和财力上的巨大损失。国内外学者主要单纯地针对井筒进行研究，忽略了气藏和井筒的耦合，降低了其预测的准确性［1，3，8］。为此，笔者采用气藏和井筒耦合的方式建立并求解模型，与p-T（压力－温度）图结合来剖析测试过程中水合物生成的条件，并在该基础上利用编程的手段准确地定位出水合物形成的位置，以采取措施进行防治。

1 模型建立

深水气井测试时，流体会经历地层中的渗流和井筒内的流动两个过程。对地层段和海水段传热进行分段建模，通过离散方法获得总传热系数随井深的变化关系。之后建立气藏－井筒耦合模型后编程求解，并结合p-T图制定保障深水气井测试的合理方式。深水气井测试的管柱结构如图1所示。

1.1 渗流方程

图1 海上气井测试管柱结构图

1.2 井筒模型

2 井筒内流动保障分析

2.1 水合物形成条件和预测

天然气水合物的形成主要有3个条件：天然气中存在自由水；有足够低的温度和足够高的压力；有辅助条件，如气体流向突变而产生搅动、压力波动和晶核存在等。其中，过低的温度和过高的压力是深水气井测试过程中形成水合物的最主要因素。p-T图是一个常用的不同相对密度天然气形成水合物的压力－温度平衡曲线［8～11］，曲线的上方为水合物生成区，即天然气的温度压力点落在平衡曲线的上方则表示会形成水合物 （图2）。

从图2中可看出，水合物的形成受温度和压力控制，当气井井筒内压力为4000psi（1psi＝6894.75Pa）时，相 对 密 度 为0.6和0.7的天然气形成水合物的温度大约在74℉（23℃）和76℉ （24.4℃），当外界温度低于该临界温度时，测试井筒内就会生成天然气水合物。故温度越低、压力越高越容易形成水合物。深水海底通常低于10℃的温度以及从几兆帕到几十兆帕的测试过程中气井井筒压力很容易达到水合物生成条件。

图2 天然气水合物形成的压力－温度曲线

2.2 测试保障研究

根据上述原理，采用Matlab软件进行了程序设计，得到不同产量下的井筒温度曲线，如图3所示。

由图3可知，在同一产量下，井筒内的温度随着井深增加而增加，在泥线处会出现一拐点，泥线以上井深－温度关系呈反抛物线关系，而泥线以下则几乎呈直线关系；不同产量情况下，采用低产量测试模式，其井筒温度相对高产量的情形要低，如采用40×104m3／d的生产模式，在水深500m处测试管柱内的温度大约为10℃，而同一深度采用80×104m3／d生产的气井井筒温度则约为15℃。故采用较高产量进行测试可使井筒内温度处于较高水平，从而保障测试过程流动不受阻。

针对低产深水气井测试情况，无法通过提高测试产量来升高测试井筒内的温度，故需要结合同一产量下的温度、压力剖面与水合物生成的p-T相图分析，便可得到某产量下，在井筒的哪些深度处会形成天然气水合物，则相应地在该处设置水合物抑制剂注入点或者调整试气产量已达到保障深水气井测试流动顺畅的目的。

故针对天然气水合物的形成条件，可得到保障深水气井测试流动的方法有以下4种：①减少测试中天然气中的自由水量；②使气体流动温度上升到水合物形成的临界温度以上；③降低气体压力至水合物生成压力以下；④向气流中加入化学添加剂，减缓或抑制水合物的增长或聚集。

注入化学抑制剂是目前较常采用的方法，减少天然气中的自由水量也是抑制水合物生成的一个有效方法，降低压力和提高温度都需要在操作条件允许的范围内实施，故这两种方法较少采用。但采用较高产量进行测试可使井筒内温度处于较高水平，从而减少水合物形成的可能。

图3 不同产量下的井筒温度曲线

3 实例计算与分析

所选实例为南海荔湾的一口直井XX井，该井为深水高产气井，已完成测试并取得可靠测试资料。笔者对该井进行了测试工作制度的优化设计和水合物生成预测分析。其基本资料见表1。

表1 测试井 （层）基本参数表

针对20×104～160×104m3／d的测试产量，从预测的井筒温度、压力剖面 （图4）可知，测试流量低于30×104m3／d时，在750m井深以上部分的井筒温度低于水合物形成温度，容易形成水合物堵塞。因此，为了保障该深海气井测试工作的顺利开展，建议产能测试流量从40×104m3／d开始，按40×104、80×104、120×104、140×104、160×104m3／d顺序测试。

采用井筒温度场、压力场以及水合物形成的压力－温度图版，通过理论计算来预测不同产量情况下水合物能不能形成及形成的位置。由以上试验结果结合图4可以看出，水合物形成区域和产量的大小有直接关系，其根本原因是低产时管柱内压力高、温度低。但是随着试气量的增加，管柱内的压力也在降低，温度逐渐升高，使得水合物形成的面积减小。当气量增加到30×104m3／d以上时，井筒内形成水合物的可能性很小，因为在较高气量的开井工况下，井内流体温度远远高于水合物生成温度，故测试管柱内难以形成水合物。

图4 不同测试产量下的井筒温度剖面预测图

4 结论

1）建立了无限大气藏中一口直井的气藏-井筒耦合模型，并采用Matlab编程的方式对井筒压力场和温度场进行求解。

2）阐明了水合物生成的3个基本条件，为防止水合物生成给出了釜底抽薪的意见；结合p-T图对深水气井测试过程中水合物形成的因素进行了分析，并提出为保障测试顺利进行须使得井筒温度较高、压力较低的观点。

3）针对高产气井，提高测试气量是深水气井测试流动保障的关键；针对低产气井，采用气藏－井筒耦合模型结合p-T图的方法预测水合物形成的位置，并添加水合物抑制剂来保障测试顺利进行。

4）以南海荔湾的一口直井XX井为例进行研究，发现气井测试过程中，测试产量的大小会直接影响井筒内温度的高低，测试产量越大，井筒内温度越高，越不容易形成水合物；反之亦然。

［1］李建周，高永海，郑清华，等 .深水气井测试过程中水合物形成测试 ［J］.石油钻采工艺，2012，34（4）：77～80.

［2］何吉祥，段永刚，何玉发，等 .深水测试设计影响因素分析 ［J］.油气井测试，2013，22（2）：67～68.

［3］王志远，孙宝海，程海清，等 .深水钻井井筒中天然气水合物生成区域预测 ［J］.石油勘探与开发，2008，35（6）：731～735.

［4］Ozkan E，Raghavan R.Some new solutions to solve problems in well test analysis：Part 1-Analytical considerations［J］.SPE Formation Evaluation，1991，6（3）：359～368.

［5］Ozkan E，Raghavan R.Some new solutions to solve problems in well test analysis：Part 2-Computational considerations［J］.SPE Formation Evaluation，1991，6（3）：369～378.

［6］Ozkan E，Raghavan R.Some new solutions to solve problems in well test analysis：Part 3-Additional algorithms［J］.SPE28424，1994.

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［11］Botrel T，Isambourg P，Elf T F.Offsetting kill and choke lines friction losses，a new method for deepwater well control［J］.SPE67813，2001.

［编辑］ 黄鹂

The Flow Assurance of Deep W ater Gas-well Testing

ZHOU Xuemei，DUAN Yonggang，HE Yufa，YOU Yuan，LIGuo，DENG Ke (First Author's Address:School ofOil and Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu，610500，Sichuan，China)

At present，research on deepwater gaswell testingwas concentrated on deepwater drilling and completion，stress analysis on casing strings and hydrate prediction，but for deepwater gas-well flow assurance，itwas not deeply studied.Starting from percolation theory and integrated with wellbore flow modeland wellbore temperaturemodel，a reservoir-wellbore coupling mode was integrated with P-T diagram for hydrate prediction，which could be deployed for predicting the hydrate position in deepwater，its resultwasmore accurate that of a single wellboremodel.By analyzing the factors affecting the formation of hydrates，many appropriate preventivemeasures are provided to safeguard the smooth operation of the test.And data of a certain well in Liwan Oilfield of the South China Sea are used to verify that themethod is reasonable.

deepwater gas well;gaswell test;couplingmodel of gas reservoir-wellbore;hydrate;flow

TE375

A

1000-9752（2014）05-0149-04

2013-10-17

国家科技重大专项 （2011ZX05026-001-07）。

周雪梅 （1985-），女，2008年中南林业科技大学毕业，硕士生，现从事油气田开发与试井工作。