超深高温高压气藏水合物预测及防治

Gas Hydrate Prediction and Prevention in Ultra-Deep High-Temperature and High-Pressure Gas Reservoirs

摘要: 超深高温高压油气藏的勘探与开发已成为我国油气的主攻方向之一，由于储层埋藏深、高温高压、物性差、含有H₂S、CO₂酸性气体等复杂地质情况，在高速气流和压力波动下极易产生水合物，堵塞生产井筒，造成开采难度加大，对开采的安全性、高效性提出更高的要求。因此对超深高温高压气井开展水合物研究对指导现场生产具有重要的现实意义。研究采用PIPESIM节点分析软件，建立超深高温高压气井的组分模型，对气井井筒压力与温度分布、水合物生成临界温度–压力曲线、水合物形成位置进行了预测，模拟研究了产气量、油管尺寸、地层压力三项敏感性参数对水合物生成的影响，从而确定最佳的配产方案。同时研究了井下节流降压的水合物防治技术，解决了水合物防治在超深、高温、高压条件下的技术难题，研究成果指导并应用于塔里木油田克深区块开发方案的编制，对类似气藏水合物预测及防治具有较强的指导意义。

Abstract: The exploration and development of ultra-deep high-temperature and high-pressure oil and gas reservoirs has become one of the main directions of oil and gas in China. Due to the complex geological conditions of deep buried reservoirs, high temperature and pressure, poor physical properties, and H₂S and CO₂ acid gases, it is extremely easy to move under high-speed airflow and pressure fluctuation. The production of gas hydrates will block the production wellbore, which will increase the difficulty of mining and raise higher requirements for the safety and efficiency of mining. Therefore, it is of great practical significance to carry out hydrate research on ultra-deep high-temperature and high-pressure gas wells. The research uses PIPESIM node analysis software to build a composition model of ultra-deep high-temperature and high-pressure gas wells. The wellbore pressure distribution, wellbore temperature distribution, critical temperature-pressure curve of hydrate formation, and hydrate formation location are predicted, and the gas production is simulated and studied. The effects of gas production, tubing size and formation pressure on hydrate formation were simulated and studied, and the optimal production plan was determined. At the same time, the gas hydrate prevention and control technology for down hole throttling and pressure reduction were studied, and the technical problems of hydrate prevention and control under ultra-deep, high temperature, and high pressure conditions were solved. The research results guided and applied to the development of the Keshen’s reservoirs of Tarim oilfield development plan. It has a strong guiding significance for the prediction and prevention of hydrates in similar gas reservoirs.

1. 引言

天然气水合物是由水和烷烃气体在天然气开采过程中达到一定的压力和温度下形成的笼型化合物 [1]，在游离水和酸性气体存在时极易形成 [2]。气井生产过程中导致水合物生成的因素很多，包括缓蚀剂、腐蚀残留物以及钻完井产生的废弃物。水合物的生成可能产生严重的安全隐患，出现气井堵塞、寿命变短、停产、液体滑脱或油管粗糙度增加，甚至造成安全事故的发生。这些问题都阻碍了我国天然气工业的蓬勃发展，尤其是高温高压气田，因其工况复杂，开发一直面临极大的技术挑战，保障开发的安全和高效尤为重要，这就需要对开发方案进行严格的设计和把控。天然气水合物的生成预测及防治是采气工程方案的重要组成部分，是高温高压气田开发实施的基础，只有掌握水合物的形成规律，才能开展有针对性的防治措施，降低风险，快速收回投入 [3]。

针对天然气水合物的生成预测，国内外学者们进行了大量的研究。Van der Waals等学者通过 Langmuir气体吸附理论建立了VDWP水合物预测模型，后人消除了此模型的误差并建立了水合物相平衡模型 [4] [5] [6] [7] [8]。Parrish和Pransnitz对VDWP模型做了改进，提出了一个简单的经验关系式来计算Langmuir常数，建立了更为实用的方法利用经典热力学方法 [9]。Javanmardi和Jafar等简化并改进了Parrish-Pransnitz模型，提出了无需闪蒸计算的新模型 [10]。Ballard等学者在对髙压条件下水合物的预测中引入客体分子这一特性因素对水合物晶格的影响 [11]，进一步提高了高压状态下水合物的预测精度。陈光进 [12] [13] [14] [15] [16] 等学者依据前人在天然气水合物生成方面的研究及理论，建立了三相平衡闪蒸新模型，该模型可以在气–液–固水合物体系中进行应用，预测效果更加精确且操作更加简单方便。

天然气水合物防治通常从破坏水合物形成条件出发，采取以下几种常用措施。1) 除水法 [17]：通过去除水组分来抑制水合物生成，该方法不适用于井下连续出水的气井。2) 加热法 [18]：通过对井筒进行加热，使井筒内温度高于水合物临界平衡温度。该方法的运用存在一定技术难度，即不易确定水合物堵塞的准确位置。3) 化学添加法 [19]：通过注入甲醇等抑制剂，改变水合物形成的热力学条件，减少水合物生成，但该方法可能会造成严重的污染问题。4) 降压法 [20]：通过降低井筒或输送管道压力，抑制水合物的生成。近年来，井下节流工艺已成为水合物防止研究的热点 [21]。井下节流工艺是降压法的一种，能达到降低流动压力、防止水合物生成、降低地面设备压力等级的目的 [22]，但该方法缺少在超深高温高压天然气井中应用的现场经验及可行性研究。

由此可见，目前国内对于超深高温高压气井水合物研究还没有形成一个完整的理论和技术体系 [23]，因此研究高温高压气井水合物的成因，准确预测水合物的生成位置，采取有针对性的水合物防治工艺，对超深高温高压气田的稳产高产具有积极的指导意义。本文采用PIPESIM节点分析软件，建立超深高温高压气井的组分模型，对气井井筒压力与温度分布、水合物生成临界温度–压力曲线、水合物形成位置进行了预测，模拟研究了产气量、油管尺寸、地层压力三项敏感性参数对水合物生成的影响，确定最佳的配产方案。同时研究了井下节流降压的水合物防治技术，从而从井筒就开始对水合物做好预测和防治工作，解决了水合物防治在超深、高温、高压条件下的技术难题，研究成果指导并应用于塔里木油田克深区块开发方案的编制，对类似气藏水合物预测及防治具有较强的指导意义。

2. 水合物预测

2.1. 水合物成因分析

天然气水合物是指在一定系统压力下，天然气温度大于水的冰点时生成的笼型分子化合物，用“水合温度”来描述水合物生成的温度 [24]。水合物的生成与自由水的存在以及天然气中各组分含量密切相关。天然气中的自由水会在天然气温度降至露点温度以下时析出，凝析出自由水是水合物生成的前提条件。

温度和压力条件对于天然气水合物的生成也极为重要。在系统中，当相应的水合物分解压力小于系统压力时，气体中的自由水和天然气的组分或就会有天然气水合物生成，各组分逸度关系为 [21]：

$f_{分解}^{水合物}<f_M^{系统}<f_M^{饱和}$ (1)

天然气组分的不同，意味着其相对密度也不尽相同，天然气相对密度比较高的时候更容易形成水合物。综上，天然气水合物的形成条件为 [5]：

1) 高压。一定温度下，存在水合物生成压力的临界值，一旦井筒中气体压力超过该临界值，水合物就会生成。因此防治水合物的要点在于将压力控制在该温度的水合物临界压力以下。这一条件对高压气田是十分不利的，意味着高压气田水合物生成风险高。

2) 温度低于给定压力下的水合物临界温度。一定压力下，水合物存在临界温度，若井筒温度低于该临界值，水合物就会生成。天然气由气藏流向井口的过程中温度会不断下降，尤其是对于深井而言，温度降低会更加明显。因此，即使是高温气藏，一旦温度降低至水合物生成临界温度以下，仍会有水合物生成。

3) 天然气含水，且过饱和。天然气在井筒中流动过程中，当温度下降到露点温度以下，天然气中就会有凝析水产生。

4) 辅助因素，如：井筒中气体流速高或存在压力扰动；酸性气体(如H₂S和CO₂)的存在；气流方向不稳定导致涡流；种子晶体的诱导。

2.2. 水合物预测

以塔里木油田KS 9井为例，储层平均埋深约7500 m，地层压力125.74 MPa，温度为178.06℃，日产气量30 × 10⁴ m³/d，气藏属高温、高压、超深气藏。主体油管3 1/2 in，射孔中深7433.14 m，采用PIPESIM软件模拟建立物理模型，输入气藏参数和油管参数，建立模型如图1所示。

Figure 1. Schematic diagram of gas well hydrate simulation model

图1. 气井水合物模拟模型示意图

选择Hagedom and Brown流动相关式，设置组分模型，输入天然气各组分的摩尔百分比，经天然气组分闪蒸后得到包络相图，如图2所示，闪蒸前后各组分含量如表1所示。通过闪蒸计算即求得在既定系统总组成的情况下，一定温度、压力条件下，达到平衡的气液两相组成与数量之比。开始闪蒸计算，确定了油藏条件下的饱和水含量为2.102%。

Figure 2. Phase diagram of natural gas components

图2. 天然气组分相图

Table 1. Contents of each component before and after natural gas flash evaporation

表1. 天然气闪蒸前后各组分含量

在建立组分模型的基础上，运行相应日产气量条件下的温度剖面和压力剖面，得到井筒温度、压力梯度曲线，如图3、图4所示。改变输出参数，模拟得到基于相图的水合物生成图像，如图5所示。随着井深增加井筒内压力、温度和水合物生成临界温度大小如表2所示。

Figure 3. Wellbore temperature prediction

图3. 井筒温度预测

Figure 4. Wellbore pressure prediction

图4. 井筒压力预测

Figure 5. Temperature-pressure relationship curve based on phase diagram

图5. 基于相图的温度–压力关系曲线

Table 2. Data sheet of wellbore temperature pressure and hydrate formation temperature

表2. 井筒温度压力及水合物形成温度数据表

由图5和表2分析可知，在井口附近，水合物的生成曲线与温度-压力曲线之间存在交点，有水合物生成。生产过程中距离井口越近，生成水合物越严重。绘制水合物生成温度及井筒内流体温度随深度的变化曲线如图6所示。

Figure 6. Temperature distribution of fluid in wellbore and temperature distribution of hydrate formation

图6. 井筒内流体温度分布与水合物生成温度分布图

由图6可知，井下80 m向上有水合物生成，应采取适当的水合物防治工艺。

3. 影响井筒水合物生成的敏感性因素分析

应用PIPESIM软件对影响水合物生成的主要因素进行定量分析，讨论不同敏感性因素对水合物的影响，为工作制度的优化打下基础。

3.1. 油管尺寸对水合物的影响

以克深9区块某井生产数据为例，设置地层压力为125 MPa，地层温度为178℃，射孔中深7433 m，日产气量为30 × 10⁴ m³/d，油管尺寸分别为2 3/8~4 1/2 in的条件下进行水合物预测，模拟结果如图7所示。

Figure 7. Hydrate prediction under different tubing inner diameter scenarios

图7. 不同油管尺寸条件下水合物预测

由图7可以看出，管径越小时，生产过程中的压降越小，井口压力越大，同时井底到井口的温度变化较大，井口温度越低，与水合物临界生成曲线越近，甚至与水合物临界生成曲线相交，因此水合物在油管尺寸较小的情况下更易生成。在产气量为30 × 10⁴ m³/d的条件下，油管尺寸小于等于3 1/2 in时，会生成水合物。可见，增大KS 9井油管尺寸至4 in以上，能够避免水合物生成。

3.2. 地层压力对水合物的影响

设置地层温度178℃，射孔中深7433 m，油管尺寸3 1/2 in，产气量30 × 10⁴ m³/d，因开采过程中地层压力下降，模拟地层压力分别为130~105 MPa条件下的水合物生成情况，模拟结果如图8所示。

Figure 8. Hydrate prediction under different formation pressure conditions

图8. 不同地层压力条件下水合物预测

由图8可知，随着生产的进行，地层压力逐渐下降，对应的井口压力也下降，该压力下的水合物生成温度较低，但井口温度几乎不变，因此井筒温度–压力曲线与水合物临界生成曲线交点对应的温度和压力下降，意味着水合物在井口或井下较浅位置生成。随着地层压力的进一步降低，最终井筒温度–压力曲线将不再与水合物临界生成曲线相交。因此，在气藏开发初期生成水合物更严重。由图8可知，对于KS 9井，即使地层压力下降至105 MPa，仍会有水合物生成。

3.3. 产气量对水合物的影响

设置地层压力125 MPa，地层温度178℃，射孔中深7433 m，模拟产气量分别为30 × 10⁴~70 × 10⁴ m³/d，油管尺寸分别为2 3/8~4 in的条件下的水合物生成情况，模拟结果如图9所示。

(a) (b) (c) (d)

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

图9. 不同产气量和油管尺寸组合方案下水合物预测。(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，在油管尺寸一定时，产气量小，导致井口处于高压力，低温度的状态，使得井筒温压曲线更靠近水合物临界生成曲线，甚至与水合物临界生成曲线相交，因此水合物在产气量越小的情况下生成的风险越大。

结合KS 9井生产数据，对比图9(a)~(d)可知，当产气量为30 × 10⁴ m³/d时，选择4 in油管，可避免水合物生成；当产气量大于等于40 × 10⁴ m³/d时，无论选择何种尺寸油管，均不会有水合物生成。

对于KS 9这样压力高达125 MPa的高压气井，若日产气量无法达到避免水合物生成的要求，则需增加油管尺寸或采取水合物防治工艺以实现安全生产。

4. 水合物防治技术

由于水合物形成后会对生产和安全造成严重影响，且水合物一旦生成后难于消除，因此有必要对水合物的生成采取相应预防措施 [25]。预防水合物的生成的方法主要有四种 [8] [26] [27]：1) 除水；2) 加热；3) 化学添加；4) 降压。结合塔里木油田气藏特征和的实际生产情况，可采取降低压力(井下节流工艺)和加抑制剂法(注醇法) [28] [29] [30] [31] 预防水合物生成，综合分析以上四种防治工艺缺点及适用性，结合KS区块高温、高压，气井超深的特点，考虑优选井下节流工艺。因为井下节流不仅能预防水合物生成，还可减少井筒积液，降低设备承压，延长气井自喷时间 [32]。但该方法缺少在超深高温高压天然气井中应用的现场经验及可行性研究。因此本文通过PIPESIM进行模拟分析井下节流工艺在水合物防治方面的有效性，并对节流工艺的参数进行优化设计。

以KS 9井生产现场数据为例，设置产气量30 × 10⁴ m³/d。初步估计节流油嘴下入深度为3000 m，设置井下节流嘴直径为敏感性因素，分别选取5.5 mm~8 mm油嘴进行模拟，结果如图10所示。

由图10可知，当选择5.5 mm节流嘴时，由于节流压降过大，无法满足生产需求。为了达到更好的节流降压效果，首先选取6 mm油嘴进行不同下入深度条件下的井下节流模拟设计如表3所示。

在模拟计算过程中发现3000 m处下入6 mm节流油嘴就能达到防治水合物的目的。因此对下入深度依次往上进行模拟，发现2400米~3000米下入节流嘴都能达到目的。为了达到更好的节流效果，同时结合下入施工难易程度 [33]，考虑在2500 m处下入6 mm节流嘴。下入节流嘴前后的压力/温度曲线如图11所示。

Figure 10. Sensitiveness analyzation of choke size

图10. 节流嘴尺寸敏感性分析图

Table 3. Statistics of simulation results of different penetration depths (mouth diameter 6 mm)

表3. 不同下入深度模拟结果统计表(嘴径6 mm)

Figure 11. Pressure-temperature relationship curve before throttling or after throttling

图11. 节流前后压力–温度关系曲线

可以看出，节流后系统温度–压力曲线和水合物生成临界曲线没有交点，因此，在井下2500 m下入直径6 mm节流嘴达到了防治水合物生成的目的。

5. 生产实例分析

塔里木油田KS 9区块开发方案设计动用地质储量360.84 × 10⁸ m³；探井及评价井6口，后期2口生产井转排水井(初期边部KS 902、904井生产，在水淹后转排水井)；预测稳产10年，开发40年累产气183.93 × 10⁸ m³，累产水77.94 × 10⁴ t，天然气地质储量采出程度50.44%，单井平均合理产能76 × 10⁴ m³/d。区块开发指标如表4所示，优化后的单井生产参数如表5所示。

Table 4. Statistics table of Kes 9 block production indicators

表4. 克深9区块开发指标统计表

Table 5. Statistics of single well production index in Kes 9 block

表5. 克深9区块单井生产参数统计表

截至2019年2月，日产水20.6 m³，日产气439 × 10⁴ m³/d，累产气24.42 × 10⁸ m³。自投产以来，气井采用井下节流工艺对存在水合物形成风险的气井进行预防，均未出现水合物堵塞井筒的情况发生，实现了安全、高效、顺利投产，证明了水合物防治技术在高温高压气田的有效性，对其他高温高压气藏的水合物预测及防治具有良好的指导作用。

6. 结论

1) 对KS 9井的井筒压力分布、井筒温度分布、水合物生成临界温度–压力曲线、水合物生成位置进行预测，结果表明，KS 9井距井口80 m向上有天然气水合物生成，需进一步采取水合物防治措施。

2) 模拟研究了产气量、油管尺寸、地层压力等敏感性参数对水合物的影响。产气量低，油管直径小，地层压力高，易生成水合物。

3) 对于埋深7500 m左右，温度178℃，压力高达125 MPa的气井，当产气量为30 × 10⁴ m³/d时，选择4 in及以上油管，可避免水合物生成；当产气量大于等于40 × 10⁴ m³/d时，无论选择何种尺寸油管，均不会有水合物生成。

4) 优选井下节流降压的水合物防治技术，优化设计节流嘴直径6 mm、下入深度2500 m作为KS 9井的节流工艺参数，解决了水合物防治在高温、高压条件下的技术难题。

研究成果指导并应用于塔里木克深区块开发方案的编制，对类似气藏水合物预测及防治具有较强的指导意义。