摘" "要：儲氣庫注采過程中，當井筒內(nèi)天然氣和水處于高壓低溫條件下均會生成水合物而導(dǎo)致井筒堵塞。為了制定水合物防治有效的解決方案并提供理論依據(jù)，基于井筒內(nèi)壓力、溫度分布耦合模型，結(jié)合天然氣水合物生成條件預(yù)測的統(tǒng)計熱力學(xué)模型，建立了儲氣庫注氣和采氣過程井筒中水合物生成區(qū)域預(yù)測分析模型，并對給定井例參數(shù)進行計算分析。結(jié)果表明，注氣過程隨著注氣溫度升高水合物生成區(qū)域減小；隨著注氣壓力升高水合物生成區(qū)域增大；而隨著注氣量增大，注氣溫度不同對水合物生成區(qū)域影響也不同，采氣過程隨著采氣量增大水合物生成區(qū)域減小。通過改變生產(chǎn)工況條件，注氣過程提高井口注氣溫度大于35 ℃，且采氣過程提高采氣量大于4.0×104 m3/d，可防止水合物生成。

關(guān)鍵詞：儲氣庫；井筒溫度；耦合模型；天然氣水合物；預(yù)測

中圖分類號：TE972.2" " " " "文獻標志碼：A" " " "doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2025.02.001

Abstract： During the gas injection and production processes in gas storage facilities， natural gas， and water can form hydrates in the wellbore under high pressure and low-temperature conditions， leading to potential well plugging. To develop effective strategies for preventing and controlling hydrate formation， this article utilizes a coupled model of pressure and temperature distribution in the well， combined with a statistical thermodynamic model to predict the conditions for natural gas hydrate formation. A predictive model for the hydrate formation zone within the wellbore during gas injection and production is established. The results of calculations and analysis for a specific well indicate that during the gas injection process， the hydrate formation zone shrinks as the injection temperature increases， while it expands as the injection pressure increases. Additionally， the effect of varying gas injection temperatures on the hydrate formation zone changes with the volume of injected gas. During gas production， the hydrate formation zone diminishes as the production volume increases. By adjusting production conditions—such as increasing the wellhead gas injection temperature by more than 35 °C during gas injection and raising the gas production rate to over 4×104 m3/d during gas production—it is possible to prevent hydrate formation.

Key words： gas storage; wellbore temperature; coupling model; natural gas hydrates; prediction

儲氣庫是當前比較經(jīng)濟、有效的天然氣存儲方式，具有削峰填谷、協(xié)調(diào)供求關(guān)系的作用，在調(diào)節(jié)峰谷差、保障民生和保障供氣安全方面發(fā)揮著不可替代的作用［1-2］。國內(nèi)主要以油氣田作為儲氣庫，即把開采完畢的油氣田改造為儲氣庫。儲氣庫在開展注氣和采氣作業(yè)，由于井筒內(nèi)流體處于高壓低溫條件下，天然氣和水就有可能會形成類冰狀的水合物，導(dǎo)致井筒堵塞。例如，葡北油田是吐哈油田天然氣重力混相驅(qū)與儲氣庫協(xié)同建設(shè)重點項目，有2口注氣井和1口關(guān)停井發(fā)現(xiàn)有水合物生成［3］，水合物形成嚴重影響了注采井的生產(chǎn)時率，且極難解除。

天然氣水合物的防治方法主要包括物理防治法和化學(xué)防治法。為了選擇經(jīng)濟有效的防治方法對天然氣水合物的形成進行有效控制，有必要對其在井筒中形成區(qū)域進行預(yù)測分析。本文基于井筒內(nèi)壓力、溫度分布耦合模型，結(jié)合天然氣水合物生成條件預(yù)測的統(tǒng)計熱力學(xué)模型，開展注氣和采氣過程井筒中水合物生成區(qū)域預(yù)測分析，可了解不同工況條件下井筒中水合物生成情況。

國內(nèi)多位學(xué)者已對采氣井井筒內(nèi)溫度壓力分布計算分析開展了研究。郭春秋等［4］、曾祥林等［5］、石小磊等［6］、竇益華等［7］從質(zhì)量、動量、能量守恒原理出發(fā)導(dǎo)出壓力、溫度分布的常微分方程組，并采用四階龍格-庫塔法數(shù)值求解。而水合物形成條件預(yù)測研究相對比較多，皮艷慧等［8］對三種模型預(yù)測精度進行了評價，確定了各模型的適用范圍。總結(jié)來看，針對注氣井井筒內(nèi)溫度壓力分布以及水合物形成條件的研究還相對較少，二者相結(jié)合的研究更少。本文研究成果可為儲氣庫注采過程井筒中水合物生成區(qū)域預(yù)測提供參考。

1 井筒內(nèi)壓力、溫度分布耦合模型

1.1 建立模型

井筒內(nèi)壓力、溫度分布計算模型的建立是基于以下4點基本假設(shè)［4-6］：①氣體在井筒中作一維穩(wěn)定流動；②管內(nèi)氣體與周圍地層發(fā)生徑向傳熱，不考慮沿井深方向的傳熱；③從井筒到第二界面的傳熱為一維穩(wěn)態(tài)傳熱，從第二界面到井筒周圍地層中的傳熱為一維非穩(wěn)態(tài)傳熱；④地層溫度呈線性分布。

以井口為原點，向下建立坐標系，將整個井筒分為若干小段dx，每小段內(nèi)假定流體物性參數(shù)、熱物理參數(shù)、管斜角、壓力梯度和溫度梯度均不變，如圖1所示。注氣或采氣中，氣體以恒定質(zhì)量流量流動。

1.2 模型中物性參數(shù)計算

1.2.1 壓縮因子Z和焦耳-湯姆遜系數(shù)αJ

3 計算步驟

1） 輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（天然氣組成、井型數(shù)據(jù)以及傳熱參數(shù)）。

2） 輸入計算步長h（井筒分段）、井筒初始位置參數(shù)（x0、T0、p0）。

3） 根據(jù)給定壓力p0由式（24）～（25）計算水合物生成臨界溫度TC0。

4） 比較T0、TC0，當T0≤TC0，該處位置有水合物生成，反之沒有水合物生成。

5） 將初始位置參數(shù)（x0、T0、p0）作為井筒微單元入口輸入?yún)?shù)（xk、Tk、pk）。

6） 由式（9）、式（17）計算入口處xk的溫度壓力（Tk、pk）條件下井筒微單元內(nèi)流體的物性參數(shù)。

7） 由四階龍格庫塔法求解式（8）的出口處xk+1（xk+1= xk+h）的溫度、壓力（Tk+1、pk+1）。

8） 根據(jù)給定壓力pk+1，由式（24）～（25）計算水合物生成臨界溫度TC k+1。

9） 比較Tk+1、TCk+1，當Tk+1≤TCk+1，該處位置有水合物生成，反之沒有水合物生成。

10） 判斷xk+1位置，如果是到井底（注氣）或井口（采氣），計算終止；反之，將xk+1→xk、Tk+1→Tk、pk+1→pk，轉(zhuǎn)到第6步循環(huán)計算。

4 實例分析

P1注氣井深3 500 m，地層壓力37.58 MPa，地溫梯度0.023 4 ℃/m，井底地層溫度95 ℃；井眼直徑為？準215.9 mm，套管外徑為？準139.7 mm，油管外徑為？準73 mm，油管內(nèi)徑為？準62 mm，油管粗糙度取0.038 1 mm；環(huán)空對流傳熱系數(shù)1.95 W/（m2·K），環(huán)空輻射傳熱系數(shù)34.5 W/（m2·K），水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)0.8 W/（m·K），地層導(dǎo)熱系數(shù)2.06 W/（m·K），地層熱擴散系數(shù)1.12×10-6 m2/s。天然氣組成CO2、N2、CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12的體積分數(shù)分別為0.17%、4.15%、81.25%、11.64%、2.31%、0.45%、0.03%。

4.1 井筒水合物生成區(qū)域預(yù)測

取井口注氣壓力為 38 MPa、溫度為20 ℃及注氣量為6×104 m3/d，通過計算，得到井筒內(nèi)天然氣溫度、壓力及對應(yīng)水合物生成臨界溫度分布曲線，如圖2所示。

由圖2可以看出，井筒內(nèi)天然氣壓力分布較高，水合物生成臨界溫度相應(yīng)也較高，易生成水合物；而隨井深增加，地層溫度升高，井筒中天然氣受地層熱傳導(dǎo)作用溫度是先下降后上升，在上部井段天然氣溫度低于水合物生成臨界溫度，在井深1 036 m以內(nèi)會有水合物生成。

4.2 注氣工況條件對水合物生成區(qū)域的影響

分別考察注氣溫度、注氣壓力以及注氣量對水合物生成區(qū)域情況影響，如表2～4所示。結(jié)果表明：隨著注氣溫度升高，水合物生成區(qū)域減??；隨著注氣壓力升高，水合物生成區(qū)域增大；對于注氣溫度為25 ℃（小于井口水合物生成溫度），隨著注氣量增大水合物生成區(qū)域增大，對于注氣溫度為30 ℃（大于井口水合物生成溫度），隨著注氣量增大水合物生成區(qū)域減小。

4.3 采氣量對水合物生成區(qū)域的影響

4.4 實際水合物形成情況

P1井為注氣井，注氣量為（4～7）×104 m3/d，2020-08-28油管下入加重桿至95 m處遇阻，起出后發(fā)現(xiàn)有可點燃冰狀體（水合物）。2022-05-19出現(xiàn)注不進氣現(xiàn)象，通井至550 m遇阻，放噴出白色霧狀物體，判斷為水合物凍堵，后面采取注甲醇解堵，并恢復(fù)注氣。P4井為采出井，2020-10-26下入測試工具在230 m處遇阻，判斷為水合物凍堵。發(fā)現(xiàn)關(guān)井約30 d，油壓達到28 MPa，間開排液過程中發(fā)現(xiàn)水合物凍堵。上述實際生產(chǎn)過程中水合物形成情況與本文預(yù)測的結(jié)果基本符合。

5 結(jié)論

1） 基于井筒內(nèi)壓力、溫度分布耦合模型，結(jié)合天然氣水合物生成條件預(yù)測的統(tǒng)計熱力學(xué)模型，建立了儲氣庫注氣和采氣過程井筒中水合物生成區(qū)域預(yù)測分析模型，并對給定井例進行了計算分析。

2） 注氣過程中隨著注氣溫度升高，水合物生成區(qū)域減小，隨著注氣壓力升高，水合物生成區(qū)域增大，而隨著注氣量增大，注氣溫度不同對水合物生成區(qū)域影響也不同；采氣過程中隨著采氣量增大，水合物生成區(qū)域減小。

3） 通過改變注采過程工況條件，可以防止水合物生成，如注氣過程提高井口注氣溫度大于35 ℃、采氣過程提高采氣量大于4×104 m3/d。

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（編輯：馬永剛）