刘永辉， 马 赞， 曾 磊， 张 伟， 江俊郴， 周 丹

(1.西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500； 2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，延安 716000；3.新疆油田公司百口泉采油厂，克拉玛依 834000)

水分子和天然气分子在一定温度和压力下会形成冰雪状复合物，即水合物[1]。天然气水合物的形成会堵塞油管，影响生产。天然气组分组成是决定是否生成天然气水合物的内因[2]。天然气的组成以及各组分的摩尔分数直接影响水合物形成的热力学条件[3]。要对水合物形成的具体位置做出相对准确的科学判断，就必须要准确预测天然气水合物生成条件[4]。目前，确定天然气水合物生成条件的方法可归纳为相平衡计算法、图版法、经验公式和统计热力学法，其中统计热力学法得到的结果精确度相对较高[5]。

近年来，井筒水合物生成研究主要针对气井，而对油井井筒水合物生成情况探讨甚少。生产实践表明，当油藏流体从井底向井口流动时，井筒中压力温度达到了油气分离条件后，原油产生脱气，脱出气遇水达到水合物的生成条件后就会产生水合物，且油气在不同位置分离后在向上流动的过程中会发生一系列的相态变化，气体组成变化非常复杂，每个位置的气体组分含量均不相同，这给准确预测油井井筒水合物生成条件造成了困难。

因此，针对油井将油气水三相水合物生成问题转化为原油脱出气与水生成水合物的问题，开展了井筒水合物生成条件测试实验，以此为基础评价优选出了适用于油井的水合物生成条件预测模型，考虑井筒相态变化动态数值模拟了井流物天然气组分含量随井深变化情况，论证了采用不同井深天然气组分数据对油井水合物生成温度预测具有影响，从而为准确预测油井水合物生成条件提供一定参考。

1 油气水三相水合物生成条件测试

1.1 实验

图1所示为实验所用可视化天然气水合物测试装置结构示意图，其主要包括高压反应釜、恒温空气浴、增压系统、压力和温度测量系统及数据采集系统等。

水合物测试装置中加入油气水三相时，水、油、气在重力作用下分离，如图2所示。油将水和天然气隔离开，很难生成水合物；若进行搅拌测定，由于油的颜色将很难判断是否生成水合物。

图1 水合物分析仪结构示意图Fig.1 Structure diagram of hydrate analyzer

图2 油气水三相分布图Fig.2 Three phase distribution diagram of oil-gas-water

在含水率已知以及气液比确定的情况下，可以将上述问题转化为测试不同气油比的原油脱出气与水生成水合物的问题，则含水3%、5%、10%、15%、20%情况下气液比为200 m3/m3时水合物生成问题可转换为气油比为206～250 m3/m3的井流物在不同条件脱出气与地层水生成水合物问题，含水率和气油比转换关系见表1，考虑气油比变化很小，采用了含水3%、10%、20% 的条件在高温高压反应釜中分别按照206.2、222.2、250 m3/m3配置反应流体，在反应结束后，将压力下降到2 MPa，让反应流体充分脱气，脱出气组成见表2，脱出气组成随气油比变化而变化，将产出气体和地层水测定水合物生成平衡条件。

表1 含水率和气油比转换关系Table 1 Relation of water content and gas-oil ratio conversion

表2 不同气油比脱出气组成Table 2 Composition of degassing gas with different gas-oil ratio

不同含水率下水合物生成平衡条件对比见图3。不同含水率对水合物的生成条件并无影响，因此，在水合物生成条件测试过程中不需要过分关注含水率，分析原因认为，水合物生成只需要产出气中饱和水蒸气便可，若有游离态的水，一般便可满足这个必要条件。

1.2 模型优选

应用VB6.0编制程序对波诺马列夫模型[6-7]、拟合P-T图模型[8-9]、VDW-P+Holder模型[10-17]和简化牛顿热力学模型[18]进行求解，各模型水合物生成温度的计算值与实验值比较结果见表3、图4，其中简化牛顿热力学模型预测误差为7.31%，为各模型中误差最小，预测精度相对较高。

图3 不同含水率水合物生成条件对比图Fig.3 Contrast diagram of hydrate formation conditionswith different water content

图4 水合物生成条件的计算值与实验值比较Fig.4 Comparison of calculated values and experimental values of hydrate formation conditions

2 井筒内天然气组分变化计算

天然气的气体组成是准确预测油井中水合物生成温度的关键因素。因此，有必要准确判断油井沿井筒不同温度压力条件下的天然气析出情况。

为此，首先提出了油藏流体相图计算方法、井筒压力温度预测模型。

2.1 相图计算

相图计算采用准确性较高的P-R状态方程[19]，其形式为

(1)

式(1)中：P为系统压力，kPa；T为系统温度，K；R为气体常数，8.314 kJ/(kmol·K)；V为气体比容，m3/kmol；a和b为状态参数。

压缩因子Z形式为

Z3-(1-B)Z2+(A-3B2-2B)Z-

(AB-B3-B2)=0

(2)

(3)

式(3)中:Vci为组分i的临界体积；θ为相互影响系数指数。

2.2 井筒压力温度计算

张柏年等[20]根据油气在井筒中的流动特点，考虑溶解气体从液体中析出时焓变化引起的能量变化、流体温度改变时所吸收或释放出的能量等，从能量守恒出发，建立了一个同时含有压力梯度和温度梯度的计算模型，采用数值算法双重迭代，即可较准确而迅速的同时预测井筒中的压力和温度分布。其方程式为

(4)

表3 模型计算值与实验值比较结果Table 3 Comparison results of calculated and experimental values of the model

式(4)中：gt为地温梯度， ℃/m；ΔZ为从井底起算的某一计算段长度，m；Cvg为气体定容比热，kcal/(kg·℃)；Cl为液相比热，kcal/(kg·℃)；Wl、Wg分别为液、气相质量流量，kg/s；Wt为气液混合物总的质量流量，kg/s；hg、hl分别为气体和液体的焓，kcal/kg；J为热功当量，kg·m/kcal；D为油管外径，m；ρg为气体密度，kg/m3；Uo为井筒的径向总传热系数，W/(m2·K-1)。

式(4)中含有温度、压力两个待求的变量，采用双重迭代法求解。首先假定ΔT，用压力梯度计算法求出在该ΔZ段内的压力梯度dp/dZ，然后用所求出的dp/dZ迭代算出ΔT。

2.3 井筒天然气组成变化

在油藏的生产过程中，当油藏流体从井底向井口流动时，在井筒压力低于饱和压力后，原油就会脱气，随着井筒压力温度的变化，油气在不同位置分离后在向上流动的过程中会发生一系列的相态变化，气体组成变化非常复杂，每个位置的气体组成均不相同。

3 实例计算

以新疆油田百口泉采油厂M4319井为例，进行井筒天然气组分变化分析，验证天然气组分变化对井筒水合物生成温度的影响。基础数据如下：油层中深为3 841.5 m；套管内径为104.8 mm；油管内径为50.3 mm；油管粗糙度为0.015 4 mm；井底静温为93.48 ℃；地温梯度为0.021 ℃/m；油套压5 MPa；井底流压为39.27 MPa；饱和压力22.93 MPa；井底流温为94.87 ℃；产液量14.05 m3/d；含水率为6.8%；气体相对密度为0.72。

3.1 天然气组分变化预测

运用色谱法对M4319井地面单脱油及单脱气进行了组成及组分含量分析，通过PVT模拟器，将地面单脱油及单脱气合成至地下，得到地层流体组成及摩尔含量，其中20 ℃单脱油密度0.8 g/cm3、气油比145.3 m3/m3、C7+分子量147.91、C7+相对密度0.79，具体结果见表4所示。

依据M4319井的油藏流体组分数据按P-R状态方程计算的油藏流体相图及预测的井筒压力温度剖面见图5。当井筒压力高于22.93 MPa(泡点压力)时，井筒压力温度剖面位于油藏流体相图的液相区，即井筒内为纯液态；当井筒压力低于22.93 MPa时，井筒压力温度剖面位于油藏流体相图的气液两相区，即井筒内有气体析出，为气液两相流动。

在考虑了井筒内复杂的相态变化情况下，利用PVT模拟器模拟了油藏流体在饱和压力以下流动时的气体分离过程，计算得到不同井深位置处气体组分含量，模拟计算结果见图6～图8。表5给出了天然气各组分含量随井深的变化趋势及幅度。

表4 井流物组成及摩尔含量Table 4 Well flow composition and molar content

图5 油藏流体相图及井筒压力温度计算结果Fig.5 Reservoir fluid phase diagram and wellbore pressure and temperature calculation results

图7 C2、C3和 N2含量随井深变化规律Fig.7 The variation pattern of C2、C3 and N2contents with well depth

图6 C1含量随井深变化规律Fig.6 The variation pattern of C1 content with well depth

图8 CO2、IC4、NC4、IC5、NC5、C6和C7+含量随井深变化规律图Fig.8 The variation pattern of CO2、IC4、NC4、IC5 NC5、C6 and C7+ contents with well depth

表5 天然气组分含量随井深变化趋势及幅度Table 5 The change trend and amplitude of natural gas component content with well depth

3.2 水合物生成温度预测

分别采用井口、井深1 000 m和井深1 900 m处井筒天然气组分数据，具体见表6，对M4319井井筒水合物生成温度预测，验证天然气组分变化对井筒水合物生成温度的影响。

表6 不同井深处天然气组分含量数据Table 6 Data of natural gas component content in different well depth

依据不同井深处组分数据计算的相图及预测的井筒水合物生成温度剖面见图9、图10。随着井深位置的增加，不同组分条件下计算的相图剖面逐渐右移、井筒水合物生成温度剖面逐渐上移，即不同井深组分条件下井筒水合物生成温度差值逐渐增大，例如：压力15 MPa时，井深1 900 m处天然气组分条件下井筒水合物生成温度为20 ℃，比井深1 000 m处天然气组分条件下井筒水合物生成温度(19.61 ℃)大0.39 ℃，而同比井口处天然气组分条件下井筒水合物生成温度(19.33 ℃)大0.67 ℃。这主要是由于随着井深的增加，天然气组分中轻烃逐渐下降，重组分逐渐增大导致的结果。

图9 不同组分条件下相图计算结果Fig.9 Calculation results of phase diagram under different component conditions

图10 不同组分条件下井筒水合物生成温度预测Fig.10 Prediction of wellbore hydrate formation temperature under different component conditions

4 结论

(1)油气水三相水合物生成条件测试表明：不同含水率对油井水合物的生成条件并无影响，在水合物生成条件测试过程中不需要过分关注含水率。

(2)井筒天然气组分计算表明：气体组分变化非常复杂，各位置组分含量均不相同，随井深增加，轻烃逐渐下降，重组分逐渐增大。

(3)采用组分数据预测油井井筒水合物生成温度剖面时，气组分数据选择尤为重要，可能导致井筒实际水合物生成温度与计算值存在一定的差异，使预测的准确性降低。