歐陽傳湘，馬 成，唐海雄，呂 露，王躍曾

(1.長江大學，湖北 荊州 434023;2.中海油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

深水天然氣井水合物預測研究

歐陽傳湘1，馬 成1，唐海雄2，呂 露1，王躍曾2

(1.長江大學，湖北 荊州 434023;2.中海油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

為了抑制深水天然氣井生產測試時生成水合物，針對深水環(huán)境海底高壓低溫特性，研究水合物生成與井筒壓力、溫度分布和含液量的關系，通過井筒分段方式建立井筒溫度分布預測模型，考慮冷凝水和凝析油的影響，建立含液天然氣井井筒壓力分布模型。實例計算表明，低產氣量、低井口壓力狀態(tài)生產測試時和開關井過程中，靠近海床的井筒及以上部分溫度下降顯著，有利于水合物生成。理論計算和實測值吻合較好，說明建立的模型和理論計算結果能很好地指導實際生產。

深水;天然氣;井筒溫度;井筒壓力;水合物預測

引 言

天然氣水合物是在高壓低溫條件下由水和天然氣形成的水晶格的冰狀結構物［1－3］，一旦水合物在井筒內形成，會堵塞井筒和設備，嚴重影響鉆井作業(yè)的順利進行［4］。國內外大量學者對天然氣水合物的生成條件，即壓力和溫度條件作了大量的工作，形成比較完善的預測模型［5－6］。但由于深水海底高壓低溫、多溫度梯度等原因，導致無法準確預測深水天然氣井水合物生成區(qū)域。通過井筒分段方式建立井筒溫度分布預測模型，考慮冷凝水和凝析油的影響，建立含液天然氣井井筒壓力分布模型，研究深水天然氣井筒中壓力和溫度的分布，從而對天然氣水合物在井筒中的生成區(qū)域進行準確預測。

1 氣井水合物及生成條件

1.1 天然氣水合物

天然氣水合物是由 CO2、H2S、N2、CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10以及其他一些重烴成分的分子等在一定的溫度和壓力條件下，與游離水結合組成類冰的、非化學計量的、籠形白色結晶化合物。外觀類似松散的冰或致密的雪，密度為0.88～0.90 g/cm3。戊烷和己烷以上烴類一般不形成水合物。

1.2 氣井水合物的生成條件

形成水合物的首要條件是天然氣中含水且處于過飽和狀態(tài)，甚至有液態(tài)游離水存在;其次是有一定條件的壓力和低于水合物形成的溫度。在上述2種條件下，如遇壓力波動、溫度下降、截流、氣流流向突變或存在小的水合物晶核停留的特定物理位置(如粗糙管壁等)，很快就可能形成水合物。

1.3 氣井水合物形成的影響因素

氣井水合物即在氣井生產過程中在井筒中生成的天然氣水合物。影響其形成的因素主要有天然氣組成、水中化學成分、氣井溫度和壓力分布等。天然氣的組成決定水合物的結構類型以及水合物的形成溫度、壓力。水合物的生成需要一定的溫度和壓力條件，任何組分的天然氣都存在對應的水合物形成的臨界溫度和極限壓力，低于臨界溫度或高于極限壓力，無論條件如何變化都不會形成水合物，部分氣體形成水合物的臨界溫度見表1［7］。由于天然氣儲層壓力一般均低于極限壓力，因此井筒天然氣水合物的形成主要受溫度控制，但由于井筒溫度分布是產氣量和壓力分布的函數(shù)，因此在生產測試階段，對溫度和壓力的控制顯得尤為關鍵。

表1 各種氣體形成水合物的臨界溫度

2 深水天然氣井筒溫度分布計算

當氣體從井底沿井筒向上流動時，由于氣體和井筒周圍地層之間存在溫差，因此必然通過導熱、對流和輻射3種傳熱方式向周圍地層傳熱［8］。為將三維熱擴散問題簡化為一維徑向熱流，假設:①生產過程中動能忽略不計;②地溫按線性分布，且井底流體溫度等于地層溫度;③井筒及地層中的熱損失是徑向的，不考慮沿井深方向的傳熱，且井筒中任意截面上各點的溫度均相等。

井筒流體向外傳遞熱量時，由于熱對流和熱輻射占總傳熱的比例很小，因此可以忽略不計［9］。取長為dh的微元為控制體，在海床以下部分可以得出控制體與井筒的流體瞬時傳熱速度:

式中:rt為油管內徑，m;Ts為井筒內流體溫度，℃;Th為水泥環(huán)與地層交界處的溫度，是時間的函數(shù)，℃;Uo為井筒總傳熱系數(shù)，J/(m2·s·℃)。

鋼材具有很高的熱傳導率，因此油管和套管的熱阻可忽略不計［4］，則Uo計算式為:

式中:kan為環(huán)空導熱系數(shù)，J/(m·s·℃);kcem為水泥環(huán)導熱系數(shù)，J/(m·s·℃);rto為油管外徑，m;rci為套管內徑，m;rco為套管外徑，m;rwb為裸眼井徑，m。

井筒周圍地層中的熱傳導是一個不穩(wěn)定傳熱過程，采用Ramey近似公式計算地層瞬時傳熱速度:

根據(jù)能量和溫度的關系，可以得到控制體溫度變化的計算式:

式中:Cm為井筒流體的定壓比熱，J/(kg·℃);w為流體質量流量，kg/s。

在海床以上部分，考慮到深海天然氣井有很長一部分井段在隔水套管中，則溫度計算公式改寫為:

式中:ke為地層導熱系數(shù)，J/(m·s·℃);Te為地層溫度，℃;t為熱擴散時間，s;ρe為地層巖石密度，kg/m3;Ce為地層巖石比熱，J/(kg·℃);td為無因次時間。

由式(1)、(3)可以得到井筒流體在海床以下部分的總瞬時傳熱速度計算式:

式中:kw為海水導熱系數(shù)，J/(m·s·℃);kg為隔水管導熱系數(shù)，J/(m·s·℃);Tg為隔水管與海水交界處的溫度，℃;Tw為海水溫度，℃;rgi為隔水管內徑，m;rgo為隔水管外徑，m;Ug為隔水管總傳熱系數(shù)，J/(m2·s·℃);ρw為海水密度，kg/m3;Cw為海水比熱，J/(kg·℃)。

3 深水天然氣井筒壓力分布計算

計算氣井井底壓力的方法很多，其中Cullender和Smith提出的模型［10］至今仍為氣藏工程中井筒壓力計算的首選方法。氣井產出物從井底沿油管流到井口的總能量消耗中，動能損耗甚小，可以忽略不計。因此，氣體穩(wěn)定流動能量方程式可簡化為:

式中:ρ為氣體密度，kg/m3;vg為氣體流速，m/s;f為Moody摩阻系數(shù)。

公式(11)是在任何狀態(tài)(p，T)下都成立的能量守恒微分方程式，由公式(11)可以推導出Cul-lender和Smith方法用于干氣井井筒壓力計算的模型，即:

式中:Z為氣體偏差系數(shù);qsc為產氣量，m3/d;fg為氣體摩阻系數(shù);pwf為井底流壓，MPa;pFTP為井口流動壓力，MPa;γg為氣體相對密度;p為任意井深處井筒內流體壓力，MPa;T為任意井深處井筒內流體溫度，℃;h為井深，m。

但由于天然氣中可能會有冷凝水和凝析油，直接影響該方法的計算精度。因此對Cullender和Smith方法進行含液修正，以便更準確地計算含液氣井井筒壓力分布:

式中:fgl為含水氣體摩阻系數(shù);FL為氣體含液校正系數(shù)。

4 計算實例

LW3－1－2井是中國南海深水的1口評價井。該井水深為1 345 m，完鉆垂深為3 887 m，產層頂深為3 142 m，產層厚36 m，孔隙度為24% ～28%，滲透率為 300 ×10－3～3 000 ×10－3μm2，海床溫度為3℃，地層壓力為32.36 MPa，地層溫度為90.3℃，地溫梯度為 0.052 6℃/m，氣體密度為0.70 g/cm3，氣體含水為0.245 ×10－4m3/m3，并含有少量凝析油，裸眼完井、篩管防砂、采用?11.43 cm油管生產。根據(jù)所建立的數(shù)學模型，應用以上基礎數(shù)據(jù)，分別計算了不同井口壓力、不同產氣量條件下的井筒溫度分布曲線(圖1、2)。

由圖1和圖2中的計算結果可以看出，由于深水海床附近溫度較低，在靠近海底部分的井筒溫度下降明顯。井口壓力為6.8 MPa生產時井筒溫度下降幅度較20.5 MPa時下降明顯，這是因為流體丟失的熱量正好是井筒和地層中傳播的熱量，流體從地層攜帶出的熱量隨產氣量和壓力的降低而減少，因此井筒溫度下降幅度隨產氣量降低而增加。

圖2 井口壓力為6.8 MPa時井溫分布曲線

該井天然氣含有少量CO2和微量H2S，參考CH4的臨界溫度線(圖1、2中的紅線)為井筒天然氣水合物生成線，表明在低產氣量、低井口壓力狀態(tài)生產測試時，在靠近海床低溫地層的井筒及以上部分有大范圍生成天然氣水合物堵塞井筒的可能。

試油測試過程中，在海床位置安裝了數(shù)據(jù)直讀系統(tǒng)采集油管內壁溫度和壓力(表2)。通過對比可以看出，由建立的井筒壓力、溫度分布預測模型計算得出的壓力、溫度與實際值相差均小于4.2%，滿足現(xiàn)場要求，可用于實際生產測試。

表2 不同產量和井口壓力情況下海床溫度、壓力實測值與預測值

5 結論

(1)海底高壓低溫的特性為深水天然氣井生產測試中形成水合物提供了有利條件，給深水天然氣勘探開發(fā)增加了作業(yè)風險。

(2)針對深水天然氣井的特殊性，通過井筒分段方式建立了井筒溫度分布預測模型，考慮冷凝水和凝析油的影響，建立了含液天然氣井井筒壓力分布模型。

(3)通過實例計算，對不同井口壓力和產氣量情況下的井筒溫度、壓力進行驗證，表明筆者提出的方法預測結果基本上可以滿足工程精度要求。

(4)深水天然氣井在勘探開發(fā)過程中需充分考慮天然氣水合物的影響，采取合適的水合物抑制措施。

［1］郝永卯，薄啟煒，陳月明，等.天然氣水合物降壓開采實驗研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2006，33(2):217－220.

［2］杜慶軍，陳月明，李淑霞，等.天然氣水合物注熱開采數(shù)學模型［J］.石油勘探與開發(fā)，2007，34(4):470－473，487.

［3］劉彥君，劉喜武，劉大錳，等.地球物理技術在天然氣水合物分布區(qū)預測中的應用［J］.石油勘探與開發(fā)，2007，34(5):566 －573.

［4］李巍，黃進軍，劉遠翔，等.鉆井液處理劑對氣體水合物形成的影響研究［J］.西南石油學院學報，2005，27(6):62－64.

［5］Englezos P，Bishoi P R.Prediction of gas hydrate formation conditions in aqueous eletrolyte solution［J］.AICHE J，1988，34(3):1718 －1721.

［6］Zuo Y X，Guo T M.Extension of the Patel－Teja Equation of state to the prediction of the solubility of natural gas in formation water［J］.Chem Eng Sci，1991，46(5):3251 －3258.

［7］呂景昶，馬德志，楊朝霞.天然氣井水合物的形成及解決措施［J］.天然氣工業(yè)，2001，21(S0):111－112.

［8］朱德武，何漢平.凝析氣井井筒溫度分布計算［J］.天然氣工業(yè)，1998，18(1):56 －60.

［9］廖銳全，汪崎生，張柏年.斜井井筒中流動溫度分布的預測方法［J］.江漢石油學院學報，1996，18(2):73－76.

［10］Oden R D，et al.Modification of cullender and smith equation for more accurate bottomhole pressure calculation in gas wells［C］.SPE17306，1988:311 －320.

Prediction of hydrate in deepwater natural gas wells

OUYANG Chuan － xiang1，MA Cheng1，TANG Hai － xiong2，LV Lu1，WANG Yue － zeng2
(1．Yangtze University，Jingzhou，Hubei 434023，China;2．Shenzhen Branch of CNOOC Ltd．，Shenzhen，Guangdong 518067，China)

To inhibit the formation of hydrate during production tests in deepwater natural gas wells，the relationship of the hydrate formation with the wellbore pressure，temperature distribution and fluid level was studied in the paper．A model was established to predict temperature distribution in wellbore by segmentation of the wellbore and considering the effects of condensate water and condensate oil，another model was set up to predict pressure distribution in the wellbore of natural gas wells with fluid cut．The examples given in this paper indicate that the temperature of the wellbore near the sea floor and above it decreases more remarkably during production tests and startup/shut－ in of wells having low production and low wellhead pressure，which can easily lead to the hydrate formation．The theoretical calculation was in good agreement with the measured values，indicating that the models and theoretical calculation results could provide guidance for production．

deepwater;natural gas;wellbore temperature;wellbore pressure;hydrate prediction

TE319

A

1006－6535(2011)06－0109－04

20110418;改回日期20110920

國家科技重大專項“深水油氣田開發(fā)鉆完井工程配套技術”(2008ZX05026－001)

歐陽傳湘(1963－)，男，副教授，1984年畢業(yè)于江漢石油學院采油工程專業(yè)，主要從事油藏工程和采油工程方面的研究。

編輯 王 昱