超深高溫高壓氣藏水合物預(yù)測(cè)及防治

吳亞紅，孫晨曦，張 寶，陳 慶，尹學(xué)琴，于雯汀，呂兆蘭

1中國(guó)石油大學(xué)(北京)，北京

2海洋石油工程股份有限公司，天津

3中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒

1. 引言

天然氣水合物是由水和烷烴氣體在天然氣開(kāi)采過(guò)程中達(dá)到一定的壓力和溫度下形成的籠型化合物[1]，在游離水和酸性氣體存在時(shí)極易形成[2]。氣井生產(chǎn)過(guò)程中導(dǎo)致水合物生成的因素很多，包括緩蝕劑、腐蝕殘留物以及鉆完井產(chǎn)生的廢棄物。水合物的生成可能產(chǎn)生嚴(yán)重的安全隱患，出現(xiàn)氣井堵塞、壽命變短、停產(chǎn)、液體滑脫或油管粗糙度增加，甚至造成安全事故的發(fā)生。這些問(wèn)題都阻礙了我國(guó)天然氣工業(yè)的蓬勃發(fā)展，尤其是高溫高壓氣田，因其工況復(fù)雜，開(kāi)發(fā)一直面臨極大的技術(shù)挑戰(zhàn)，保障開(kāi)發(fā)的安全和高效尤為重要，這就需要對(duì)開(kāi)發(fā)方案進(jìn)行嚴(yán)格的設(shè)計(jì)和把控。天然氣水合物的生成預(yù)測(cè)及防治是采氣工程方案的重要組成部分，是高溫高壓氣田開(kāi)發(fā)實(shí)施的基礎(chǔ)，只有掌握水合物的形成規(guī)律，才能開(kāi)展有針對(duì)性的防治措施，降低風(fēng)險(xiǎn)，快速收回投入[3]。

針對(duì)天然氣水合物的生成預(yù)測(cè)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者們進(jìn)行了大量的研究。Van der Waals 等學(xué)者通過(guò)Langmuir 氣體吸附理論建立了VDWP 水合物預(yù)測(cè)模型，后人消除了此模型的誤差并建立了水合物相平衡模型[4] [5] [6] [7] [8]。Parrish 和Pransnitz 對(duì)VDWP 模型做了改進(jìn)，提出了一個(gè)簡(jiǎn)單的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式來(lái)計(jì)算Langmuir 常數(shù)，建立了更為實(shí)用的方法利用經(jīng)典熱力學(xué)方法[9]。Javanmardi 和Jafar 等簡(jiǎn)化并改進(jìn)了Parrish-Pransnitz 模型，提出了無(wú)需閃蒸計(jì)算的新模型[10]。Ballard 等學(xué)者在對(duì)髙壓條件下水合物的預(yù)測(cè)中引入客體分子這一特性因素對(duì)水合物晶格的影響[11]，進(jìn)一步提高了高壓狀態(tài)下水合物的預(yù)測(cè)精度。陳光進(jìn)[12] [13] [14] [15] [16]等學(xué)者依據(jù)前人在天然氣水合物生成方面的研究及理論，建立了三相平衡閃蒸新模型，該模型可以在氣-液-固水合物體系中進(jìn)行應(yīng)用，預(yù)測(cè)效果更加精確且操作更加簡(jiǎn)單方便。

天然氣水合物防治通常從破壞水合物形成條件出發(fā)，采取以下幾種常用措施。1) 除水法[17]：通過(guò)去除水組分來(lái)抑制水合物生成，該方法不適用于井下連續(xù)出水的氣井。2) 加熱法[18]：通過(guò)對(duì)井筒進(jìn)行加熱，使井筒內(nèi)溫度高于水合物臨界平衡溫度。該方法的運(yùn)用存在一定技術(shù)難度，即不易確定水合物堵塞的準(zhǔn)確位置。3) 化學(xué)添加法[19]：通過(guò)注入甲醇等抑制劑，改變水合物形成的熱力學(xué)條件，減少水合物生成，但該方法可能會(huì)造成嚴(yán)重的污染問(wèn)題。4) 降壓法[20]：通過(guò)降低井筒或輸送管道壓力，抑制水合物的生成。近年來(lái)，井下節(jié)流工藝已成為水合物防止研究的熱點(diǎn)[21]。井下節(jié)流工藝是降壓法的一種，能達(dá)到降低流動(dòng)壓力、防止水合物生成、降低地面設(shè)備壓力等級(jí)的目的[22]，但該方法缺少在超深高溫高壓天然氣井中應(yīng)用的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)及可行性研究。

由此可見(jiàn)，目前國(guó)內(nèi)對(duì)于超深高溫高壓氣井水合物研究還沒(méi)有形成一個(gè)完整的理論和技術(shù)體系[23]，因此研究高溫高壓氣井水合物的成因，準(zhǔn)確預(yù)測(cè)水合物的生成位置，采取有針對(duì)性的水合物防治工藝，對(duì)超深高溫高壓氣田的穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)具有積極的指導(dǎo)意義。本文采用PIPESIM 節(jié)點(diǎn)分析軟件，建立超深高溫高壓氣井的組分模型，對(duì)氣井井筒壓力與溫度分布、水合物生成臨界溫度-壓力曲線、水合物形成位置進(jìn)行了預(yù)測(cè)，模擬研究了產(chǎn)氣量、油管尺寸、地層壓力三項(xiàng)敏感性參數(shù)對(duì)水合物生成的影響，確定最佳的配產(chǎn)方案。同時(shí)研究了井下節(jié)流降壓的水合物防治技術(shù)，從而從井筒就開(kāi)始對(duì)水合物做好預(yù)測(cè)和防治工作，解決了水合物防治在超深、高溫、高壓條件下的技術(shù)難題，研究成果指導(dǎo)并應(yīng)用于塔里木油田克深區(qū)塊開(kāi)發(fā)方案的編制，對(duì)類似氣藏水合物預(yù)測(cè)及防治具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義。

2. 水合物預(yù)測(cè)

2.1. 水合物成因分析

天然氣水合物是指在一定系統(tǒng)壓力下，天然氣溫度大于水的冰點(diǎn)時(shí)生成的籠型分子化合物，用“水合溫度”來(lái)描述水合物生成的溫度[24]。水合物的生成與自由水的存在以及天然氣中各組分含量密切相關(guān)。天然氣中的自由水會(huì)在天然氣溫度降至露點(diǎn)溫度以下時(shí)析出，凝析出自由水是水合物生成的前提條件。

溫度和壓力條件對(duì)于天然氣水合物的生成也極為重要。在系統(tǒng)中，當(dāng)相應(yīng)的水合物分解壓力小于系統(tǒng)壓力時(shí)，氣體中的自由水和天然氣的組分或就會(huì)有天然氣水合物生成，各組分逸度關(guān)系為[21]：

天然氣組分的不同，意味著其相對(duì)密度也不盡相同，天然氣相對(duì)密度比較高的時(shí)候更容易形成水合物。綜上，天然氣水合物的形成條件為[5]：

1) 高壓。一定溫度下，存在水合物生成壓力的臨界值，一旦井筒中氣體壓力超過(guò)該臨界值，水合物就會(huì)生成。因此防治水合物的要點(diǎn)在于將壓力控制在該溫度的水合物臨界壓力以下。這一條件對(duì)高壓氣田是十分不利的，意味著高壓氣田水合物生成風(fēng)險(xiǎn)高。

2) 溫度低于給定壓力下的水合物臨界溫度。一定壓力下，水合物存在臨界溫度，若井筒溫度低于該臨界值，水合物就會(huì)生成。天然氣由氣藏流向井口的過(guò)程中溫度會(huì)不斷下降，尤其是對(duì)于深井而言，溫度降低會(huì)更加明顯。因此，即使是高溫氣藏，一旦溫度降低至水合物生成臨界溫度以下，仍會(huì)有水合物生成。

3) 天然氣含水，且過(guò)飽和。天然氣在井筒中流動(dòng)過(guò)程中，當(dāng)溫度下降到露點(diǎn)溫度以下，天然氣中就會(huì)有凝析水產(chǎn)生。

4) 輔助因素，如：井筒中氣體流速高或存在壓力擾動(dòng)；酸性氣體(如H2S 和CO2)的存在；氣流方向不穩(wěn)定導(dǎo)致渦流；種子晶體的誘導(dǎo)。

2.2. 水合物預(yù)測(cè)

以塔里木油田KS 9 井為例，儲(chǔ)層平均埋深約7500 m，地層壓力125.74 MPa，溫度為178.06℃，日產(chǎn)氣量30 × 104m3/d，氣藏屬高溫、高壓、超深氣藏。主體油管3 1/2 in，射孔中深7433.14 m，采用PIPESIM軟件模擬建立物理模型，輸入氣藏參數(shù)和油管參數(shù)，建立模型如圖1 所示。

Figure 1. Schematic diagram of gas well hydrate simulation model圖1. 氣井水合物模擬模型示意圖

選擇Hagedom and Brown 流動(dòng)相關(guān)式，設(shè)置組分模型，輸入天然氣各組分的摩爾百分比，經(jīng)天然氣組分閃蒸后得到包絡(luò)相圖，如圖2 所示，閃蒸前后各組分含量如表1 所示。通過(guò)閃蒸計(jì)算即求得在既定系統(tǒng)總組成的情況下，一定溫度、壓力條件下，達(dá)到平衡的氣液兩相組成與數(shù)量之比。開(kāi)始閃蒸計(jì)算，確定了油藏條件下的飽和水含量為2.102%。

Figure 2. Phase diagram of natural gas components圖2. 天然氣組分相圖

Table 1. Contents of each component before and after natural gas flash evaporation表1. 天然氣閃蒸前后各組分含量

在建立組分模型的基礎(chǔ)上，運(yùn)行相應(yīng)日產(chǎn)氣量條件下的溫度剖面和壓力剖面，得到井筒溫度、壓力梯度曲線，如圖3、圖4 所示。改變輸出參數(shù)，模擬得到基于相圖的水合物生成圖像，如圖5 所示。隨著井深增加井筒內(nèi)壓力、溫度和水合物生成臨界溫度大小如表2 所示。

Figure 3. Wellbore temperature prediction圖3. 井筒溫度預(yù)測(cè)

Figure 4. Wellbore pressure prediction圖4. 井筒壓力預(yù)測(cè)

Figure 5. Temperature-pressure relationship curve based on phase diagram圖5. 基于相圖的溫度-壓力關(guān)系曲線

Table 2. Data sheet of wellbore temperature pressure and hydrate formation temperature表2. 井筒溫度壓力及水合物形成溫度數(shù)據(jù)表

由圖5 和表2 分析可知，在井口附近，水合物的生成曲線與溫度-壓力曲線之間存在交點(diǎn)，有水合物生成。生產(chǎn)過(guò)程中距離井口越近，生成水合物越嚴(yán)重。繪制水合物生成溫度及井筒內(nèi)流體溫度隨深度的變化曲線如圖6 所示。

Figure 6. Temperature distribution of fluid in wellbore and temperature distribution of hydrate formation圖6. 井筒內(nèi)流體溫度分布與水合物生成溫度分布圖

由圖6 可知，井下80 m 向上有水合物生成，應(yīng)采取適當(dāng)?shù)乃衔锓乐喂に嚒?/p>

3. 影響井筒水合物生成的敏感性因素分析

應(yīng)用PIPESIM 軟件對(duì)影響水合物生成的主要因素進(jìn)行定量分析，討論不同敏感性因素對(duì)水合物的影響，為工作制度的優(yōu)化打下基礎(chǔ)。

3.1. 油管尺寸對(duì)水合物的影響

以克深9 區(qū)塊某井生產(chǎn)數(shù)據(jù)為例，設(shè)置地層壓力為125 MPa，地層溫度為178℃，射孔中深7433 m，日產(chǎn)氣量為30 × 104m3/d，油管尺寸分別為2 3/8～4 1/2 in 的條件下進(jìn)行水合物預(yù)測(cè)，模擬結(jié)果如圖7 所示。

Figure 7. Hydrate prediction under different tubing inner diameter scenarios圖7. 不同油管尺寸條件下水合物預(yù)測(cè)

由圖7 可以看出，管徑越小時(shí)，生產(chǎn)過(guò)程中的壓降越小，井口壓力越大，同時(shí)井底到井口的溫度變化較大，井口溫度越低，與水合物臨界生成曲線越近，甚至與水合物臨界生成曲線相交，因此水合物在油管尺寸較小的情況下更易生成。在產(chǎn)氣量為30 × 104m3/d 的條件下，油管尺寸小于等于3 1/2 in 時(shí)，會(huì)生成水合物?？梢?jiàn)，增大KS 9 井油管尺寸至4 in 以上，能夠避免水合物生成。

3.2. 地層壓力對(duì)水合物的影響

設(shè)置地層溫度178℃，射孔中深7433 m，油管尺寸3 1/2 in，產(chǎn)氣量30 × 104m3/d，因開(kāi)采過(guò)程中地層壓力下降，模擬地層壓力分別為130～105 MPa 條件下的水合物生成情況，模擬結(jié)果如圖8 所示。

Figure 8. Hydrate prediction under different formation pressure conditions圖8. 不同地層壓力條件下水合物預(yù)測(cè)

由圖8 可知，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，地層壓力逐漸下降，對(duì)應(yīng)的井口壓力也下降，該壓力下的水合物生成溫度較低，但井口溫度幾乎不變，因此井筒溫度-壓力曲線與水合物臨界生成曲線交點(diǎn)對(duì)應(yīng)的溫度和壓力下降，意味著水合物在井口或井下較淺位置生成。隨著地層壓力的進(jìn)一步降低，最終井筒溫度-壓力曲線將不再與水合物臨界生成曲線相交。因此，在氣藏開(kāi)發(fā)初期生成水合物更嚴(yán)重。由圖8 可知，對(duì)于KS 9 井，即使地層壓力下降至105 MPa，仍會(huì)有水合物生成。

3.3. 產(chǎn)氣量對(duì)水合物的影響

設(shè)置地層壓力125 MPa，地層溫度178℃，射孔中深7433 m，模擬產(chǎn)氣量分別為30 × 104～70 × 104m3/d，油管尺寸分別為2 3/8～4 in 的條件下的水合物生成情況，模擬結(jié)果如圖9 所示。

Figure 9. Hydrate prediction under different gas production and tubing size diameter scenarios. (a) Tubing size is 2 3/8 in; (b) Tubing size is 2 7/8 in; (c)Tubing size is 3 1/2 in; (d) Tubing size is 4 in圖9. 不同產(chǎn)氣量和油管尺寸組合方案下水合物預(yù)測(cè)。(a) 油管尺寸2 3/8 in；(b) 油管尺寸2 7/8 in；(c) 油管尺寸3 1/2 in；(d) 油管尺寸4 in

可以看出，在油管尺寸一定時(shí)，產(chǎn)氣量小，導(dǎo)致井口處于高壓力，低溫度的狀態(tài)，使得井筒溫壓曲線更靠近水合物臨界生成曲線，甚至與水合物臨界生成曲線相交，因此水合物在產(chǎn)氣量越小的情況下生成的風(fēng)險(xiǎn)越大。

結(jié)合KS 9 井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對(duì)比圖9(a)～(d)可知，當(dāng)產(chǎn)氣量為30 × 104m3/d 時(shí)，選擇4 in 油管，可避免水合物生成；當(dāng)產(chǎn)氣量大于等于40 × 104m3/d 時(shí)，無(wú)論選擇何種尺寸油管，均不會(huì)有水合物生成。

對(duì)于KS 9 這樣壓力高達(dá)125 MPa 的高壓氣井，若日產(chǎn)氣量無(wú)法達(dá)到避免水合物生成的要求，則需增加油管尺寸或采取水合物防治工藝以實(shí)現(xiàn)安全生產(chǎn)。

4. 水合物防治技術(shù)

由于水合物形成后會(huì)對(duì)生產(chǎn)和安全造成嚴(yán)重影響，且水合物一旦生成后難于消除，因此有必要對(duì)水合物的生成采取相應(yīng)預(yù)防措施[25]。預(yù)防水合物的生成的方法主要有四種[8] [26] [27]：1) 除水；2) 加熱；3) 化學(xué)添加；4) 降壓。結(jié)合塔里木油田氣藏特征和的實(shí)際生產(chǎn)情況，可采取降低壓力(井下節(jié)流工藝)和加抑制劑法(注醇法) [28] [29] [30] [31]預(yù)防水合物生成，綜合分析以上四種防治工藝缺點(diǎn)及適用性，結(jié)合KS 區(qū)塊高溫、高壓，氣井超深的特點(diǎn)，考慮優(yōu)選井下節(jié)流工藝。因?yàn)榫鹿?jié)流不僅能預(yù)防水合物生成，還可減少井筒積液，降低設(shè)備承壓，延長(zhǎng)氣井自噴時(shí)間[32]。但該方法缺少在超深高溫高壓天然氣井中應(yīng)用的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)及可行性研究。因此本文通過(guò)PIPESIM 進(jìn)行模擬分析井下節(jié)流工藝在水合物防治方面的有效性，并對(duì)節(jié)流工藝的參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

以KS 9 井生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)為例，設(shè)置產(chǎn)氣量30 × 104m3/d。初步估計(jì)節(jié)流油嘴下入深度為3000 m，設(shè)置井下節(jié)流嘴直徑為敏感性因素，分別選取5.5 mm～8 mm 油嘴進(jìn)行模擬，結(jié)果如圖10 所示。

由圖10 可知，當(dāng)選擇5.5 mm 節(jié)流嘴時(shí)，由于節(jié)流壓降過(guò)大，無(wú)法滿足生產(chǎn)需求。為了達(dá)到更好的節(jié)流降壓效果，首先選取6 mm 油嘴進(jìn)行不同下入深度條件下的井下節(jié)流模擬設(shè)計(jì)如表3 所示。

在模擬計(jì)算過(guò)程中發(fā)現(xiàn)3000 m 處下入6 mm 節(jié)流油嘴就能達(dá)到防治水合物的目的。因此對(duì)下入深度依次往上進(jìn)行模擬，發(fā)現(xiàn)2400 米～3000 米下入節(jié)流嘴都能達(dá)到目的。為了達(dá)到更好的節(jié)流效果，同時(shí)結(jié)合下入施工難易程度[33]，考慮在2500 m 處下入6 mm 節(jié)流嘴。下入節(jié)流嘴前后的壓力/溫度曲線如圖11所示。

Figure 10. Sensitiveness analyzation of choke size圖10. 節(jié)流嘴尺寸敏感性分析圖

Table 3. Statistics of simulation results of different penetration depths (mouth diameter 6 mm)表3. 不同下入深度模擬結(jié)果統(tǒng)計(jì)表(嘴徑6 mm)

Figure 11. Pressure-temperature relationship curve before throttling or after throttling圖11. 節(jié)流前后壓力-溫度關(guān)系曲線

可以看出，節(jié)流后系統(tǒng)溫度-壓力曲線和水合物生成臨界曲線沒(méi)有交點(diǎn)，因此，在井下2500 m 下入直徑6 mm 節(jié)流嘴達(dá)到了防治水合物生成的目的。

5. 生產(chǎn)實(shí)例分析

塔里木油田KS 9 區(qū)塊開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量360.84 × 108m3；探井及評(píng)價(jià)井6 口，后期2 口生產(chǎn)井轉(zhuǎn)排水井(初期邊部KS 902、904 井生產(chǎn)，在水淹后轉(zhuǎn)排水井)；預(yù)測(cè)穩(wěn)產(chǎn)10 年，開(kāi)發(fā)40 年累產(chǎn)氣183.93 × 108m3，累產(chǎn)水77.94 × 104t，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度50.44%，單井平均合理產(chǎn)能76 × 104m3/d。區(qū)塊開(kāi)發(fā)指標(biāo)如表4 所示，優(yōu)化后的單井生產(chǎn)參數(shù)如表5 所示。

Table 4. Statistics table of Kes 9 block production indicators表4. 克深9 區(qū)塊開(kāi)發(fā)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表

Table 5. Statistics of single well production index in Kes 9 block表5. 克深9 區(qū)塊單井生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

截至2019 年2 月，日產(chǎn)水20.6 m3，日產(chǎn)氣439 × 104m3/d，累產(chǎn)氣24.42 × 108m3。自投產(chǎn)以來(lái)，氣井采用井下節(jié)流工藝對(duì)存在水合物形成風(fēng)險(xiǎn)的氣井進(jìn)行預(yù)防，均未出現(xiàn)水合物堵塞井筒的情況發(fā)生，實(shí)現(xiàn)了安全、高效、順利投產(chǎn)，證明了水合物防治技術(shù)在高溫高壓氣田的有效性，對(duì)其他高溫高壓氣藏的水合物預(yù)測(cè)及防治具有良好的指導(dǎo)作用。

6. 結(jié)論

1) 對(duì)KS 9 井的井筒壓力分布、井筒溫度分布、水合物生成臨界溫度-壓力曲線、水合物生成位置進(jìn)行預(yù)測(cè)，結(jié)果表明，KS 9 井距井口80 m 向上有天然氣水合物生成，需進(jìn)一步采取水合物防治措施。

2) 模擬研究了產(chǎn)氣量、油管尺寸、地層壓力等敏感性參數(shù)對(duì)水合物的影響。產(chǎn)氣量低，油管直徑小，地層壓力高，易生成水合物。

3) 對(duì)于埋深7500 m 左右，溫度178℃，壓力高達(dá)125 MPa 的氣井，當(dāng)產(chǎn)氣量為30 × 104m3/d 時(shí)，選擇4 in 及以上油管，可避免水合物生成；當(dāng)產(chǎn)氣量大于等于40 × 104m3/d 時(shí)，無(wú)論選擇何種尺寸油管，均不會(huì)有水合物生成。

4) 優(yōu)選井下節(jié)流降壓的水合物防治技術(shù)，優(yōu)化設(shè)計(jì)節(jié)流嘴直徑6 mm、下入深度2500 m 作為KS 9井的節(jié)流工藝參數(shù)，解決了水合物防治在高溫、高壓條件下的技術(shù)難題。

研究成果指導(dǎo)并應(yīng)用于塔里木克深區(qū)塊開(kāi)發(fā)方案的編制，對(duì)類似氣藏水合物預(yù)測(cè)及防治具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義。