深水气田开发清井返排水合物风险评估与防控

罗泽利，曹波波，雷鸿，李波，杜庆杰

中海石油（中国）有限公司深圳分公司深水工程技术中心（广东 深圳 518000）

0 引言

我国海上油气勘探开发向越来越深的海域发展，随之也带来了一定的困难和挑战。由于深水泥线附近高压、低温的特点，使得深水油气井在生产过程在泥线附近易形成水合物，影响正常生产，给流动保障带来严重的威胁[1-2]。水合物的形成需具备两个必要条件：一是高压低温环境；二是天然气中有自由水，再加上气质组分中的酸性组分、管道的节流效应、压力波动等辅助条件。当流温低于水合物形成温度时，便会形成水合物，一旦形成水合物晶核，水合物将快速生长、聚集，并且形成致密堵塞，严重时将把井筒完全堵死[3-5]。近年来，有不少专家学者对水合物的形成原因、机理、危害及防治措施等进行了研究。陈光进等[6-7]通过建立水合物成核动力学机理、水合物生成诱导时间等模型对水合物的生成过程进行了研究，提出拟化学过程生成基础水合物，小分子气体在基础水合物中的拟Langmuir 吸附形成化学组成不恒定的水合物；李玉星等[8]、吴华丽等[9]通过数值和经典理论等方法判断水合物的形成，并形成了相应的计算理论和方法；朱福安等[10]、周厚安等[11]、Bruce 等[12]针对水合物堵塞问题探讨了水合物生成的原因,并提出了防治措施；刘陈伟等[13]、Odukoya 等[14]针对管道多相流体系中水合物的生成进行了分析，认为气体消耗速率与管道截面积、活化能、过冷度、系统压力、温度有关、Ebrahim 等[15]、刘云等[16]运用经典模型、改进人工神经网络模型等方法，并综合对比预测模型的优劣，对水合物生成的预测进行研究，为水合物防止提供了依据；也有国内外专家从基质方面分析水合物堵塞管道的原理，在油气水基体系中，引发水合物沉积堵管的机理分别是颗粒间的碰撞聚并、壁面膜生长黏附、水合物着床机理[17-20]。冯楠等[21]、马利锋等[22]、宫敬等[23]分析了水合物解堵方法，为水合物解堵提供了参考。本文以一口海上深水气井气藏地质、工程及井内产出流体组分数据和环境参数为模拟条件，基于P-R 状态方程、多相流理论，运用OLGA 软件建立热力水力学模型，对高产气井在清井返排过程中水合物生成条件及防治进行了研究，为深水气井清井返排及生产的水合物风险评估提供借鉴。

1 理论基础

1.1 状态方程

流体高压物性参数的状态方程，Peng-Robinson状态方程[24]：

式中:a为内聚力参数，是对比温度Tr和偏心因子ω的函数，K(ω)为偏心因子ω的函数，对于不同的ω，K(ω)的表达式分别为：

式中：b=0.077 80RTc/pc；p、pc分别为压力、临界压力，MPa；R为通用气体常数；T、Tc分别为温度、临界温度，K；V为摩尔体积，L/mol。

1.2 多相流方程

热力水力学研究采用的多相流方程为OLGA S 3 Phase[24]，该多相流方程基于挪威SINTEF大型实验室研究数据建立，适用于任意倾角、管径或流体物性的油、气、水三相管流。

2 模型建立

2.1 建模基本数据

某气井的主要井流物组分及含量、气油比、含水率、油藏主要参数，管柱参数，工作液类型与参数，环境参数等见表1。

表1 基本参数

2.2 数值模拟软件

本次模拟采用国际流动安全保障行业的成熟商业软件，运用PVTsim 进行井流物表征、井流物与不同质量浓度水合物抑制剂的水合物曲线计算；运用OLGA 软件针对流动安全保障专业的稳态、瞬态多相流热力水力学进行数值模拟。

用OLGA建立井底-水下采油树（泥线）-测试平台的热力水力学模型，进行稳态、瞬态多相流热力水力学计算，使用PVTsim 软件表征的井流物数据，图1为某井井身结构示意图，图2 为OLGA软件中建立的相对应的热力水力学模型示意图。

图1 某井井身结构示意图

图2 OLGA热力水力学模型示意图

2.3 初始、边界条件

2.3.1 某井清井返排的初始条件

1）如图3所示，流入动态（IPR）曲线作为井底的边界条件，测试平台的回压作为上部的边界条件（清井返排期间，测试平台的回压为689.476 kPa）。

图3 某井IPR 曲线图

2）阀门初始状态：井下安全阀、地面测试树主阀、生产阀和测试平台油嘴均处于关闭状态。

3）清井返排开始之前，井底至垂深1 500 m管段充满密度为1.13 g/cm3的完井液，垂深1 500 m 至测试平台管段充满密度为0.83 ～0.85 g/cm3的柴油，完井液与柴油均已冷却至环境温度。

4）清井返排主要阀门与响应逻辑：某井清井返排过程中，所使用到的阀门主要有井下安全阀、地面测试树主阀、地面测试树生产阀和测试平台油嘴管汇。阀门的响应逻辑见表2。

表2 阀门响应逻辑

2.3.2 清井返排与初始条件设置

清井返排初始条件的设置如下：

1）清井返排开始，井下安全阀、地面测试树主阀、生产阀和测试平台油嘴按照已制定的设置进行开启。

2）清井返排期间，测试平台的回压为689.476 kPa。

3）清井返排初始条件的产气量约20×104m3/d，含水率为5%，持续时间为10 h。

4）水合物抑制剂在清井返排开始后在井下（井斜深1 900 m）或泥线（井斜深770 m）持续注入。

3 清井返排水合物风险评估及管理策略

3.1 清井返排水合物风险评估

基于上述数据及条件，运用OLGA 软件进行模拟，得出某井的水合物生成曲线，如图4 所示，当管道中的温度与对应压力的数值落在水合物曲线的左侧，则有水合物生成风险；当温度与对应压力的数值落在曲线的右侧，则无水合物生成风险。

图4 某井水合物曲线

模拟计算注入不同质量浓度甲醇的水合物曲线，模拟结果如图5 所示。由图5 可知，甲醇的质量浓度越高，水合物生成临界曲线向左移动，即水合物生成风险越小。因此，持续注入一定质量浓度的甲醇可以使得井流物具有足够的水合物抑制性。

图5 不同质量浓度甲醇的水合物

3.1.1 开井清喷返排过程水合物风险评估

清井返排过程：排出柴油→柴油与完井液的混合物→完井液返排→井流物稳定产出。

在清井返排过程中（清井返排初始条件的产气量约为20×104m3/d，含水率为5%，持续时间为10 h），井底-泥线-测试平台的温度剖面如图6 所示。由图6 可知，从井底至到测试平台，流体温度先降后升，在泥线以上某一深度温度最低。因此，从泥线至测试平台管段是水合物生成的高风险区。

图6 清井返排瞬态温度剖面

为了对清喷返排过程中水合物生成风险进行评估，采用水合物过冷度（Subcooling）来量化水合物生成风险，水合物过冷度为该位置压力条件下的水合物形成温度与实际温度的差，水合物过冷度为负表示无水合物风险，水合物过冷度为正表示有水合物风险，按下式计算[27]：

式中：S为过冷度，℃；Teq为某位置压力条件下的水合物形成温度，℃；Tactual为某位置的实际温度，℃。

在初始条件下清井返排过程中，不同开井时间随深度变化的过冷度剖面曲线如图7 所示，过冷度曲线大于0 ℃右侧区域为水合物生成区域，由图7知，清井返排过程中，预测有水合物风险。

3.1.2 不同产量稳态温度与泥线位置冷却时间

1）不同产量稳态温度剖面与水合物生成风险评估。在40×104、80×104、100×104、120×104m3/d产气量下稳定生产6 h，井底-泥线-测试平台管段的温度剖面如图8 所示。由图8 可知，从泥线至测试平台管段仍是水合物生成的高风险区，其次，产气量越高，井底-泥线-测试平台管段的温度越高，越有利于防止水合物生成。

图8 井底-泥线-测试平台管段的温度剖面

将稳定生产6 h的温度剖面及对应压力与水合物曲线结合，评估水合物生成风险，如图9所示。由图9可知，在40×104、80×104、100×104、120×104m3/d的产气量下稳定生产6 h，管道中的温度与对应压力进入了水合物曲线的左侧，最低管段温度为9℃（40×104m3/d），因此，有水合物生成风险，需要注入水合物抑制剂，以保证整体管道具有足够的水合物安全余量。

2）不同产量稳态生产后关井水合物生成风险评估。分别以80×104、100×104、120×104m3/d 产气量下稳定生产6 h 后关闭测试平台油嘴，井下安全阀保持打开，泥线位置的温度变化如图10 所示，由图10 可知，关井后温度快速下降，1 h 后，不同稳产气量曲线均降至环境温度。

图10 不同产量关井后泥线位置温度变化

为评估关井后水合物生成风险，对产气量100×104m3/d 在稳定生产6 h 关井后泥线位置的冷却时间（关井前、后2、5、10、20 min）与水合物风险曲线结合进行评估，如图11 所示。由图11 可知，产气量100×104m3/d 在稳定生产6 h 关井后约13 min，泥线位置就会有水合物生成。

图11 关井后冷却时间与水合物风险评估

3.2 清井返排水合物风险治理策略

建议清井返排过程中水合物风险安全余量至少5℃，经过模拟不同阶段不同含水率（5%、10%、15%和20%）情况下，以不同的甲醇注入速率可满足防止水合物生成要求（表3）。

表3 不同情况下防水合物生成的甲醇注入速率

某井水深超750 m，清井返排最大气量超120×104m3/d，清井返排过程中，按照该措施进行实施，有效预防了水合物生成，并成功完成深水高气量清井返排。

根据不同的抑制机理，可将水合物抑制剂分为4类：热力学抑制剂、动力学抑制剂、防聚剂和复合型抑制剂。热力学抑制剂主要通过改变天然气分子和水分子的热力学平衡，防止天然气水合物生成。测试作业中常用热力学抑制剂，主要包括甲醇和乙二醇。对于水合物生成的抑制效果主要取决于水合物抑制剂摩尔分数的大小。甲醇的相对分子质量小于乙二醇，因此在相同的质量分数时，甲醇的摩尔分数高于乙二醇的摩尔分数，抑制效果优于乙二醇。

1）由于甲醇的水合物抑制效果较好，在深水气井测试作业前，通常向井内预先注入适量抑制剂，作为气井测试启动时水合物的预防。在测试放喷过程中，同时在化学药剂注入阀、水下测试树和地面油咀管汇处大排量注入甲醇。但是在钻井作业中，大量使用甲醇可能会导致钻井液密度降低，致使控压钻井难度增大，因此通常使用乙二醇和无机盐。

2）节流控制。主要通过节流装置调节流体的压力和温度，地层流体通过节流装置后温度降低，低于水合物相平衡温度后节流位置有水合物生成风险。因此，地面测试流程通常采用两级或三级节流的方式，逐步降低地层流体的温度，不会因为温度迅速降低而导致水合物的加速生成。

3）加热保温。天然气压力不变，如能够保持温度在水合物生成温度以上，就不会生成天然气水合物。测试管柱采用保温管以降低井筒内的径向传热，改善井筒温度场提升井筒温度，抑制水合物生成；测试流程采用加热器及同心蒸汽保温管，提高地层流体的温度至水合物生成温度以上。

4）测试工艺。根据井口温度压力监测情况，通过测试工作制度调节实时调整测试放喷产量，控制井筒温压剖面及测试地面流程温压条件，防止水合物生成。避免采用地面小流量流动井下钢丝作业取样，其可能会导致井筒温度降低，井口压力逐渐升高，从而导致水合物的生成。

5）机械清管。井筒或地面流程发生水合物冻堵时，关井泄压通过机械方式进行解堵，例如井筒冻堵采用连续油管磨铣的方式解堵。

4 结论与建议

以P-R 状态方程、多相流方程为理论基础，以实际气田环境参数和该油田的一口气井的数据作为模拟条件，运用OLGA软件进行模拟计算，评估高产气井在清井返排过程水合物生产风险。

1）在深水气井清井返排过程中，从泥线至测试平台管段是水合物生成的高风险区，产气量越高，越有利于防止水合物生成。

2）持续注入一定质量浓度的甲醇可以使井流物具有一定的水合物抑制性，且甲醇的质量分数越高，水合物生成风险越小。

3）以不同产量稳态生产后关井后温度快速下降，1 h后，不同稳产气量曲线均降至环境温度，有水合物生成风险。

4）在不同阶段不同含水率情况下防止水合物生成，需控制不同的甲醇注入速率，含水率越高，甲醇的注入速率要求越高，来抑制水合物的生产，并且建议在关井前保持井下持续注入水合物抑制剂。

5）在水合物生成风险高的井，尤其对于气井，关井前、关井后及开井前均需重视水合物形成，并采取措施有效防止水合物生成。