杜孝友于继飞文 敏陈 欢邱 浩

(1.中海油研究总院有限责任公司,北京 100028;2.海洋石油高效开发国家重点实验室北京, 100028)

0 引言

天然气在高压低温条件下易生成水合物造成井筒堵塞,温度越低、压力越高越容易生成水合物;此外,水合物生成也与井流物组分有关,轻烃组分含量越高,一定压力条件下水合物生成温度越高。在海上常规开发气藏中,通常要考虑低温环境对水合物生成的影响。井口、采油树及海底管线处于海水低温环境中,极易发生水合物堵塞问题,因此在生产中需采取一定应对措施进行水合物防治。

目前对于海上气田开发中天然气水合物生成问题的研究大多集中于海底输气管道及水下井口的流动安全保障设计中[14],高压气田井筒内水合物问题的研究较少;部分研究人员对深水测试工况下管柱内水合物生成问题进行了研究,但也多局限于水合物生成区域预测方面[58],对于开关井复杂工况条件井筒温压变化规律和水合物生成及防治工艺参数还有待进一步研究[910]。

该文以南海某高温高压气田为例,根据气井天然气组分数据计算水合物相平衡曲线,基于相平衡曲线、井筒温压条件、地层温度梯度,评估气井井筒内水合物生成风险;针对高压气井关井、热启动、冷启动、初开井等工况进行非稳态模拟分析;根据不同非稳态条件下井筒温压及产量变化规律,进行水合物生成风险区域及时间判别,判别水合物抑制剂注入量、注入时间及注入速度等关键参数,提出非稳态条件下井筒水合物防治措施及相应工艺参数的设计方法,为海上气井开关井等非稳态工况下水合物防治提供借鉴。……