流动保障中水合物的预防

深水水下井口环空压力监测及诊断方法赵维青;冷雪霜;陈彬;牟小军【摘要】针对深水水下井口及采用水下采油树方式生产的井，对比了地面井口与水下井口环空压力监测的通道；给出了各个压力环空的定义；分析了形成环空压力的原因及压力源的来源；阐述了 A 环空压力的监测及诊断方法，并对每种方法的优缺点进行了对比。

通过一口深水井案例，分析了产量变化时各个环空中压力的变化情况，结论表明产量变化时各个环空压力变化明显。

研究结果对环空压力管理、诊断、监测及深水井套管选型具有借鉴和指导意义。

%The annular pressure monitoring passage between the surface wellhead and subsea well-head are compared in this paper.By focusing on the deepwater well with subsea well head or sub-sea production tree,this paper defines the annular layers,analyses the reasons causing annular pressure built-up,identifies three different pressure sources (Sustained continuous pressure, Thermal pressure built-up,and Operated pressure on annular),demonstrates and compares the pros and cons of each monitoring and diagnostic method on annular A.A case study is also presen-ted to demonstrate the significant annular layers pressure change whenever production rate is al-tered.The solution in this paper can be served as a good reference and guideline for the annular pressure management,monitoring,diagnostic,and casing selection of deepwater wells.【期刊名称】《石油矿场机械》【年(卷),期】2016(045)012【总页数】6页(P5-10)【关键词】深水;水下井口;环空压力;监测方法;诊断方法【作者】赵维青;冷雪霜;陈彬;牟小军【作者单位】中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东深圳 518607;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东深圳 518607;中海油能源发展股份有限公司深圳分公司，广东深圳 518067;中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东深圳 518607【正文语种】中文【中图分类】TE952深水井测试及生产作业面临诸多挑战，例如测试及生产过程中流动保障分析(主要是水合物预防、管柱腐蚀预测、结蜡、结垢、多相流流动等)、井控、环空带压等[1]。

深水高气油比油井瞬态关井水合物风险分析与抑制策略摘要：在海洋油气生产过程中，通过注入水合物抑制剂防止水合物生成是流动保障技术的重要组成部分。

对于环境温度相对较低的深水水下井口，特别是高气油比油井，需要考虑在关井后温度不断降低的过程中，由于水和伴生气同时存在而导致的水合物问题，如不能较好控制，将对井口的流动性保障造成严重影响。

通过PVTsim和OLGA软件的应用，对油井井口水合物形成过程以及抑制剂的作用过程进行模拟，制定合理的水合物抑制方案，有利于深水高气油比油井运行过程中的流动性保障。

关键词：采油树；井下安全阀；水合物；甲醇；乙二醇1、概述及基础数据1.1概述南海东部某油田以高气油比为主要特点，由于水深超过400米，水下井口、井口以下安全阀以上管柱有水合物生成风险，现基于油藏基本数据，通过软件模拟和计算，对水合物抑制剂甲醇和乙二醇的抑制性能进行对比，评估井下安全阀下入深度，确定油井水合物抑制剂需求。

1.2基础数据1.2.1.油田PVT数据表一 油田PVT 数据1.2.2.油藏及环境数据表二 油藏及环境数据1.2.3.井身结构井眼尺寸X 井深套管尺寸 X下入深度磅级、重量扣型17-1/2” X 1554m 13-3/8” X1549mN80，68PPF BTC12-1/4” X 3900m 9-5/8” X3897m3Cr-80，47PPF优质扣8-1/2” X4200m筛管表三油井井身结构1.2.4选择潜在高水合物风险 PVT 数据计算水合物生成曲线进行对比，蓝色曲线为最高气油比 PVT 数据生成的水合物曲线，红色曲线为最高 C1组分 PVT 数据生成的水合物曲线，如图一所示。

选择水合物风险更高的最高 C1 组分 PVT 数据作为评估依据。

图一最高气油比与最高 C1组分 PVT数据水合物曲线对比1.2.5 建模方法及假设条件使用 PVTsim 20.0 版本表征流体，构建油井模型采用 OLGA 7.0.0（包括Well Module™）。

在过去10年全球油气发现中，深水领域占据45%，深水领域已成为全球新增油气储量的主要领域，预计到2035年深水油气产量将占到全球油气供应量的22%~25%[1]。

深水油田开发环境与陆地、浅海相比更显恶劣。

深水（水深大于500 m）海底为高静压、低温环境（约4℃），水下集输半径大、输送距离长，使得水下井口井流物在输送过程中易产生蜡、沥青质沉积和生成天然气水合物，严重时可能堵塞管道。

水下生产管线管输井流物成分多含H2S、CO2等酸性介质和砂砾等固体杂质，易引发管壁腐蚀、结垢等严重问题。

除此之外，深水油田在开发生产管理中面临环境工况恶劣、设备设施种类多、维修作业难度大且成本高、风险管控要求高等问题。

以上这些风险，对水下生产系统流动保障技术提出了更为严格的要求[2-5]。

流动保障研究在深水油田开发中非常重要，主要表现在以下2个方面：一方面，面临深水带来的流体流动挑战，流动保障研究对如何选择合适的部署方式，水下管线规格、立管形态以及气举时机都十分关键；另一方面，深水油气混输管道中，由多相流自身组分、海底地势起伏、运行操作等带来的析蜡、水垢沉积、水合物堵塞、段塞流等问题是深水油田开发流动保障研究重点关注的因素[6]。

本文结合某高产高气油比深水油田的生产数据和典型工况，开展流动保障模型分析研究，对油田生产中可能遇到的水合物、蜡沉积、冲蚀、段塞流等流动安全风险和问题进行分析，超深水高产高气油比油田流动保障研究魏建武1 江鹏2 袁玉金1 段瑞溪3 郭建军11. 中国石油国际勘探开发有限公司 北京 1000342. 中国石油工程建设有限公司北京设计分公司 北京 1000853. 中国石油海洋工程有限公司工程设计院 北京 100028摘要：随着海洋石油资源的开发，深水油气田规模逐步增加。

深水高压低温环境易引发水下生产系统出现水合物生成、蜡沉积、严重段塞流等流动安全问题。

除此之外，高产、高含CO2、高气油比工况对流动安全的影响应特别关注。

海洋天然气水合物地层钻井安全问题研究摘要：海洋天然气水合物作为一种非常规天然气资源受到全世界国家的高度重视，诸多专家认为，海洋天然气水合物是一种理想的清洁能源，未来将被广泛应用于生产实际之中。

现阶段对海洋天然气水合物的有关研究发现，钻井是一种主要的手段。

本文将主要分析海洋天然气水合物地层钻井安全问题。

关键词：海洋天然气水合物；地层钻井；安全问题调查研究显示，天然气水合物多存在在多孔沉积地层之中。

有关天然气水合物的研究领域多涉及在以下几个方面：其一，能源开采；其二，流动保障；其三，气体存储；其四，气体输送；其五，气候变化等。

目前来看，海洋天然气水合物是一种潜在的新能源，在开采过程中面临一定困难，海洋天然气水合物钻探和开采过程中会影响海底地层中的天然气水合物稳定性，继而改变周围天然气水合物的物理力学性质，可能引起附近海底以及地下层的生态环境发生变化，甚至有可能诱发海底滑坡。

目前已有调查资料显示，存在天然气水合物的地区有两百多处，但是分布区域不够均匀，其中95~97%左右的天然气水合物分布在大洋陆缘地区，3~5%左右分布在陆地冻土区[1]。

由于海洋天然气水合物具有一定物理特殊性以及贮藏环境的复杂性，所以在钻井过程中相比起常规钻井技术难度更大。

钻井时可能会导致海洋天然气水合物的地层压力和地层温度发生变化，继而导致水合物生成，增加钻井风险。

如果未及时处理上述风险，将导致一系列安全问题出现（如海洋地质灾害、钻井工程灾害等）。

基于此，海洋天然气水合物的地层钻井是一项难度高的工程。

一、海洋天然气水合物地层钻井过程中所面临的问题有关研究显示，海洋天然气水合物一般存在在水深百米以下的海底，因此对钻井技术提出更高要求。

例如，我国在SH2/SH3/SH7钻孔中获得海洋天然气水合物样品，分析显示，海洋天然气水合物的物层厚度为18m~34m.除此之外，对海洋天然气水合物井内的温度控制和压力控制具有重要意义。

如果钻井导致海洋天然气水合物地层温度压力变化过大，会使得海洋天然气水合物被大量分解，从而引发安全问题出现，见下图。

防止水合物形成的方法和解除水合物冰堵的措施防止水合物形成的方法和解除水合物冰堵的措施根据天然气水合物形成的主要条件，天然气中饱和水蒸气是形成水合物的内因，温度和压力是形成水合物的外因。

所以，防止水合物形成可以从两方面考虑，一是提高天然气的温度，二是减少天然气中水汽的含量。

提高天然气的流动温度，即在截流阀前对天然气加温，或者敷设平行于输气管线的伴热管线，使天然气流动温度保持在天然气中水露点温度之上，可以防止天然气水合物的形成。

一、天然气水合物的危害天然气水合物是石油、天然气开采、加工和运输过程中，在一定温度和压力下天然气与液态水形成的冰雪状复合物。

严重时，这些水合物能堵塞井筒、管线、设备，从而影响石油、天然气的开采、加工和运输。

天然气水合物一般形成在阀门、管线、设备的节流处，或者设备设施地势低洼处。

二、天然气水合物的生成条件形成天然气水合物首要条件是天然气中含水，且处于饱和状态，甚至有游离态水的存在；其次是有一定条件的压力和低于水合物形成的温度。

三、解除水合物冰堵如果输气管线某处由于某种原因，已形成水合物，造成冰堵，就得及时解堵。

解除冰堵的措施有三，其一是加热解堵，二是降压解堵，三是注抑制剂解堵。

1、加热解堵法即在其形成水合物的局部管段，利用热源（如热水、蒸气）加热天然气，提高天然气的温度，破坏天然气水合物的形成条件，达到水合物分解，并被天然气带走，从而解除水合物在局部管段的堵塞。

如果气体被有效加热水合物将不能形成，或已形成的水合物将融化。

对于输送管道来说，使用一个在线加热器在气体进入管道之前对液体加热时很普通的事，液体应加热足够的时间以达到其在流出管道高于水合物的温度。

如果管道太长可以考虑分段加热，另一种方法是使用伴热线，即可使用电伴热也可以用流体伴热线。

2、降压解堵即在已形成水合物的输气管段，用特设的支管，暂时将部分天然气放空，降低输气管压力，破坏水合物的形成条件，即相应降低水合物的温度，在水合物的形成温度刚一低于输气管线的气流温度时，水合物就立即开始分解。