深水气井测试条件下井筒水合物生成及浅层水合物分解的环空保护液导热系数

步玉环 景韶瑞 杨恒 郭胜来 柳华杰 刘合兴

摘要：針对南海海域可能钻遇浅层水合物，且在深水井测试过程中井筒生成天然气水合物造成井筒堵塞的难题，从环空保护液的角度出发，以南海某深水气井为例，采用数值模拟方法，研究深水气井测试时不同产量下不同环空保护液导热系数对井筒生成水合物和浅层水合物分解的影响。结果表明：环空保护液导热系数越低，井筒生成水合物的临界测试产量越低，当环空保护液导热系数低至0.10 W/（m·℃）时，可满足产量5×10⁴m³/d，井筒内不生成水合物；随着环空保护液导热系数降低，井筒外缘温度随之降低，浅层水合物越不容易发生分解；现场测试产量下的井口温度与模拟结果误差均小于5%，验证了计算模型的可行性。

关键词：深水气井； 环空保护液； 井筒生成水合物； 浅层水合物分解

中图分类号：TE 256 文献标志码：A

引用格式：步玉环，景韶瑞，杨恒，等.深水气井测试条件下井筒水合物生成及浅层水合物分解的环空保护液导热系数［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（1）：81-88.

BU Yuhuan， JING Shaorui， YANG Heng， et al. Influence of thermal conductivity of annular protective fluids on wellbore hydrate formation and hydrate decomposition in shallow formation during deep-water drilling and well testing［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（1）：81-88.

Influence of thermal conductivity of annular protective fluids on

wellbore hydrate formation and hydrate decomposition in shallow

formation during deep-water drilling and well testing

BU Yuhuan^1，2， JING Shaorui^1，2， YANG Heng^1，2，  GUO Shenglai^1，2，  LIU Huajie^1，2， LIU Hexing³

（1.Key Laboratory of Unconventional Oil & Gas Development （China University of Petroleum （East China））， Ministry of Education， Qingdao 266580， China;

2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China;

3.CNOOC China Limited， Zhanjiang Branch， Zhanjiang 524057， China）

Abstract： During deep-water drilling of hydrate bearing formations， natural gas hydrates in near wellbore formation can decompose， and in well testing or production of deep-water oil and gas reservoirs， hydrates can be formed in wellbore， causing blockage. Special annular protective fluids can be used to mitigate those problems.In this study， taking a deep-water gas well in the South China Sea as an example， a numerical simulation method was used to study the influence of the thermal conductivity of annular protective fluids on wellbore hydrate formation and shallow hydrate decomposition under different drilling and well test conditions. The simulation results indicate that the lower the thermal conductivity of the annular protective fluid， the lower the critical gas production rate for hydrate generation in wellbore. When the thermal conductivity of the annular protective fluid is as low as 0.10 W/（m·℃），the critical gas rate for no hydrate generation in wellbore can be reduced to 5×10⁴m³/d. Low thermal conductivity of the annular protective fluid is also beneficial to reduce heat transfer between wellbore and nearby rock formation， which can inhibit hydrate decomposition during drilling when drilling fluid with higher temperature is used. The accuracy of the simulation model has been verified by comparing the wellhead temperature measured during field gas production testing with the simulation results， with errors being less than 5%.

Keywords：deep-water gas wells; annular protective fluid; wellbore hydrate formation; shallow formation hydrate decomposition

深海油气勘探开发生产过程中，热量通过井筒向四周扩散，致使井筒流体温度逐渐降低，可能导致井筒内天然气水合物的生成，堵塞井筒^［1-2］；当浅层存在水合物，可能引起浅层水合物发生分解，造成气涌、气侵，影响井壁和地层稳定，甚至引发安全事故^［3-5］。自20世纪80年代起，国内外学者就对预防井筒生成水合物的问题进行了大量研究。Wang等^［6］和Sun等^［7］针对井筒内容易形成天然气水合物的问题，开发了井筒温度、压力和水合物形成区域预测方法；BJ Services公司先后研究和现场应用了两代水基环空保护液，即ABIF和ATIF，在预防天然气水合物的生成等方面起了关键作用^［8-10］；郭道宏^［11］采用保温涂层材料对油管进行保温，并取得了一定的现场效果；李琦钰等^［12］采用隔热套管，通过计算套管下深来实现井筒保温。上述方法虽然都有一定的效果，但隔热套管价格昂贵，隔热涂层干透的标准无法判断，且目前的环空保护液的研究往往停留在降低其导热系数方面，而很少有通过相关计算研究其对实际井筒的保温能力、井筒生成水合物和浅层水合物分解的影响。笔者以中国南海深水某气井测试制度下得到的数据为例，提出在深水气井测试过程中采用环空保护液来减少海水以及地层与井筒之间的传热，并根据数值计算结果确定低产量下井筒内不生成水合物时最佳的环空保护液导热系数，从而最大化地实现井筒保温，降低在泥线处形成天然气水合物的风险。

1 深水气井井筒温度-压力计算模型

1.1 井筒温度计算模型

在深水气井的生产过程中，流体从井底向井口流动，在流动过程中热量逐渐散失，根据中国南海深水某井的井身结构，井筒流体携带的热量在径向上依次传递给油管、a环空、油层套管、b环空、技术套管、c环空、表层套管、水泥环并最终传递至地层（图1），当井筒外缘温度过高时可能引起浅层水合物的分解。

在计算井筒流体传热过程中，假设^［13-15］：①井筒流体的热量在井筒内为径向传递，为一维流动，不考虑轴向热量传递；②井筒流体的热量从井筒内至二界面（水泥环与地层的交界面）为稳定传热，二界面至地层深处为非稳态传热；③忽略井筒流体化学能之间的转化。

在井筒内，单位时间内微元段深度dz的热损失为dQ，井筒中心到井筒外缘的稳态传热方程为

dQ=2πr₂U（T_f-T_h）dz.    （1）

其中

式中，T_f为井筒内热流体温度，℃；T_h为井筒外缘温度，℃；U为单位长度井筒总传热系数，W/（m·℃）；r_oilin、r₁、r₃、r₅、r₇和r₉分别为油管、油层套管、技术套管、表层套管、导管、隔水管的内径，m；r_oilout、r₂、r₄、r₆、r₈和r10分别为油管、油层套管、技术套管、表层套管、导管、隔水管的外径，m；λ₀、λ₁、λ₂、λ₃、λ₄和λ₅分别为油管、油层套管、技术套管、表层套管、导管、隔水管的导热系数，W/（m·℃）；λ_a1、λ_a2、λ_a3、λ_a4和λ_a5分别为油管与油层套管之间、油层套管与技术套管之间、技术套管与表层套管之间、表层套管与导管之间、油管与隔水管之间环空物质的导热系数，W/（m·℃）；i为某一微元段井深，m；h₁为水深，m；h₂、h₃、h₄和h₅分别为导管、表层套管、技术套管和油层套管的下深，m。

井筒外缘至井筒外环境的非稳态传热方程为

式中，λ_e为导热系数，泥线以上为海水导热系数，泥线以下为地层导热系数，W/（m·℃）；T_e为环境温度，泥线以上为海水温度，泥线以下为地层温度，℃。

f（t）为地层热传导时间函数^［16］，表达式为

式中，α为地层热扩散系数，m²/s；t为热扩散时间，s。

以井口为坐标原点，单位时间流入和流出微元段的热量分别为Q（z）和Q（z-dz），微元段内熱损失为dQ，由能量守恒得

Q（z）=Q（z-dz）+dQ.    （4）

其中

式中，c_pm为流体定压比热容，J/（ kg·℃）；

w_t为井筒流体质量流量，kg/s。

由式（1）和（4）可得

依据井身结构将井筒划分为若干井段，在井段入口处z=z_in，其边界条件为

T_f=T_fin， T_e=T_ein.

式中，z_in为井段入口端井深，m；T_fin为井段入口端井筒流体温度，℃；T_ein为井段入口端地层温度，℃。

结合边界条件以及式（7）耦合得到井筒温度场方程为

T_fout=T_eout-exp（B（z_out-z_in））（T_eout-T_fin）.    （6）

其中

式中，T_eout和T_fout分别为井段出口端环境和流体温度，℃；z_out为井段出口端井深，m。

1.2 井筒压力计算模型

高压是天然气水合物生成的必要条件之一，若想预测井筒内天然气水合物的生成区域，就必须计算出井筒内部压力场。与温度场计算相似，取单位井深微元控制段dz，深度相同位置的流体物理性质相同。海洋气水同产井井筒压力控制方程^［17-19］为

其中

李琦钰等^［11］通过实验获得了不同井筒压力下水合物生成的临界温度，并将水合物生成的井筒压力与井筒温度拟合，得到水合物相态温度曲线。拟合结果为

p′=3.3163exp（0.0774T′）.    （8）

式中，p′为井筒压力，MPa；T′为井筒温度，℃。

依据井筒温度模型可以计算不同条件下的井筒流体温度随深度的分布；依据井筒压力模型可以计算出井筒流体压力随深度的分布，结合天然气水合物的临界温压条件可以得到不同井深的水合物生成的相态温度。结合不同井深的水合物生成的相态温度和井筒流体温度可以判断该深度是否生成水合物。

计算井筒温度和压力分布时，将井筒划分为若干微元段，确定边界条件与初始条件，由井底往上进行迭代计算，上一个微元段的计算结果是下一个微元段的初始条件，最终得到井筒的温度和压力分布，计算流程如图2所示。

1.3 模型验证

依据现场所给资料，南海某气井在2019年进行测试，该井的井身结构参数如表1所示。套管、地层和水泥环导热系数分别为57、1.72和0.933 W/（m·℃），生产时间为0.25 d，水深1833 m，泥线、海面和井底地层温度分别为2.4、20和65 ℃，地温梯度为5.4 ℃/100 m。采用本文中模型模拟计算测试制度下不同产量时的井口温度与实测数据对比见表2。

由表2可得，模型计算结果与实测数据对比，误差均小于5%，平均误差2.81%。验证了计算模型的可行性。

2 环空保护液导热系数对井筒水合物生成及浅层水合物分解评估

以1.3节中的南海某深水气井为例，模拟計算环空保护液导热系数对测试制度下井筒水合物生成及浅层水合物分解的影响。海水温度分布^［20-22］为

式中，T_sea为海水温度，℃；h为海水深度，m；T_s为海水表面温度，℃；a₀=-130.13719，a₁=39.39839，a₂=2.30713，a₃=402.73177。

2.1 环空保护液导热系数对井筒生成水合物的影响

在使用常规环空保护液（导热系数0.62 W/（m·℃）^［23-25］）测试条件下，根据测试制度下气井产出量设计6种不同产量，依据井筒温度模型计算不同产量下的井筒流体温度随深度的分布，如图3所示。

由图3可得，泥线1833 m以下，从井底至泥线，井筒流体温度逐渐降低，产量越低，井筒流体温度降低幅度越大；泥线以上，随着深度减小，井筒流体温度逐渐降低，且产量越低，井筒流体温度越低。将天然气水合物相态温度曲线和各产量的井筒流体温度曲线相结合，由此可确定出天然气水合物分布区域，水合物相态温度曲线左侧（阴影部分）即为天然气水合物的生成区域，水合物的生成区域中两曲线的横向差值为天然气水合物的过冷度，横向的最大差值为最大过冷度。产量分别为5×10⁴、10×10⁴、15×10⁴m³/d时，井筒流体温度线与水合物相态温度线相交，存在井筒流体温度低于水合物相态温度的井段，该井段会生成水合物。产量为30×10⁴、60×10⁴、90×10⁴m³/d时，井筒流体温度线与水合物相态温度线不相交，且产量越大，井筒流体温度曲线距离水合物相态温度线越远，即越不容易生成水合物。

由图3得到的不同产量下水合物生成井段及所对应的井筒流体温度范围和最大过冷度，如表3所示。由表3可知，产量越低，水合物生成井段越长，最大过冷度越大。

因为应用现场所使用的环空保护液满足不了低产量（5×10⁴、10×10⁴、15×10⁴m³/d）时井筒中不生成水合物的要求，因此探究BJ Services公司研制和现场应用的第一代环空保护液ABIF（导热系数0.52 W/（m·℃））和第二代环空保护液ATIF（导热系数0.35 W/（m·℃））对井筒内生成水合物的影响。图4为使用第一代环空保护液ABIF和第二代环空保护液ATIF之后不同井深的井筒流体温度分布。

由图4可以看出：在使用了第一代环空保护液ABIF后产量为5×10⁴、10×10⁴、15×10⁴m³/d时，以及使用第二代环空保护液ATIF之后产量为5×10⁴、10×10⁴m³/d时，仍存在井筒内热流体温度低于水合物相态温度的井段，但是相比较常规环空保护液，井筒流体温度曲线明显右移，使用ABIF和ATIF之后水合物生成井段分别最大减小了286和487 m，且最大过冷度明显下降；图4（b）中在产量为15×10⁴m³/d时，水合物相态温度线与井筒流体温度线不相交，说明在导热系数为0.35 W/（m·℃）、产量超过

15×10⁴m³/d時井筒内都不会生成水合物，井筒保温效果大大提高。

不同产量下水合物生成情况如表4所示。

通过对比常规环空保护液、ABIF和ATIF对井筒水合物生成的影响，可以看出：环空保护液的导热系数越小，水合物生成井段越短，且在低产量情况下越不容易生成水合物。由于3种环空保护液均不能满足低产量（5×10⁴、10×10⁴m³/d）下井筒内不生成水合物，故通过模拟计算，调试出可以满足低产量时的不生成水合物的环空保护液导热系数。综合分析图3和4可得，环空保护液导热系数越低，井筒内越不容易生成水合物。

以第二代环空保护液ATIF导热系数0.35 W/（m·℃）为基础，对低于该基础导热系数的环空保护液导热系数进行研究，得到不同环空保护液导热系数下的井筒流体温度，如图5所示。由图5可知：产量为10×10⁴m³/d条件下，在导热系数为0.27 W/（m·℃）时，水合物相态温度线仍与井筒流体温度线相交，所以将导热系数继续进行下调，在导热系数为0.25 W/（m·℃）时两线不相交，因此环空保护液导热系数须小于等于0.25 W/（m·℃）时井筒内才不生成水合物；产量为5×10⁴m³/d条件下，在导热系数为0.10 W/（m·℃）时水合物相态温度线与井筒流体温度线不相交，因此环空保护液导热系数须小于等于0.10 W/（m·℃）时井筒内才不生成水合物。

2.2 环空保护液导热系数对浅层埋藏水合物分解的影响

依据该气井测试制度下浅层水合物（A、B、C、D）4处深度位置的地层压力，根据式（10）计算得出该深度浅层水合物相态温度，如表5所示。

产量越高，井筒温度越高，当井筒外缘温度大于浅层水合物相态温度时，浅层水合物发生分解。不同产量下4个水合物深度位置的井筒外缘温度分布如图6所示。

由图6可以看出：不同产量下，常规环空保护液、第一代环空保护液ABIF以及第二代环空保护液ATIF均能满足浅层水合物不发生分解；越接近泥线的位置（浅层水合物A）越不容易发生浅层水合物分解，井筒入泥越深井筒外缘温度越接近水合物相态温度，可能引起浅层水合物发生分解；环空保护液的导热系数越低，井筒外缘温度越低，越不容易发生浅层水合物分解。

3 结 论

（1）在深水井深层油气的测试过程中，井筒流体温度随深度降低而逐渐减小，产量越低井筒温度越低，井筒内越容易生成水合物；环空保护液导热系数越低，井筒温度越高，水合物生成井段越短，越不容易生成水合物。

（2）对于南海某气井采用3层套管（油层套管-技术套管-表层套管）的井身结构，与常规环空保护液相比，产量为15×10⁴m³/d时，使用ABIF后水合物生成井段最大减小了286 m；产量为10×10⁴m³/d时，使用ATIF后水合物生成井段最大减小了487 m。测试过程中，当环空保护液导热系数为0.10 W/（m·℃）时，可满足产量低至5×10⁴m³/d时井筒内不生成水合物。

（3）水合物埋藏深度越深，井筒外缘温度越接近水合物相态温度，浅层水合物越可能发生分解。环空保护液导热系数越低，保温效果越好，井筒外缘温度越低，浅层水合物越不容易发生分解。

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（编辑 李志芬）