胡伟杰

(中国海洋石油总公司工程技术部，北京 100010）

深水是21世纪世界石油工业的重要区域和科技创新的前沿，全世界范围内在深水区域已发现近30个、超过5亿桶的大型油气田。世界油气资源的增长50%来自于海上，主要是深水，深水已经成为全球油气资源的主要接替领域。深水油气资源的勘探开发一直以来面临着很大的大挑战：挑战一，深水开发工程装备；挑战二，恶劣、复杂的海洋环境条件；挑战三，深水开发工程技术。而在深水开发工程技术中，不可回避的就是天然气水合物的防治技术，那么水合物是什么样的一种物质，它是怎么形成的？又如何防治呢？

一、水合物的基本概念

天然气水合物是由天然气和水组合在一起形成象冰一样的固体。这种物质事实上是一种分子侵入另一个分子组成的物理组合，然后形成了晶状固体。

水合物的形成分两种情况：

1.天然存在的水合物层

水合物可以形成于海洋地层沉积过程或极地地下地层中，1975年在黑海的地层沉积中首次发现了水合物层的存在。水合物层存在的深度和厚度取决于海底温度、地层压力、气体组分、地层水的矿化度以及地温梯度等。

2.作业过程中生成水合物

天然气水合物是在特定的温度和压力条件下生成：一般是低温和高压（<10℃，>500米）。水合物形成示意图（如图1）可以看到水合物形成和溶解的过程。水合物的形成与天然气的组分有很大的关系。越小分子的烃，越难于形成水合物。甲烷水合物在压力28bar和温度1℃时形成，而其他烃类则在压力5bar和温度1℃。通过研究不同压力和温度条件下水合物的溶解点，通过提高钻井液的抑制性来解决水合物的问题。钻井液的抑制性越强，形成水合物的几率就越低。例如，在压力 100bar、温度 24℃的淡水中即可形成水合物，但是在加了抑制剂的钻井液中温度需要降低到7℃。

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二、水合物的钻井风险

1.钻进含有天然气水合物的地层

钻进大段含有水合物的地层时将导致严重的风险，钻井液中大量的热量会使天然气水合物溶解，造成井筒失稳、钻井液气化，例如在17-1/2"井段，如果钻进1米水合物层，到达地面后将产生24方天然气，最终会导致严重的井控问题。

在稳定压力下温度升高（钻井液带来的热量）或在稳定温度下压力下降（静液压力降低）或两个因素同时影响都会造成水合物的失稳，从而造成水合物的溶解。当压力快速下降时天然气水合物也会快速分解。高的压力激动可能产生裂缝，在水下井口区周围导致气喷。影响井口稳定、套管和井内管柱安全。

经过大量的钻井实践，钻水合物地层的预防措施主要有：

1）水合物地层深度的落实；

2）观察钻进时钻遇水合物层的显示（气侵，机械钻速等）；

3）水合物出现时，应该降低泥浆温度（使用地面冷却系统）并加重，以减小气侵程度，稳定地层。提高排量排出气侵，降低机械钻速减少岩屑量；

4）确认没有水合物的情况下，进行起下钻或甩钻具等作业。

2.钻井过程中形成天然气水合物

随着钻井作业水深的增加，由于隔水管和防喷器附近温度降低，当有气体侵入时或井控时长时间关井时就可能产生水合物。造成井下和地面问题，主要表现在：1）由于水合物将泥浆中的水吸收造成泥浆脱水，卡钻和循环漏失等问题就会发生；2）水合物中天然气处于高压缩状态，一旦溶解，大量天然气释放会造成巨大安全隐患；3）水合物形成后堵塞井控系统，影响井控操作。

一旦天然气水合物形成，处理水合物的方法有限、实施困难且可靠性不高。正因如此，如何监控和预防水合物的形成是关键，而井涌控制和监测是关键点。深水钻井实践中预测和防止天然气水合物形成的推荐措施：

1)延长循环时间，监测气侵泥浆；

2)井控时尽量缩短关井时间，如果长时间关井时泵入抑制剂段塞；

3)关井时在BOP建立内循环；如果条件允许，在泥浆中加入放热化学材料，使防喷器组周围的温度升高；

4)优化固井设计和作业，使用防气窜添加剂；

5)钻井液使用水合物抑制材料。

三、水合物的防治和处理方法

防止水合物形成最直接的方法是减少自由水的存在，添加减低冰点的添加剂也是可选的方案，乙醇和盐是常用减低冰点的低分子重量的添加剂。图3显示了NaCl对水合物平衡温度的影响：水合物在线的上方和左向是稳定的。盐的浓度越大，同一压力条件下的平衡温度就越高，形成水合物的几率就越低。因此，在深水钻井中，钻井液的设计和选择要充分考虑水合物的抑制方案。

1、钻井液选择

在水深大于1500米以后，海底温度将降至4度以下，钻井液设计需要充分考虑防止水合物形成措施。目前深水钻井中通常使用的钻井液有两种：1）水基钻井液，深水钻井中常用到Na－Cl/聚合物钻井液体系；油基钻井液或合成基钻井液，最简单的解决水合物防止的问题。

1.1 水基钻井液

在深水钻井中，多数作业者选择NaCl/聚合物或者NaCl/乙醇来抑制水合物，每种钻井液都要适应不同的井况。表1显示了钻井液选择的基础方法：

例如：在以下深水条件下钻井：水深2500米，海底温度6℃，钻井液比重1.15sg，泥浆静液柱压力为281bar（4026psi），根据上表，只有两种钻井液可选：

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1）20%NaCl/10%乙二醇：根据要求的比重和水深，水合物形成的温度为5.5℃（海底温度为6℃），我们使用比重为1.15sg的钻井液可以钻进到2793米，达到315bar（4500psi）的静液注压力；

2）80/20含30%CaCl2水相的合成基泥浆，钻井过程中是没有水合物风险的。

盐是有效的水合物抑制剂，他们的抑制效果受到分子量、分子价和电离度等因素的影响。根据分子质量分级如下：NaCl＞KCl＞CaCl2＞NaBr＞Na-Formate＞Calcium Nitrate。低分子量的乙二醇是常用的水合物抑制剂，但是存在页岩抑制性的问题，因此需要加入盐来解决页岩抑制性的问题。当地层破裂压力偏低或上层套管鞋处的破裂压力偏低时，必须使用低密度的钻井液体系。通过降低盐的添加量、提高乙二醇的添加量的方法来满足需要，如果不能满足页岩抑制性的需要时，直接使用油基泥浆。

当水深大于1200米以后，由于低温，高矿化度和乙二醇含量将影响水基钻井液的流变性。因此，低温条件下的流变性控制也是深水钻井液设计的一个关键因素。

1.2 油基钻井液或合成基钻井液

80／20 合成基钻井液（水相含30%CaCl2）在压力70bar到400bar或更高条件下均适用。其实在油基环境中气体的可溶性更高，钻井液中的油相提高了水合物形成的速度和体积，但是水相中分散的盐体颗粒提供了大的表面积，快速平衡了水合物的形成速度，因此，油基钻井液中的水合物抑制性与水相中矿化度含量成正比，如果水相中CaCl2的含量低于15%，在210bar条件下，温度低于13.6℃时将会形成水合物。。

2、水合物处理措施

除了在钻井液设计和体系选择时充分考虑水合物抑制方案，在深水钻井现场作业中，也要考虑预防水合物形成的技术措施，主要有：1）压井和节流管线用乙二醇和盐水填充；2）发现气侵，用乙二醇和盐水填充到防喷器段；3）水下机器人定时向防喷器和井口连接处注入乙二醇等等。

水合物一旦形成并堵塞钻井通路，就要考虑进行处理。深水钻井中处理水合物堵塞有三种常用的处理措施：1）用连续油管冲洗，泵入加热的抑制性段塞（乙二醇＋NaCl）来消除水合物；2）降低环空压力，隔水导管中替入轻泥浆，通过降低压力消除水合物；3）起出防喷器。其中最经济、最简单的方法是降低环空压力。

四、水合物防治对钻井作业的影响

随着水深的增加，压力随之升高，温度随之降低，水合物的风险就增大。

随着水深的增加，钻井所需要的钻井液体积也随之增加，所需要的水合物抑制剂的量也随之增加。表2显示了随着水深增加，钻井液体积和所需混合的乙二醇/NaCl（20%NaCl+10%乙二醇）的体积、重量变化（理论计算结果）.

通过表2可以看出随着水深的增加，配置水基钻井液所需的NaCl和乙二醇的量是巨大的，这还不包括备用和应急处理时所需要的量，因此在深水钻井中，就存在后勤供应问题。需要租用大吨位、大容量的供应船。同时，乙二醇价格是昂贵的，因此，超深水中使用乙二醇的数量巨大，费用极高。

随着水深的增加，隔水导管的长度增加，钻井液在井筒内的循环温度和流出温度都因隔水导管的冷却效应而降低，水深越大，温度就会越低。随着温度降低，含有10%NaCl和20%乙二醇的水基钻井液的粘度升高，就会导致循环当量泥浆密度过高，重新开泵循环时会产生超高压现象，并造成地面固相处理困难等问题。

深水钻井作业具有高技术、高风险、高投入的特点，2010年的墨西哥湾深水井喷漏油事故向全世界敲响了警钟。水合物是深水所特有的风险，在深水钻井作业实践中，水合物的预防和处理，贯穿了工程设计和现场施工各个阶段，除了以上所述的防治和处理方法和措施外，还需要从井身结构等方面系统的、综合的考虑。随着钻井技术的发展和深水钻井实践的深入，水和物的预防和处理措施也将更加科学，更加安全。

[1]SPE 38567 Hydrate Control during Deep Water Drilling:Overview and New Drilling Fluids Formulations Hege Ebeltoft,SPE,STATOIL and M.Yousif,SPE,llTRlWestport Technology Center and Eirik Soergaard,SPE,Norsk Hydro ASA.

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