郭小哲 薛秀敏 王福升 窦红梅 胡 南 董继龙

（1.中国石油大学石油工程学院，北京 102249；2.大港油田公司，天津 300280；3.中石油西部钻探试油公司，新疆克拉玛依 834000）

天然气生产时一般伴有水，当井筒中的水达到饱和状态时，由于气、水混和流体的密度较小，由井底到井口将保持较高的压力，若遇到井筒温度较低时，就会生成天然气水合物晶体并随着条件的进一步成熟聚集在油管壁或者节流器而形成冰堵，给生产造成困难。尤其是气井测试期间的工作制度频繁改变，再加上对气井生产状态尚没有形成清晰的认识，井筒生成水合物的潜在威胁更大。为了尽可能避免操作过程中的疏忽带来井筒或者井口的结冰事故，对井口生产参数的实时监测及由此计算井筒多相流物性参数，以提供气井水合物实时预警的理论方法具有重要意义。

气井水合物监测预警系统是实时动态监测，监测点位于井口和分离器之间，距离井口约10 m距离，实时收集经过该点的天然气压力、温度和流量，实时数据经数据线传送到带有监测系统的电脑终端，经计算分析后若达到报警阈值时则发出报警声音以提示现场操作人员做好预防准备。

监测预警系统根据气藏参数、井筒参数、热力学参数及生产参数等计算井筒沿程压力温度分布，再由图解法得到不同组分的天然气水合物p-t，判断井筒中是否达到水合物生成条件，进而进行预警和预防。

依据监测系统工作原理，设计以下3 个计算模块：井筒参数计算、水合物生成预测、预警。

1 井筒参数

由距离井口约10 m 处取得的近似井口温度、压力和流量，把井的工作状态分为开井和关井两种，不同生产状态的井筒参数计算有所不同。

1.1 开井状态

当气体从井底沿井筒向上流动时，由于气体和井筒周围地层之间存在温差，因此必然通过导热、对流和辐射3 种传热方式向周围地层传热，如图1 所示［1］，热传导介质为油管、环空、套管、水泥环和地层。

图1 井筒向地层传热示意图

根据Shui & Beggs 井筒温度计算方法［1］得到井筒温度分布公式为

式中，Tf（z）为井筒任一点的温度，K；Twf为井底温度（可近似为气藏温度），K；gT为地温梯度，K/m；z为井深，m；A 为松弛距离，其值与产量、流体密度、油管直径、地温梯度等有关，m。

根据温度模型可以求取井筒不同点温度，进而求取井筒压力分布，压力分布采用Beggs-Brill 方法计算［2］。其步骤为：以井口压力为初始点压力，设计迭代井段深度，估算目标段压力大小，判断流型，计算流体相关参数，计算压力梯度，得到理论计算的目标段压力，与之前估计的压力进行对比，若在误差允许范围则计算结果即为该段压力，以此结果为下一段计算的起始压力再进行迭代，由此计算到井底得到全井沿程压力分布。

在计算监测系统中的井筒参数时，所使用的井口温度和压力实时数据与真正监测点的数据并不相符，这是因为监测点离井口有一段距离，地面管线的压力损失和热损失与流量、地面温度有着很大关系，尤其是地面温度过低时，监测得到的温度与井口温度相差较多，因此，需要对井口参数进行地面管线矫正。其压力、温度计算公式为［3］

式中，p1为计算井口压力，MPa；p2为监测点压力，MPa；L 为监测点与井口管线长度，m；T 为监测点温度，K；d 为地面输油管直径，cm；E 为效率系数；T1为计算井口温度，K；T2为监测点温度，K；T0为地面温度，K；a = KLπ d /mCp，m 为质量流量， kg/d；K 为地面管线总导热系数，W /（ m·K）。

1.2 关井状态

关井后，井筒内流体会向地层散热，若考虑无限时间关井，则井筒温度会趋向地层温度。井筒内温度计算公式［4-5］为

各参数如图2 所示。

图2 井筒分段参数示意图

地温梯度按下式计算

式中，H 为气层深度，m；Te为地层温度，℃；T0e为常温层界限处温度，℃；z0为常温层界限深度，m；T0为地面平均温度，℃，其值可应用当天最高温度和最低温度插值得到。

若井口温度可实时监测，则可由井口推算到井底求取全井沿程温度分布。

气井关井时，井的沿程压力与流体密度相关，其计算公式［1］为

为了更准确地求取井筒压力，可以应用分段迭代方法。即设定井段长度Δz，由井口向井底逐步推算，得到全井压力分布。

2 水合物生成预测方法

计算得到井筒压力温度后，结合不同组分天然气生成水合物预测的压力温度图版即可进行水合物生成条件判断，进而可预警。

预测天然气水合物生成压力和温度的方法，主要有图解法、经验公式法、相平衡计算法和统计热力学4 类方法［6-8］：图解法通过查图版得到水合物形成的p-t 图；波诺马列夫经验公式法对大量实验数据进行回归整理，得出不同密度下天然气水合物生成条件方程；相平衡计算法引入相平衡常数K 来计算天然气水合物生成条件，对非烃含量多的气体或高压气体，准确性较差；统计热力学方法推导出了预测天然气水合物生成条件的统计热力学算法，计算精度较高，但涉及参数较多，计算很复杂。

气井测试过程中，许多热力学参数很难准确获得，因此不宜采用统计热力学方法，气井有许多是高压（井口可达20 MPa），因此不能采用相平衡法，图解法和经验公式法适用于气井水合物生成预测，本文选用图解法［9］，如图3 所示。

图3 不同天然气相对密度的水合物p-t 图

由图3 可看出，天然气相对密度越小生成水合物相对越容易，但当温度达到30 ℃时会呈现出压力无论多大也不会生成水合物的分界线。

由实时监测及计算的井筒压力分布，从图解法中获得该压力下对应的水合物生成温度，与监测及计算的井筒温度进行对比，可判断是否达到水合物生成条件，进而实现预警，并提供出现水合物的井段范围，以便采取有效的应对措施。

3 监测预警系统

计算所得井筒压力温度已经达到预测的水合物生成条件时，并不意味着一定要生成水合物。因此，预警设置还需要根据不同情况进行设置。

由天然气生成机理［10-11］可知，在天然气水合物生成过程中，首先是初始条件下晶胞形成，随着状态的维持或者进一步深入，晶胞会聚集生成晶体，此时晶体在气水混合物中仍可以悬浮，随着晶体增多，晶体聚集会形成冰渣，在一定程度上，井筒中有冰渣也不一定能形成冰堵，但冰渣在油管、弯头、阀门上的吸附会使温度降低，条件进一步恶化就会堵塞井筒或者井口。因此，具有水合物生成条件时并不一定形成冰堵，但冰堵一定需要达到水合物生成条件。

由以上分析可知，报警界限的设置既要避免无意义或者小题大做，又要避免滞后形成晚报警而错过预防时机，因此，为了能够灵活地进行报警界限的确定，可以根据计算所得水合物生成温度进行界限浮动，当地面温度过低时报警界限需要提高，当地面温度较高时报警界限可适当放宽。

当监测系统已开始报警，需要提示对应措施，预防设置可增加预防的及时性。预防设置可选择为：井口加热、增大流量、油管加热、注抑制剂、井下节流、注热水或蒸汽等项目。

在以上理论与方法的基础上，设计并编制了集实时监控、分析计算、敏感性分析、监测井管理及监测报表生成与打印等多功能为一体的综合系统（如图4 所示），并和现场数采设备相连达到了实时监控的目的。

图4 气井水合物实时监测预警系统现场界面

由准噶尔盆地DX1426 井实时测试的井筒沿程压力温度分布与理论计算得到结果进行对比，误差基本可控制在5%以内。

4 结论与建议

（1）实时监测为气井测试和生产过程中提供了未雨绸缪、提前布控的报警功能，加强了现场预防水合物的关注程度。

（2）结合监测预警系统，为了避免结冰事故带来的被动，应该特别重视以下四个方面工作：应用气井水合物动态监测预警软件在测试时进行实时监测预警，做好动态监测预警工作，提前报警提前预防；完善开井流量控制、关井时机及快慢程度、地面管线加热及防护措施、应急处理程序等操作规范，避免不当操作引发结冰事故；冬季（特别是前半冬季）是水合物高发期，近井200 m 内，是重点防护井段，重视高危时段和井段，做到重点防护；重点防护井段可采用直接加热方式，注抑制剂可采用井筒上端部位设置注入阀等。

［1］ 李士伦. 天然气工程［M］. 北京：石油工业出版社，2008-08：127-131.

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