深水气田生产井水合物形成风险分析及注醇防治工艺优化

摘要

在深水气田开发过程中,由于井筒内高压及海底低温环境,井筒内会形成天然气水合物,造成井筒堵塞、产量降低甚至引发安全事故.本文针对中国南海典型深水气田,通过计算生产井在正常生产、关井及关井-重启过程中的井筒流体温压场,结合水合物形成的相态平衡曲线,对不同工况条件下的水合物形成风险进行了分析,并根据气液产量和水合物风险井段深度,设计和优化了向井筒内注入甲醇的水合物防治工艺.研究结果表明:气井在低产量生产、长期关井和关井-重启过程中均存在不同程度的水合物形成风险,甲醇注入量和注入位置可根据水合物形成的过冷度、产水量、液体分布及水合物稳定区深度进行优化.低产气量生产时,水气比和产气量增大,水合物稳定区缩小,所需甲醇注入速率先增大后减小;关井过程中所需的甲醇注入量与关井前的产气量和水气比相关,产气量越大、水气比越小,所需的甲醇注入量越小;关井-重启过程中,水合物形成风险主要与开井速率、开井后的稳定产量相关,且影响因素较多,建议基于开井初始时刻的过冷度和产水量计算甲醇注入量,然后根据实际气液产量递减.本文给出的水合物形成风险分析结果和优化的注醇方案,可为深水气田井筒水合物的安全、经济和有效防治提供参考.