CN111749659A - 一种深水气田井筒水合物防治方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种深水气田井筒水合物防治方法，包括：步骤一：获取井筒泥线以下地层温度曲线以及井口处流体压力；步骤二：根据所述地层温度曲线、所述流体压力以及相应气体或气体混合物的水合物相态曲线确定水合物稳定区下限深度；步骤三：根据所述水合物稳定区下限深度以及油管尺寸计算所需的氮气量；步骤四：向井筒中注入氮气，所述氮气的体积或重量为步骤三中计算所得的氮气量。将氮气注入天然气输送体系内，使氮气在水合物形成风险区替代、置换天然气，或与天然气混合降低天然气的分压，从而降低水合物的形成温度，或提高水合物的形成压力，消除流动体系和流动通道内部分区域水合物的形成风险，从而保证在关井和重启过程中井筒的通畅性。
Description
技术领域
本发明涉及石油和天然气开发领域，更具体地，涉及一种深水油气田井筒水合物防治方法。
背景技术
在石油、天然气的开发和输送过程中，容易形成天然气水合物，导致井筒及管道堵塞，特别是海上深水气田开发过程中，由于海底低温和井筒内高压，天然气水合物极易在海底泥线附近的井筒内形成，堵塞流动通道。目前提出的抑制天然气水合物形成的方法主要包括：(1)除水法，是通过除去油气混合物中的水组分来抑制水合物的形成，包括利用吸湿溶剂等化学和物理吸附方法；(2)降压法，通过降低流动体系的压力来控制水合物的形成；(3)加热法，通过对输送管道和管线加热，使流动体系内的温度高于系统压力下的水合物相态平衡温度，或使已经形成的水合物受热分解避免堵塞管道和管线；(4)注入化学抑制剂法，通过向流动体系中注入一定量的水溶性化学添加剂，改变水分子形成水合物的热力学条件，降低天然气水合物的形成温度，或阻止水合物结晶成核或聚集，来达到防止水合物形成或防止水合物聚集堵塞流动通道。常用的水合物抑制剂包括热力学抑制剂(如甲醇、乙二醇等)、动力学抑制剂(水溶性高分子聚合物)和防聚剂(有机铵盐等)。
在海上气田开发过程中，传统的抑制水合物形成的方法是通过一种或者几种方法联合起来，如脱水、加热、降压等方法及注入不同的水合物抑制剂。脱水、加热和降压的方法很难在海底井筒中应用，因而注入化学抑制剂是目前海上油气田抑制水合物形成的主要方法。
对海上深水油气田来说，水合物形成的风险主要在3种工况条件下：(1)油气井低产量生产时，由于流体的传热量低，井筒内流体温度较低，容易在地层温度较低的泥线附近的井筒处形成水合物，需要向井筒内连续注入水合物抑制剂；(2)关井或长期关井过程中，泥线附近井筒中的流体温度降低至海底海水和地层温度，天然气或油田伴生天然气中的水蒸汽易冷凝在管壁上形成水合物；(3)关井重启过程中，井筒下部的自由水和油气(或天然气)流经泥线附近的井筒低温区时形成水合物。虽然注入化学剂的方法可行有效，但在深水工况下向井筒内注入大量液态抑制剂(如甲醇、乙二醇)存在很多问题，包括注入工艺困难等；尤其在深水油气田井筒的关闭和重启过程中，由于化学剂的注入量与水量相关，而关井过程中的水量不确定，所以抑制剂的注入量不易确定，因此，往往需要过量注入；在关井过程中注入的液态抑制剂(如乙二醇)容易沉降到井底，对上部井筒防止水蒸汽冷凝形成水合物的作用有限；此外热力学抑制剂(如甲醇)对环境的污染很大。
因此，需要一种可靠性高的、操作方便且污染较小的油气田井筒水合物的防治方法，能够有效解决上述问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种海上深水气田井筒水合物的防治方法，特别适用于深水油气田勘探开发过程中勘探井和生产井关井和重启期间的水合物防治，该方法利用惰性氮气与水形成水合物的苛刻条件，在关井前，将一定量氮气注入到海底井口下的井筒内。注入的氮气将在设计的井深内置换或稀释管内的天然气，降低水合物形成的过冷度，从而达到防止水合物形成和堵塞管线的目的。在井筒中注入氮气的深度或需要置换天然气的深度可以根据井下地层温度(由地层温度梯度计算)及氮气、天然气、氮气-天然气混合物(混合物中的氮气含量为50％)的水合物相态曲线等参数进行计算得到。
根据本发明的第一方面，提供了一种深水气田井筒水合物防治方法，包括如下步骤：
步骤一：获取井筒泥线以下地层温度曲线以及井口处流体压力；
步骤二：根据所述地层温度曲线、所述流体压力相应气体或气体混合物的水合物相态曲线确定水合物稳定区深度；
步骤三：根据所述水合物稳定区深度以及油管尺寸计算所需的氮气量；
步骤四：向井筒中注入氮气，所述氮气的体积或重量为步骤三中计算所得的氮气量。
通过本方案，将氮气注入天然气输送体系内(如井筒和管道)，使氮气在水合物形成风险区替代、置换天然气，或与天然气混合降低天然气的分压，从而降低水合物的形成温度，或提高水合物的形成压力，消除流动体系和流动通道内部分区域水合物的形成风险，从而保证在关井过程中井筒的通畅性。
优选地，在步骤一中，获取海底井口温度，根据所述海底井口温度以及地温梯度计算得出井筒泥线以下地层温度曲线。
优选地，在步骤二中，根据井筒中相应气体或气体混合物的水合物相态曲线来确定该气体或气体混合物的水合物稳定区深度。
优选地，在步骤三中，在计算所需的氮气量时，根据氮气在井筒工况下的密度以及井筒内需要注入的管柱体积进行计算。
优选地，在步骤四中，通过井口或井下管柱流体注入口向井筒内注入氮气。
优选地，所述氮气量为氮气密度与需要注入的管柱体积乘积的1.5-2.0倍。
根据本公开的一个实施例，将氮气注入天然气输送体系内，降低了形成天然气水合物的可能性；纯氮气与碳钢管材之间的物理化学作用微弱，具有对碳钢管材进行惰化和减缓腐蚀的作用；氮气是空气的主要组成部分，得益于现有的先进分离技术，成本低廉。
通过以下参照附图对本发明的示例性实施例的详细描述，本发明的其它特征及其优点将会变得清楚。
附图说明
被结合在说明书中并构成说明书的一部分的附图示出了本发明的实施例，并且连同其说明一起用于解释本发明的原理。
图1是本发明实施例一的深水气田井筒水合物防治方法的流程示意图。
图2是本发明实施例一中的各气体或混合物的水合物相态曲线图。
具体实施方式
现在将参照附图来详细描述本发明的各种示例性实施例。应注意到：除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。
以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。
对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为说明书的一部分。
在这里示出和讨论的所有例子中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它例子可以具有不同的值。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
实施例一
如图1所示，本实施例中的深水油气田井筒水合物防治方法，包括如下步骤：
步骤一：获取井筒泥线以下地层温度曲线以及井口处流体压力；
在该步骤中，获取海底井口温度，根据所述海底井口温度以及地温梯度计算得出井筒泥线以下地层温度曲线。
步骤二：根据所述地层温度曲线以及所述流体压力确定水合物稳定区深度；
在该步骤中，如图2所示，根据井筒中相应气体或气体混合物的水合物相态曲线来确定该气体或气体混合物的水合物稳定区深度。
步骤三：根据所述水合物稳定区深度以及油管尺寸计算所需的氮气量；
在该步骤中，在计算所需的氮气量时，根据氮气在井筒工况下的密度以及井筒内需要注入的管柱体积进行计算。
步骤四：向井筒中注入氮气，所述氮气的体积或重量为步骤三中计算所得的氮气量。
通过本方案，将氮气注入天然气输送体系内(如井筒和管道)，使氮气在水合物形成风险区替代、置换天然气，或与天然气混合降低天然气的分压，从而降低水合物的形成温度，或提高水合物的形成压力，消除流动体系和流动通道内部分区域水合物的形成风险，从而保证在关井过程中井筒的通畅性。
在本实施例或其他实施例中，考虑到氮气和甲烷或天然气的扩散混合作用、水合物相态曲线的误差及地温梯度误差，因此需要设置安全余量，在本实施例中所述氮气量为氮气密度与需要注入的管柱体积乘积的1.5-2.0倍。
考虑到在天然气井连续生产过程中注入氮气将稀释天然气，使得后期天然气的利用和分离工艺复杂化，因而本实施例中所提出的注氮气防治水合物的方法，特别适用于海上深水气田井筒的关闭和重启过程，无需考虑后期天然气的分离工艺。
根据本实施例，将氮气注入天然气输送体系内，降低了形成天然气水合物的可能性；纯氮气与碳钢管材之间的物理化学作用微弱，具有对碳钢管材进行惰化和减缓腐蚀的作用；氮气是空气的主要组成部分，得益于现有的先进分离技术，成本低廉。
实施例二
在该实施例中，确定氮气注入量的方法和步骤以泥线井口处的气体压力为30MPa、泥线处温度为4℃、地温梯度为3.5℃/100m为例。
首先根据目标区域地温梯度作出海底泥线下的地层温度曲线，即取海底井口温度To为泥线温度(To＝4℃)、地温梯度＝3.5℃/100m、井筒内距井口H(m)处的地层温度T(℃)为：
T＝To+t*H/100
然后在不同气体或气体混合物的水合物相态曲线图中(见图2)，基于假设的海底泥线处井口压力30MPa，分别读取30MPa下氮气、甲烷、典型天然气、氮气-甲烷(氮气含量为50％)体系下对应的水合物相态平衡温度(如氮气水合物的相态平衡温度为6℃，甲烷水合物的相态平衡温度为22℃，典型天然气水合物的相态平衡温度为27℃，氮气-甲烷各为50％对应的水合物相态平衡温度为17℃)，其与地层温度曲线的交点对应的泥线下深度为井筒内的流体恰好不会形成水合物的临界深度，即从井口到该泥线深度的井段为对应条件下相应气体的水合物稳定区。如对甲烷来说，泥线或井口以下其水合物稳定区的井段深度为0-514m。依次类推，氮气为0-57m；50％氮气-50％甲烷的混合物体系0-371m；典型天然气体系为0-657m。
氮气注入深度的确定：根据上述步骤中确定的甲烷和典型天然气体系下的水合物稳定区的井段深度，即可确定氮气最大注入深度或氮气置换甲烷或天然气的最大深度，如井筒流体为甲烷条件下，氮气的最大注入深度为514m；井筒流体为典型天然气条件下，氮气的最大注入深度为657m。
氮气注入量的确定方法：氮气的注入量可根据氮气在井下工况下的密度及井筒内需注入或被氮气置换的管柱体积计算，具体步骤如下：
1、在确定不同温度和压力条件下氮气密度时，可依据工程手册和其他参考文献，也可以采用Redlich-Kwong和范德瓦尔(VDW)状态方程改进的高温高压氮气密度模型计算的不同温度和压力下的氮气密度。采用工程插值方法确定不同温度和压力下氮气密度，同时可假设井筒内水合物稳定区内的流体密度等于泥线处的值。如根据不同温度和压力条件下的氮气密度关系表可查得30MPa和4℃下氮气密度为320.2kg/m3。
2、氮气注入量可根据以下公式计算：
QN2＝ρPT*3.14d2/4*L
式中，QN2为氮气注入量(kg)，ρPT为井筒泥线处温度和压力条件下氮气的密度(kg/m3)，d为井下油管或套管直径(m)，L为确定的氮气注入深度或需氮气置换的井段长度(m)，一般情况下，可取步骤3所确定的氮气的最低注入深度。
计算案例分析：
假设井筒泥线处压力和温度为30MPa和4℃，根据不同温度和压力条件下的氮气密度关系表查得的氮气密度为320.2kg/m3，油管直径为76mm，井筒流体为甲烷时，氮气的最低注入深度为514m，其计算的氮气注入量为746kg；井筒流体为天然气时时，氮气的最低注入深度为657m，其计算的氮气注入量为954kg。
氮气注入量的安全系数或安全余量：考虑到氮气和甲烷或天然气的扩散混合作用、水合物相态曲线的误差及地温梯度误差，建议氮气的注入量的安全系数为1.5-2.0，即现场实际氮气注入量为步骤4中确定的氮气注入量的1.5-2.0倍。
虽然已经通过例子对本发明的一些特定实施例进行了详细说明，但是本领域的技术人员应该理解，以上例子仅是为了进行说明，而不是为了限制本发明的范围。本领域的技术人员应该理解，可在不脱离本发明的范围和精神的情况下，对以上实施例进行修改。本发明的范围由所附权利要求来限定。
Claims (6)
1.一种深水气田井筒水合物防治方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一：获取井筒泥线以下地层温度曲线以及井口处流体压力；
步骤二：根据所述地层温度曲线、所述流体压力以及相应气体或气体混合物的水合物相态曲线确定水合物稳定区深度；
步骤三：根据所述水合物稳定区深度以及油管尺寸计算所需的氮气量；
步骤四：向井筒中注入氮气，所述氮气的体积或重量为步骤三中计算所得的氮气量。
2.根据权利要求1所述的深水气田井筒水合物防治方法，其特征在于，在步骤一中，获取海底井口温度，根据所述海底井口温度以及地温梯度计算得出井筒泥线以下地层温度曲线。
3.根据权利要求1所述的深水气田井筒水合物防治方法，其特征在于，在步骤二中，根据井筒中相应气体或气体混合物的水合物相态曲线来确定该气体或气体混合物的水合物稳定区深度。
4.根据权利要求1所述的深水气田井筒水合物防治方法，其特征在于，在步骤三中，在计算所需的氮气量时，根据氮气在井筒工况下的密度以及井筒内需要注入的管柱体积进行计算。
5.根据权利要求1所述的深水气田井筒水合物防治方法，其特征在于，在步骤四中，通过井口或井下管柱流体注入口向井筒内注入氮气。
6.根据权利要求1至5任一项所述的深水油气田井筒水合物防治方法，其特征在于，所述氮气量为氮气密度与需要注入的管柱体积乘积的1.5-2.0倍。
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| Title |
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| 何勇等: "非烃类气体对琼东南盆地深水区水合物稳定带厚度的影响", 《热带海洋学报》 * |
| 王志远等: "深水钻井井筒中天然气水合物生成区域预测", 《石油勘探与开发》 * |
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Legal Events
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|---|---|---|---|
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