周雪梅，段永剛 （西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500）

何玉發(fā) （中海油研究總院，北京 100027）

游媛，李果 （殼牌中國勘探與生產(chǎn)有限公司，四川 成都 610000）

鄧科 （中石油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川 達州 635000）

深水氣井測試流動保障研究

周雪梅，段永剛 （西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500）

何玉發(fā) （中海油研究總院，北京 100027）

游媛，李果 （殼牌中國勘探與生產(chǎn)有限公司，四川 成都 610000）

鄧科 （中石油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川 達州 635000）

目前國內(nèi)外對深水氣井測試的研究工作主要集中在深水鉆完井、管柱受力分析和水合物預(yù)測方面，對于深水氣井測試流動保障這一領(lǐng)域還未深入開展研究。從滲流理論出發(fā)，結(jié)合井筒流動模型和井筒溫度模型，將形成的氣藏-井筒耦合模型與預(yù)測水合物的p-T圖統(tǒng)一起來，預(yù)測深水情況下水合物生成的位置比單純的井筒模型預(yù)測結(jié)果更為精確。通過分析影響水合物形成的影響因素，給出多種情況下相應(yīng)的防治措施，從而保障測試的順利進行。以南海荔灣的某口井資料進行測試驗證了該方法的合理性。

深水氣井；氣井測試；氣藏－井筒耦合模型；水合物；流動

在深水氣井測試過程中，水合物在井筒內(nèi)出現(xiàn)是阻礙流體在管柱內(nèi)順暢流動的主要原因［1～3］，它將導致測試工作的失敗甚至產(chǎn)生事故，造成不可估計的人力和財力上的巨大損失。國內(nèi)外學者主要單純地針對井筒進行研究，忽略了氣藏和井筒的耦合，降低了其預(yù)測的準確性［1，3，8］。為此，筆者采用氣藏和井筒耦合的方式建立并求解模型，與p-T（壓力－溫度）圖結(jié)合來剖析測試過程中水合物生成的條件，并在該基礎(chǔ)上利用編程的手段準確地定位出水合物形成的位置，以采取措施進行防治。

1 模型建立

深水氣井測試時，流體會經(jīng)歷地層中的滲流和井筒內(nèi)的流動兩個過程。對地層段和海水段傳熱進行分段建模，通過離散方法獲得總傳熱系數(shù)隨井深的變化關(guān)系。之后建立氣藏－井筒耦合模型后編程求解，并結(jié)合p-T圖制定保障深水氣井測試的合理方式。深水氣井測試的管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

1.1 滲流方程

圖1 海上氣井測試管柱結(jié)構(gòu)圖

1.2 井筒模型

2 井筒內(nèi)流動保障分析

2.1 水合物形成條件和預(yù)測

天然氣水合物的形成主要有3個條件：天然氣中存在自由水；有足夠低的溫度和足夠高的壓力；有輔助條件，如氣體流向突變而產(chǎn)生攪動、壓力波動和晶核存在等。其中，過低的溫度和過高的壓力是深水氣井測試過程中形成水合物的最主要因素。p-T圖是一個常用的不同相對密度天然氣形成水合物的壓力－溫度平衡曲線［8～11］，曲線的上方為水合物生成區(qū)，即天然氣的溫度壓力點落在平衡曲線的上方則表示會形成水合物 （圖2）。

從圖2中可看出，水合物的形成受溫度和壓力控制，當氣井井筒內(nèi)壓力為4000psi（1psi＝6894.75Pa）時，相 對 密 度 為0.6和0.7的天然氣形成水合物的溫度大約在74℉（23℃）和76℉ （24.4℃），當外界溫度低于該臨界溫度時，測試井筒內(nèi)就會生成天然氣水合物。故溫度越低、壓力越高越容易形成水合物。深水海底通常低于10℃的溫度以及從幾兆帕到幾十兆帕的測試過程中氣井井筒壓力很容易達到水合物生成條件。

圖2 天然氣水合物形成的壓力－溫度曲線

2.2 測試保障研究

根據(jù)上述原理，采用Matlab軟件進行了程序設(shè)計，得到不同產(chǎn)量下的井筒溫度曲線，如圖3所示。

由圖3可知，在同一產(chǎn)量下，井筒內(nèi)的溫度隨著井深增加而增加，在泥線處會出現(xiàn)一拐點，泥線以上井深－溫度關(guān)系呈反拋物線關(guān)系，而泥線以下則幾乎呈直線關(guān)系；不同產(chǎn)量情況下，采用低產(chǎn)量測試模式，其井筒溫度相對高產(chǎn)量的情形要低，如采用40×104m3／d的生產(chǎn)模式，在水深500m處測試管柱內(nèi)的溫度大約為10℃，而同一深度采用80×104m3／d生產(chǎn)的氣井井筒溫度則約為15℃。故采用較高產(chǎn)量進行測試可使井筒內(nèi)溫度處于較高水平，從而保障測試過程流動不受阻。

針對低產(chǎn)深水氣井測試情況，無法通過提高測試產(chǎn)量來升高測試井筒內(nèi)的溫度，故需要結(jié)合同一產(chǎn)量下的溫度、壓力剖面與水合物生成的p-T相圖分析，便可得到某產(chǎn)量下，在井筒的哪些深度處會形成天然氣水合物，則相應(yīng)地在該處設(shè)置水合物抑制劑注入點或者調(diào)整試氣產(chǎn)量已達到保障深水氣井測試流動順暢的目的。

故針對天然氣水合物的形成條件，可得到保障深水氣井測試流動的方法有以下4種：①減少測試中天然氣中的自由水量；②使氣體流動溫度上升到水合物形成的臨界溫度以上；③降低氣體壓力至水合物生成壓力以下；④向氣流中加入化學添加劑，減緩或抑制水合物的增長或聚集。

注入化學抑制劑是目前較常采用的方法，減少天然氣中的自由水量也是抑制水合物生成的一個有效方法，降低壓力和提高溫度都需要在操作條件允許的范圍內(nèi)實施，故這兩種方法較少采用。但采用較高產(chǎn)量進行測試可使井筒內(nèi)溫度處于較高水平，從而減少水合物形成的可能。

圖3 不同產(chǎn)量下的井筒溫度曲線

3 實例計算與分析

所選實例為南海荔灣的一口直井XX井，該井為深水高產(chǎn)氣井，已完成測試并取得可靠測試資料。筆者對該井進行了測試工作制度的優(yōu)化設(shè)計和水合物生成預(yù)測分析。其基本資料見表1。

表1 測試井 （層）基本參數(shù)表

針對20×104～160×104m3／d的測試產(chǎn)量，從預(yù)測的井筒溫度、壓力剖面 （圖4）可知，測試流量低于30×104m3／d時，在750m井深以上部分的井筒溫度低于水合物形成溫度，容易形成水合物堵塞。因此，為了保障該深海氣井測試工作的順利開展，建議產(chǎn)能測試流量從40×104m3／d開始，按40×104、80×104、120×104、140×104、160×104m3／d順序測試。

采用井筒溫度場、壓力場以及水合物形成的壓力－溫度圖版，通過理論計算來預(yù)測不同產(chǎn)量情況下水合物能不能形成及形成的位置。由以上試驗結(jié)果結(jié)合圖4可以看出，水合物形成區(qū)域和產(chǎn)量的大小有直接關(guān)系，其根本原因是低產(chǎn)時管柱內(nèi)壓力高、溫度低。但是隨著試氣量的增加，管柱內(nèi)的壓力也在降低，溫度逐漸升高，使得水合物形成的面積減小。當氣量增加到30×104m3／d以上時，井筒內(nèi)形成水合物的可能性很小，因為在較高氣量的開井工況下，井內(nèi)流體溫度遠遠高于水合物生成溫度，故測試管柱內(nèi)難以形成水合物。

圖4 不同測試產(chǎn)量下的井筒溫度剖面預(yù)測圖

4 結(jié)論

1）建立了無限大氣藏中一口直井的氣藏-井筒耦合模型，并采用Matlab編程的方式對井筒壓力場和溫度場進行求解。

2）闡明了水合物生成的3個基本條件，為防止水合物生成給出了釜底抽薪的意見；結(jié)合p-T圖對深水氣井測試過程中水合物形成的因素進行了分析，并提出為保障測試順利進行須使得井筒溫度較高、壓力較低的觀點。

3）針對高產(chǎn)氣井，提高測試氣量是深水氣井測試流動保障的關(guān)鍵；針對低產(chǎn)氣井，采用氣藏－井筒耦合模型結(jié)合p-T圖的方法預(yù)測水合物形成的位置，并添加水合物抑制劑來保障測試順利進行。

4）以南海荔灣的一口直井XX井為例進行研究，發(fā)現(xiàn)氣井測試過程中，測試產(chǎn)量的大小會直接影響井筒內(nèi)溫度的高低，測試產(chǎn)量越大，井筒內(nèi)溫度越高，越不容易形成水合物；反之亦然。

［1］李建周，高永海，鄭清華，等 .深水氣井測試過程中水合物形成測試 ［J］.石油鉆采工藝，2012，34（4）：77～80.

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［3］王志遠，孫寶海，程海清，等 .深水鉆井井筒中天然氣水合物生成區(qū)域預(yù)測 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35（6）：731～735.

［4］Ozkan E，Raghavan R.Some new solutions to solve problems in well test analysis：Part 1-Analytical considerations［J］.SPE Formation Evaluation，1991，6（3）：359～368.

［5］Ozkan E，Raghavan R.Some new solutions to solve problems in well test analysis：Part 2-Computational considerations［J］.SPE Formation Evaluation，1991，6（3）：369～378.

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［編輯］ 黃鸝

The Flow Assurance of Deep W ater Gas-well Testing

ZHOU Xuemei，DUAN Yonggang，HE Yufa，YOU Yuan，LIGuo，DENG Ke (First Author's Address:School ofOil and Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu，610500，Sichuan，China)

At present，research on deepwater gaswell testingwas concentrated on deepwater drilling and completion，stress analysis on casing strings and hydrate prediction，but for deepwater gas-well flow assurance，itwas not deeply studied.Starting from percolation theory and integrated with wellbore flow modeland wellbore temperaturemodel，a reservoir-wellbore coupling mode was integrated with P-T diagram for hydrate prediction，which could be deployed for predicting the hydrate position in deepwater，its resultwasmore accurate that of a single wellboremodel.By analyzing the factors affecting the formation of hydrates，many appropriate preventivemeasures are provided to safeguard the smooth operation of the test.And data of a certain well in Liwan Oilfield of the South China Sea are used to verify that themethod is reasonable.

deepwater gas well;gaswell test;couplingmodel of gas reservoir-wellbore;hydrate;flow

TE375

A

1000-9752（2014）05-0149-04

2013-10-17

國家科技重大專項 （2011ZX05026-001-07）。

周雪梅 （1985-），女，2008年中南林業(yè)科技大學畢業(yè)，碩士生，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)與試井工作。