深水鉆完井天然氣水合物風險及預防措施
——以南中國海瓊東南盆地QDN-X井為例

張亮，張崇，黃海東，齊東明，張宇，任韶然，吳志明，方滿宗

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；3.斯倫貝謝中國公司；4.山東科瑞集團工程技術研究院）

深水鉆完井天然氣水合物風險及預防措施
——以南中國海瓊東南盆地QDN-X井為例

張亮1，張崇2，黃海東3，齊東明4，張宇1，任韶然1，吳志明2，方滿宗2

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；3.斯倫貝謝中國公司；4.山東科瑞集團工程技術研究院）

以南中國海瓊東南盆地某深水天然氣探井為例，分析鉆完井過程中不同工況下的水合物風險，提出了預防措施，并進行了實驗驗證和現(xiàn)場應用。預測了水合物相態(tài)曲線，并計算了不同工況下井筒溫度、壓力場，在此基礎上分析了水合物風險，結果表明：正常鉆進時最大過冷度為6.5 ℃，水合物風險區(qū)較?。煌ｃ@和停測時最大過冷度分別為19.0 ℃和23.0 ℃，水合物風險區(qū)較大；測試初期最大過冷度不超過停測狀態(tài)；節(jié)流放噴過程中水合物風險井段減小，當產氣量大于25×104m3/d時水合物風險消失。設計的水合物預防措施為：正常鉆進和停鉆時鉆井液中添加氯化鈉+乙二醇；測試液中添加氯化鈉/甲酸鉀+乙二醇；節(jié)流放噴過程中產氣量小于25×104m3/d時，井下注入甲醇；長期關井時采用測試液充填測試管柱。室內實驗和現(xiàn)場應用結果表明，設計的預防措施滿足水合物抑制要求。圖11表6參34

天然氣水合物；鉆井液；井筒溫度；過冷度；水合物抑制劑；深水鉆井

0 引言

深水區(qū)域是全球油氣資源的主要接替領域，但深水油氣資源的勘探開發(fā)還存在諸多問題，其中深水鉆完井及油氣開發(fā)過程中的天然氣水合物風險是不可避免的挑戰(zhàn)之一。深水海域海底附近井筒及管線內流體處于高壓低溫環(huán)境，竄入或產出的天然氣和自由水共存，極易形成水合物而堵塞流通管路，造成作業(yè)事故和經濟損失。因此，天然氣水合物預防是確保深水鉆完井順利施工及生產安全的重要保障之一[1-5]。

近年來，中國油氣田開發(fā)正向深海領域邁進。2006—2012年，中國海洋石油總公司與國外石油公司合作在南中國海荔灣氣田和瓊東南盆地鉆探了30多口井，水深1 300～2 150 m，為避免水合物風險，均采用了油基鉆井液[6-7]。2011年，中國首座自主設計建造的第六代深水半潛式鉆井平臺“海洋石油981”投入使用。目前，位于南中國海瓊東南盆地的QDN-X井由“海洋石油981”平臺獨立承擔鉆探任務。該井為中國自營深水天然氣探井，西北方向距離海南省三亞市155 km，水深約1 455 m，海底溫度3～4 ℃，地熱梯度4.4 ℃/100 m，壓力系數(shù)1.24～1.30，設計井深3 561 m，井底溫度95 ℃，最大井底壓力45.32 MPa。基于環(huán)保及成本考慮，QDN-X井在鉆完井過程中將采用水基鉆井液和測試液，水合物風險遠高于采用油基鉆井液，且目前中國深水油氣資源勘探開發(fā)剛剛起步，在深水鉆完井水合物防治方面的現(xiàn)場經驗不足，因此QDN-X井的水合物預防和控制工作受到高度重視。本文在借鑒國內外經驗的基礎上，綜合分析該井在鉆井及測試過程中不同工況條件下的水合物風險，提出預防措施，并進行室內實驗和現(xiàn)場應用驗證。

1 鉆完井過程水合物風險分析

鉆完井過程中，不同工況尤其是極端工況下的水合物風險，應作為制定水合物預防措施的主要依據(jù)。長時間停鉆或停測時，井筒內流體溫度接近環(huán)境溫度，水合物最易在海底附近井筒內形成，特別是在關井后重新啟動時，水合物很快就會形成。當遭遇緊急情況（如臺風、平臺和井內事故）需要長時間封井時，水合物的風險也不可避免。

1.1 天然氣水合物相態(tài)曲線

水合物相態(tài)曲線是進行鉆完井水合物風險分析的主要依據(jù)。目前，QDN-X井周圍已鉆5口深水探井，其中距離較近的LS22-Y井與QDN-X井均位于瓊東南盆地中央峽谷帶，兩井相距33 km，目標氣層具有相同的成藏條件，因此利用基于LS22-Y井測試資料的水合物相態(tài)曲線分析QDN-X井的水合物風險具有較大的可靠性。LS22-Y井取樣分析表明，目標氣層天然氣中CH4含量大于91.1%，CO2含量在0.30%～0.76%，地層水礦化度為26 970 mg/L，天然氣組成及地層水離子組分分別如表1、表2所示。

采用相平衡熱力學方法[8-9]預測得到天然氣水合物相態(tài)曲線（見圖1）。假設海底井口溫度與環(huán)境溫度一致，為3～4 ℃（停鉆或關井狀態(tài)），海底井口壓力為靜水壓力14.3 MPa，此時海底井口處于水合物穩(wěn)定區(qū)（見圖1中黃點），至少具有16.5 ℃過冷度（工況溫度與相同壓力下水合物相態(tài)溫度的差值），說明鉆完井過程井筒中存在著極大的水合物風險。地層水中礦物質對水合物形成有一定抑制作用（見圖1中紅色曲線），但為保險起見，采用基于天然氣和純水（礦化度為0）預測的水合物相態(tài)曲線（見圖1中綠色曲線）作為鉆井（天然氣主要與鉆井液混合）及測試（天然氣主要與測試液和地層水混合）過程中的水合物風險分析依據(jù)。

表1 天然氣平均組成

表2 地層水離子組分

圖1 天然氣水合物相態(tài)曲線

1.2 鉆井過程中水合物風險

QDN-X井井身結構設計為914.4 mm×1 554 m+ 660.4 mm×2 180 m+476.3 mm×2 730 m+444.5 mm× 3 260 m+311.2 mm×3 561 m。311.2 mm井段采用的鉆井液相對密度最大（為1.35），井筒內液柱壓力最高，水合物風險最大。采用深水鉆井井筒傳熱傳質模型計算QDN-X井在不同鉆井液排量下的井筒溫度、壓力場：溫度場以原始環(huán)境溫度為基礎，考慮鉆柱內流體、鉆柱壁、環(huán)空內流體及周圍環(huán)境之間的熱傳遞，按照時間逆鉆井液流動方向進行迭代計算，直至溫度場達到穩(wěn)定；壓力場則主要根據(jù)鉆柱及環(huán)空內流體的摩擦損失，以及鉆井液在鉆頭處的壓降進行計算[10-13]。

圖2為鉆至311.2 mm井段時不同鉆井液排量下井筒溫度場（井筒溫度曲線與水合物相態(tài)溫度曲線相交叉的區(qū)域即為水合物風險井段），表3為鉆井過程中水合物風險。由圖2、表3可知：不同鉆井液排量下，水合物風險井段不同；停鉆時，水深300～1 963 m處井段處于水合物風險區(qū)，最大過冷度出現(xiàn)在泥線處，為19.0 ℃；正常鉆進時（鉆井液排量63 L/s），循環(huán)鉆井液被下部地層加熱，水合物風險井段縮短，但仍存在水合物風險，最大過冷度出現(xiàn)在895 m深處，為6.5 ℃。

圖2 鉆井過程中不同鉆井液排量下井筒溫度場

表3 鉆井過程中水合物風險

1.3 測試過程中水合物風險

QDN-X井完鉆后，將下入244.5 mm套管固井，采用114.3 mm管柱進行清噴測試。目標地層射開后，涌入井筒的天然氣首先將測試管柱中的測試液頂出，然后伴隨著少量地層水進行節(jié)流放噴。不同產氣量和含水率下的井筒溫度、壓力場可采用深水生產井筒傳熱傳質模型進行計算[14-15]：壓力場計算采用描述兩相垂直管流的Orkiszewski方法；溫度場計算考慮油管和環(huán)空內流體、水泥環(huán)以及周圍環(huán)境之間的熱傳遞，通過求解離散化井筒溫度、壓力場耦合方程，由井底條件反算至井口，得到整個井筒的溫度壓力剖面。

圖3為含水率0.06 m3/104m3時不同產氣量下井筒溫度場（圖中水合物相態(tài)溫度為產氣量為0時對應的水合物相態(tài)溫度），表4為測試過程中水合物風險（含水率在0.06～0.80 m3/104m3）。由圖3、表4可知：在停測狀態(tài)下，井筒溫度與環(huán)境溫度一致，井筒內氣體產生的重力壓差較小，因此整個井筒將承受35～45 MPa的高壓，從海面至水深1 981 m處均處于水合物風險區(qū)，最大過冷度將出現(xiàn)在泥線附近，為23 ℃；在測試初期，天然氣頂替測試液過程中測試管柱內壓力逐漸升高，但最大過冷度不會超過井筒充滿天然氣的停測狀態(tài)；在節(jié)流放噴過程中，井筒內將充滿天然氣和少量地層水，天然氣產量和含水率增大，都有利于降低井筒壓力和提高井筒溫度，使得水合物風險井段減小，當產氣量大于25×104m3/d時，可避免整個井筒的水合物風險。

圖3 測試過程中不同產氣量下井筒溫度場

表4 測試過程中水合物風險

2 鉆完井過程水合物預防措施

鉆井過程中，主要考慮向鉆井液中添加水合物抑制劑，保證鉆井液在正常鉆進和停鉆時不會在井筒內形成水合物。測試過程中，主要考慮采用含水合物抑制劑的鹽水溶液作為測試液以及井下注入抑制劑等方法預防水合物[2-3,16-17]?，F(xiàn)場應用表明，熱力學抑制劑仍是目前鉆完井水合物防治的主要選擇，動力學抑制劑和防聚劑存在通用性差、受外界環(huán)境影響大等諸多缺點，一般不作為主要抑制劑，但可用于輔助熱力學抑制劑[18-23]。

2.1 鉆井過程中水合物預防措施

目前，深水水基鉆井液通常采用NaCl和乙二醇（MEG）作為主要的水合物抑制劑組合。NaCl可用于調節(jié)鉆井液相對密度，MEG可用于調節(jié)水合物抑制效果。甲醇（MeOH）抑制效果好，但揮發(fā)性強、用量大、可回收，主要用于生產過程中的水合物抑制[24-27]。圖4為QDN-X井在311.2 mm井段鉆進過程中采用不同抑制劑配方時的水合物抑制效果，可以看出：隨著抑制劑加量增大，水合物風險井段逐漸減小，直到消失；配方為20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的抑制劑預計可提供19.5～25.0 ℃的過冷度保護，超出停鉆時泥線附近井筒的最大過冷度0.5～6.0 ℃，可用于停鉆時的水合物預防；正常鉆進時，配方為17% NaCl+2% MEG的抑制劑可提供超出最大過冷度3 ℃的過冷度保護，可用于正常鉆進時的水合物預防。

圖4 不同抑制劑配方的水合物抑制效果（實線為不同鉆井液排量下井筒環(huán)空溫度，虛線為不同抑制劑配方下水合物相態(tài)溫度）

在設計鉆井液中抑制劑配方時需要注意的是，鹽類抑制劑在鹽-醇-水混合體系中的溶解度有限。由圖5可知，當NaCl在NaCl-MEG-水混合體系中的含量為20%時，MEG的含量只能在0～18%變化，若MEG含量超過18%，則部分溶解的NaCl會析出，導致混合體系中NaCl含量低于20%。因此，18%是保證20% NaCl不會析出的最大MEG含量。此外，水合物抑制劑的加量對鉆井液的密度和礦化度影響較大，進而影響鉆井和測井作業(yè)。

圖5 25 ℃時鹽類在鹽-醇-水混合體系中的溶解度

對于QDN-X井，為降低成本，正常鉆進時可采用抑制劑配方為17% NaCl+2% MEG的鉆井液；停鉆時采用抑制劑配方為20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的鉆井液填充300～1 963 m水合物風險井段環(huán)空。由于設計的鉆井液相對密度在1.12～1.18，小于所需鉆井液相對密度（1.15～1.35），因此可向其中添加其他添加劑來達到鉆井液相對密度要求。

2.2 測試過程中水合物預防措施

清噴測試初期，上涌的天然氣會與測試液、地層水和鉆井液濾液混合，在到達海底附近井筒時處于低溫高壓環(huán)境，容易形成水合物，因此需要向測試液中添加一定量鹽和醇，提供23 ℃以上的過冷度保護?？紤]地層壓力及水合物抑制效果，設計了不同相對密度和抑制劑配方的測試液（見表5）。較低密度測試液主要采用CaCl2（CaCl2溶解度可達40%，密度1.39 g/cm3）或CaCl2+MEG，較高密度測試液采用甲酸鉀（KFo，溶解度可達78%，密度1.60 g/cm3）或KFo+MEG。所設計的CaCl2+MEG配方預計可提供23.1～25.7 ℃的過冷度保護，KFo+MEG抑制效果無理論計算模型和參考文獻，需要進行實驗驗證。

表5 測試液相對密度及水合物抑制劑配方

清噴測試初期，在地面獲得穩(wěn)定產氣和產水后，改為井下持續(xù)注入MeOH。注入的MeOH一部分會溶解在產出水中，一部分會揮發(fā)至天然氣中。圖6為QDN-X井在節(jié)流放噴過程中產出水中含有不同濃度MeOH時的水合物抑制效果，可以看出：產氣量較低時（（0～5）×104m3/d），注入的MeOH在產出水中的濃度需要達到31%～35%，才能有效避免水合物風險；隨著產氣量增加，井筒溫度升高，產出水中MeOH濃度要求逐漸降低，當產氣量大于25×104m3/d時，井筒中水合物風險消失，不必再注入MeOH。

圖6 產出水中不同濃度MeOH的水合物抑制效果（實線為不同產氣量下井筒環(huán)空溫度，虛線為不同MeOH濃度下水合物相態(tài)溫度）

由于水合物風險井段下端深度最大為1 981 m，取5%的安全余量，則MeOH注入深度確定在2 080 m（泥線以下625 m）。MeOH的注入速度采用下式計算[28-29]：

式中 QMeOH——MeOH注入速度，kg/d；Q——產氣量，104m3/d；fw——含水率，m3/104m3；X——MeOH在產出水中的濃度，%；C——注入MeOH的純度，%；p——注入井段壓力，MPa；T——注入井段溫度，K。

圖7為不同產氣量和含水率下MeOH在產出水中的濃度及注入速度要求，假設MeOH密度為0.8 g/cm3，將MeOH注入速度換算成體積流量（0～1.86 L/min）。由圖7可知：隨著產氣量和含水率增大，MeOH在產出水中的濃度要求逐漸降低，但MeOH注入速度隨含水率增大而增大，隨產氣量升高先增大后降低；當產氣量大于25×104m3/d時，可停止注入MeOH。隨著產氣量增大，井筒溫度和產水量同時增加，但兩者對抑制劑的注入要求相反，導致抑制劑注入速度存在一個峰值。

圖7 不同產氣量和含水率下MeOH注入要求

節(jié)流放噴過程中，井筒溫度場達到穩(wěn)定狀態(tài)時的MeOH注入要求可參照圖7。但從短時間關井重啟（井筒溫度與環(huán)境溫度接近）到井筒溫度、壓力場達到基本穩(wěn)定的時間段（2～4 h）內，MeOH在產出水中的濃度要求較高，需按照最大值35%設計，相應的MeOH注入速度應根據(jù)最大濃度與井筒溫度、壓力場達到穩(wěn)定時的濃度要求之間的倍數(shù)提高。如果測試時間較短，建議整個測試過程按照產出水中MeOH的最大濃度要求注入。MeOH注入管線（內徑6～10 mm）安裝于測試管柱外壁，隨著測試管柱一起下入井中，注入點深度2 080 m，注入泵安裝于鉆井平臺，注入壓力在25～30 MPa。當長時間停測關井時，可通過井底環(huán)空向測試管柱內注入并全部充滿測試液。

2.3 其他水合物預防及處理措施

為確保深水鉆完井過程中水合物在需要的時間和空間內不形成或不導致堵塞，應綜合運用抑制劑、保溫、加熱、降壓等各種水合物預防措施。除前文中措施外，還可以考慮的其他措施有[2-6,30]：①加強鉆井氣侵監(jiān)控，優(yōu)化固井設計和作業(yè)，使用防氣竄添加劑；②向可能發(fā)生氣侵的管路（如井控管匯、防噴器及海底井口）預充填抑制劑溶液或非水基工作流體；③降低井筒壓力，如采用鉆井液最小安全密度；④對隔水管進行保溫，對海底井口進行加熱；⑤實時監(jiān)測井筒關鍵部位的溫度、壓力變化，確保其始終處于水合物相態(tài)穩(wěn)定區(qū)外。

若水合物形成并堵塞井筒，常用的處理措施有[2-4,17]：①采用連續(xù)油管泵入加熱的熱力學抑制劑段塞（如MeOH、MEG、NaCl和CaCl2）沖洗并消除水合物；②向隔水管中替入輕質鉆井液，通過降低壓力來消除水合物；③起出防噴器。其中最常用的方法是采用熱力學抑制劑沖洗解堵。

3 水合物風險及預防措施實驗驗證

為確保設計的水合物抑制劑配方安全可靠，對水合物風險及抑制劑抑制效果進行了室內實驗驗證。

3.1 實驗設備、材料及流程

實驗設備為高壓攪拌式水合物實驗裝置（見圖8），可以用于氣體水合物的生成及分解實驗、各類水合物抑制劑的抑制效果評價等[31-32]。該裝置由高壓反應釜、恒溫水浴、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等組成，其中高壓反應釜容積1 000 mL，耐壓25 MPa，帶有無級變速磁力攪拌裝置和溫度、壓力傳感器（壓力傳感器量程0～30 MPa，精度±0.1%；溫度傳感器量程?20～120 ℃，精度±0.1 ℃）。恒溫水浴采用MEG水溶液作為循環(huán)介質，控溫范圍?20～90 ℃（精度±1 ℃）。

圖8 高壓攪拌式水合物實驗裝置

實驗材料包括配制的標準氣（93.26% CH4+4.96% C2H6+1.38% C3H8+0.4% CO2）、水合物抑制劑溶液（17% NaCl+2% MEG+其他添加劑）、現(xiàn)場提供的真實鉆井液、蒸餾水（即純水）等。

實驗步驟為：①向反應釜中通入標準氣，控制壓力9～12 MPa，溫度15～25 ℃；②向反應釜中通入水合物抑制劑溶液/鉆井液/蒸餾水，使反應釜壓力上升至15～25 MPa；③利用恒溫水浴對反應釜降溫，并開動磁力攪拌（轉速300 r/min），打開傳感器記錄反應釜溫度、壓力變化；④隨著反應釜溫度降低，水合物大量形成，轉子停止轉動；⑤利用恒溫水浴對反應釜加熱（升溫速度0.5～1.0 ℃/h），直至反應釜溫度、壓力恢復初始狀態(tài)，實驗終止；⑥根據(jù)實驗數(shù)據(jù)，繪制反應釜溫度和壓力的關系曲線（見圖9），降溫曲線與升溫曲線的交點即為水合物相態(tài)點。

圖9 典型水合物生成和分解曲線

3.2 實驗結果及分析

設計并完成13組實驗（見表6）：方案F1用于驗證水合物風險；F2—F4用于驗證鉆井液抑制劑配方，F(xiàn)2、F3針對正常鉆進，F(xiàn)4針對停鉆；F5—F13用于驗證測試液抑制劑配方。由于MeOH的水合物抑制效果理論預測精度較高，且易揮發(fā)、有毒性，未進行室內實驗評價。

由表6可知：實驗測得的標準氣+純水的水合物相態(tài)溫度與理論值相差僅0.8 ℃，說明水合物相態(tài)曲線預測模型具有較高的精度；現(xiàn)場提供的真實鉆井液和17% NaCl+2% MEG的抑制劑配方均滿足正常鉆進時的水合物抑制要求，可提供8.7～10.5 ℃（>6.5 ℃）的過冷度保護，實驗值與理論值誤差為0.1～1.8 ℃；20.00% NaCl+10.71% MEG的抑制劑配方滿足停鉆時的水合物抑制要求，可提供20 ℃的過冷度保護（>19 ℃），實驗值與理論值誤差為0.5 ℃；對于較低密度測試液（F5—F7），20.53% CaCl2+13.26% MEG、28.06% CaCl2和31.67% CaCl2的抑制劑配方均滿足水合物抑制要求，可提供23.0～26.7 ℃（≥23 ℃）過冷度保護，實驗值與理論值誤差在0.1～1.1 ℃；對于較高密度測試液（F8—F10），由于實驗設備耐壓及低溫控制條件限制，水合物相態(tài)點未測得，但反應釜溫度低于基準相態(tài)溫度（相同壓力下標準氣+純水的水合物相態(tài)溫度）30 ℃以上，持續(xù)攪拌2 d未見水合物形成，說明設計的抑制劑配方至少能夠保證測試液在2 d內不會形成水合物。

表6 實驗方案及結果

圖10 不同濃度KFo和MEG的水合物抑制效果

為了進一步研究KFo的水合物抑制效果，設計了方案F11—F13，測試了低濃度KFo溶液的水合物相態(tài)點，并與MEG的水合物抑制效果進行了等效分析。由圖10、圖11可知：5%、15%、30% KFo的水合物抑制效果分別相當于10%、18%、45% MEG，通過線性回歸推測，34% KFo的水合物抑制效果相當于48% MEG，而后者可提供大于23 ℃的過冷度保護。有研究也表明，10%～30% KFo的水合物抑制效果相當于12.1%～37.1% MEG[33-34]，則49.24% KFo的抑制效果相當于61.91% MEG，而當采用真實天然氣組成時，50% MEG就可以提供25.4 ℃的過冷度保護。因此，方案F8—F10的抑制劑配方可以滿足測試液的水合物抑制要求。

圖11 具有相同水合物抑制效果的KFo和MEG等效濃度

4 水合物預防措施現(xiàn)場應用

QDN-X井的鉆完井方案設計采用了本文的水合物預防措施。該井于2014年1月10日開鉆，2月21日完鉆，歷時43 d，實際完鉆井深3 510 m，水深1 447 m，泥線溫度3.60 ℃，目的層鉆井液排量63 L/s，井口鉆井液返排溫度11.90 ℃，泥線環(huán)空溫度23.50 ℃。鉆井過程中采取的水合物預防措施包括采用添加NaCl+MEG作為水合物抑制劑的鉆井液，向可能發(fā)生氣侵的控制管路預充填抑制劑溶液，加強鉆井氣侵監(jiān)控，實時監(jiān)測海底防噴器和平臺井口溫度壓力變化等。鉆井期間未發(fā)生水合物堵塞管路現(xiàn)象，且預測的井筒溫度與實測結果誤差較?。A測泥線溫度3.04 ℃，井口鉆井液返排溫度12.99 ℃，泥線環(huán)空溫度24.05 ℃）。目前該井已完成測井任務，并通過向井筒中充填含有高濃度水合物抑制劑（20% NaCl+18% MEG）的鉆井液進行了臨時棄井。由于該井還未進行完井測試，本文的測試過程水合物預防措施有待進一步現(xiàn)場檢驗。

5 結論

QDN-X井在鉆完井過程中存在著較大的水合物風險。正常鉆進時，水合物風險區(qū)位于325～1 426 m井段，最大過冷度6.5 ℃；停鉆時，水合物風險區(qū)增大至300～1 963 m井段，最大過冷度19.0 ℃；停測時，水合物風險區(qū)位于0～1 981 m井段，最大過冷度23.0 ℃；測試初期，最大過冷度不超過停測狀態(tài)；節(jié)流放噴過程中，水合物風險井段減小，當產氣量大于25×104m3/d時，井筒中水合物風險消失。

為避免水合物風險，建議正常鉆進時鉆井液采用17% NaCl+2% MEG的抑制劑配方；停鉆時鉆井液采用20% NaCl+10.71%～18.00% MEG的抑制劑配方；測試時采用CaCl2/KFo+MEG；節(jié)流放噴過程中，井下注入MeOH，注入深度2 080 m，注入速度最大為1.86 L/min，當產氣量大于25×104m3/d時停止注入；長期關井時，采用測試液充填測試管柱。

室內實驗證明，所推薦的抑制劑配方能夠滿足水合物抑制要求?，F(xiàn)場應用結果表明，采用本文的水合物預防措施時鉆井過程中未發(fā)生水合物堵塞現(xiàn)象。

[1]王均,劉偉安.海洋石油深水鉆井作業(yè)風險分析[J].中國石油和化工標準與質量,2012,12:156-157.Wang Jun,Liu Weian.Analysis of operation risks during deepwater drilling[J].China Petroleum and Chemical Standard and Quality,2012,12:156-157.

[2]白玉湖,李清平,周建良,等.天然氣水合物對深水鉆采的潛在風險及對應性措施[J].石油鉆探技術,2009,37(3):17-21.Bai Yuhu,Li Qingping,Zhou Jianliang,et al.The potential risk of gas hydrate to deepwater drilling and production and the corresponding strategy[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(3):17-21.

[3]胡偉杰.淺析深水鉆井中水合物的風險與防治措施[J].中國新技術新產品,2012,14:253-254.Hu Weijie.Hydrate risks and prevention strategy of deep water drilling[J].China New Technologies and Products,2012,14:253-254.

[4]許明標,唐海雄,黃守國,等.深水鉆井中水合物的預防和危害處理方法[J].長江大學學報:自然科學版,2010,7(3):547-548.Xu Mingbiao,Tang Haixiong,Huang Shouguo,et al.Prevention and treatment of hydrate during deep water drilling[J].Journal of Yangtze University:Natural Science Edition,2010,7(3):547-548.

[5]Watson P A,Iyoho A W,Meize R A,et al.Management issues and technical experience in deepwater and ultra-deepwater drilling[R].OTC 17119,2005.

[6]Triolo D,Mosness T,Habib R K.The Liwan gas project:A case study of South China Sea deepwater drilling campaign[R].IPTC 16722,2013.

[7]Zhang Liang,Huang Anyuan,Wang Wei,et al.Hydrate risks and prevention solutions for a high pressure gasfield offshore in South China Sea[J].International Journal of Oil,Gas and Coal Technology,2013,6(6):613-623.

[8]陳光進,孫長宇,馬慶蘭.氣體水合物科學與技術[M].北京:化學工業(yè)出版社,2007.Chen Guangjin,Sun Changyu,Ma Qinglan.Gas hydrate science and technology[M].Beijing:Chemical Industry Press,2007.

[9]李玉星,馮叔初.管道內天然氣水合物形成的判斷方法[J].天然氣工業(yè),1999,19(2):99-102.Li Yuxing,Feng Shuchu.Method of identifying gas hydrate formation in pipeline[J].Natural Gas Industry,1999,19(2):99-102.

[10]王博.深水鉆井環(huán)境下的井筒溫度壓力計算方法研究[D].東營:中國石油大學(華東),2007.Wang Bo.Research on the method of wellbore temperature and pressure calculation during deep-water drilling[D].Dongying:China University of Petroleum,2007.

[11]尹邦堂,李相方,孫寶江,等.井筒環(huán)空穩(wěn)態(tài)多相流水動力學模型[J].石油勘探與開發(fā),2014,41(3):359-366.Yin Bangtang,Li Xiangfang,Sun Baojiang,et al.Hydraulic model of steady state multiphase flow in wellbore annuli[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(3):359-366.

[12]高永海,孫寶江,王志遠,等.深水鉆探井筒溫度場的計算與分析[J].中國石油大學學報:自然科學版,2008,32(2):58-62.Gao Yonghai,Sun Baojiang,Wang Zhiyuan,et al.Calculation and analysis of wellbore temperature field in deepwater drilling[J].Journal of China University of Petroleum:Edition of Natural Science,2008,32(2):58-62.

[13]楊進,唐海雄,劉正禮,等.深水油氣井套管環(huán)空壓力預測模型[J].石油勘探與開發(fā),2013,40(5):616-619.Yang Jin,Tang Haixiong,Liu Zhengli,et al.Prediction model of casing annulus pressure for deepwater well drilling and completion operation[J].Petroleum Exploration and Development,2013,40(5):616-619.

[14]郭洪巖.徐深氣田深層氣井溫度壓力分布計算[J].中外能源,2011,16(5):62-67.Guo Hongyan.Calculation of temperature and pressure distribution of deep gas well in Xushen gas field[J].Sino-Global Energy,2011,16(5):62-67.

[15]劉通,李穎川,鐘海全.深水油氣井溫度壓力計算[J].新疆石油地質,2010,31(2):181-183.Liu Tong,Li Yingchuan,Zhong Haiquan.Calculation of wellbore temperature and pressure in deepwater oil-gas wells[J].Xinjiang Petroleum Geology,2010,31(2):181-183.

[16]宋玲安,牟小軍,劉正禮,等.深水鉆完井天然氣水合物防治技術[J].科技創(chuàng)新導報,2012,26:134.Song Ling’an,Mou Xiaojun,Liu Zhengli,et al.Prevention and control technology of natural gas hydrate during deepwater drilling and completions[J].Science and Technology Innovation Herald,2012,26:134.

[17]Davalath J,Barker J W.Hydrate inhibition design for deepwater completions[J].SPE Drilling &Completion,1995,10(2):115-121.

[18]Pakulski M,Qu Q,Pearcy R.Gulf of Mexico deepwater well completion with hydrate inhibitors[R].SPE 92971,2005.

[19]Vickers S,Hutton A,Lund A,et al.Designing well fluids for the Ormen Lange gas project,right on the edge[R].SPE 112292,2008.

[20]Henry W C,Hyden A M,Williams S L.Innovations in subsea development &operation[R].SPE 64489,2000.

[21]Webber P,Morales N,Conrad P,et al.Development of a dual functional kinetic hydrate inhibitor for a novel North Sea wet gas application[R].SPE 164107,2013.

[22]Harun A F,Watt N.Bringing the first BP-operated subsea-to-shore gas field into production:Flow-assurance lessons learned[R].SPE 123534,2009.

[23]Azarinezhad R,Chapoy A,Anderson R,et al.A wet cold-flow technology for tackling offshore flow-assurance problems[R].SPE 132349,2009.

[24]羅俊豐,劉科,唐海雄.海洋深水鉆井常用鉆井液體系淺析[J].長江大學學報:自然科學版,2010,7(1):180-182.Luo Junfeng,Liu Ke,Tang Haixiong.Drilling fluid system for deep water drilling[J].Journal of Yangtze University:Natural Science Edition,2010,7(1):180-182.

[25]許維秀,李其京,陳光進.天然氣水合物抑制劑研究進展[J].化工進展,2006,25(11):1289-1300 Xu Weixiu,Li Qijing,Chen Guangjin.Progress in study of natural gas hydrate inhibitor[J].Chemical Industry and Engineering Progress,2006,25(11):1289-1300.

[26]畢曼,賈增強,吳紅欽,等.天然氣水合物抑制劑研究與應用進展[J].天然氣工業(yè),2009,29(12):75-78.Bi Man,Jia Zengqiang,Wu Hongqin,et al.Update progress in research and application of natural gas hydrate inhibitor[J].Natural Gas Industry,2009,29(12):75-78.

[27]樊栓獅,王燕鴻,郎雪梅.天然氣水合物動力學抑制技術研究進展[J].天然氣工業(yè),2011,31(12):1-11.Fan Shuanshi,Wang Yanhong,Lang Xuemei.Progress in study of natural gas hydrate kinetic inhibitor[J].Natural Gas Industry,2011,31(12):1-11.

[28]梁裕如,張書勤.延長氣田天然氣水合物抑制劑注入量的確定[J].甘肅科技,2011,27(1):32-34.Liang Yuru,Zhang Shuqin.Determination of injection volume for gas hydrate inhibitor in Yanchang gas field[J].Gansu Science and Technology,2011,27(1):32-34.

[29]關昌倫,葉學禮.天然氣水合物抑制劑甲醇注入量的計算[J].天然氣與石油,1993,11(4):8-12.Guan Changlun,Ye Xueli.Calculation of methanol injection of natural gas hydrate[J].Natural Gas and Oil,1993,11(4):8-12.

[30]Botrel T.Hydrates prevention and removal in ultra-deepwater drilling systems[R].OTC 12962,2001.

[31]孫寶江,劉曉蘭,任韶然.鉆井液添加劑抑制天然氣水合物形成的試驗[J].中國石油大學學報:自然科學版,2008,32(1):56-59.Sun Baojiang,Liu Xiaolan,Ren Shaoran.Experiment on inhibiting of drilling fluid additive for natural gas hydrate formation[J].Journal of China University of Petroleum:Edition of Natural Science,2008,32(1):56-59.

[32]孫寶江,馬欣本,劉曉蘭,等.鉆井液添加劑JLX-B抑制天然氣水合物形成的實驗研究[J].石油學報,2008,29(3):463-466.Sun Baojiang,Ma Xinben,Liu Xiaolan,et al.Experimental study on drilling fluid additive JLX-B for inhibiting natural gas hydrate formation[J].Acta Petrolei Sinica,2008,29(3):463-466.

[33]Fadnes F H,Jakobsen T,Bylov M.Studies on the prevention of gas hydrates formation in pipelines using potassium formate as a thermodynamic inhibitor[R].SPE 50688,1998.

[34]Cabot.The formate technical manual,Section B13:Hydrate inhibition[M].Boston:Cabot Corporation,2008.

（編輯 胡葦瑋 繪圖 劉方方）

Gas hydrate risks and prevention for deep water drilling and completion:A case study of well QDN-X in Qiongdongnan Basin,South China Sea

Zhang Liang1,Zhang Chong2,Huang Haidong3,Qi Dongming4,Zhang Yu1,Ren Shaoran1,Wu Zhiming2,Fang Manzong2
(1.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Zhanjiang Branch Company,CNOOC,Zhanjiang 524000,China;3.Schlumberger Limited (China),Beijing 100015,China;4.Research Institute of Engineering Technology,Shandong Kerui Group,Dongying 257067,China)

Taking a deep-water exploration well of natural gas located in the Qiongdongnan Basin in the South China Sea as an example,the hydrate risks of the well under operational conditions during drilling and testing processes were analyzed,and the corresponding hydrate prevention solutions were presented and verified by lab experiments and field application.Based on the predicted gas hydrate equilibrium curves and the calculated wellbore pressure-temperature fields,the hydrate risks were analyzed.The maximum sub-cooling temperature is 6.5 ℃ during normal drilling with a small hydrate stability zone in the wellbore;when the drilling or testing stops,the hydrate stability zone in the wellbore becomes larger and the maximum sub-cooling temperatures are 19 ℃ and 23 ℃ respectively;the maximum sub-cooling temperature at the beginning of testing is no more than that when testing stops;when the tested production rate of natural gas increases,the hydrate stability zone in the wellbore decreases or even disappears if the gas rate is more than 25×104m3/d.The designed hydrate prevention solutions include:adding muriate of potash and ethylene glycol into drilling fluid during normal drilling and when drilling stops;adding calcium chloride/potassium formate and ethylene glycol into testing fluid;applying downhole methyl alcohol injection when the production rate of natural gas is lower than 25×104m3/d;filling the testing string with testing fluid when the test shuts down for a long time.Lab experiments and field operations have indicated that all the designed solutions can meet the requirements of hydrate prevention.

gas hydrate;drilling fluid;wellbore temperature;sub-cooling temperature;hydrate inhibitor;deep water drilling

國家高技術研究發(fā)展計劃（863）項目“南海深水油氣勘探開發(fā)關鍵技術及裝備”（2006AA09A106）；長江學者和創(chuàng)新團隊發(fā)展計劃資助項目（IRT1294）

TE243

：A

1000-0747(2014)06-0755-08

10.11698/PED.2014.06.17

張亮（1983-），男，山東泰安人，博士，中國石油大學（華東）講師，主要從事注氣提高采收率、CO2埋存及利用、非常規(guī)油氣開發(fā)、油氣田生產安全等方面的教學和研究工作。地址：山東省青島市經濟技術開發(fā)區(qū)長江西路66號，中國石油大學（華東）石油工程學院油藏工程系，郵政編碼：266580。E-mail：zhangliangkb@163.com;zhlupc@upc.edu.cn

2014-01-01

2014-08-27