0 引言

深水气井天然气水合物生成、沉积和堵塞问题是深水流动安全保障技术领域的热点研究问题^[1-3]。深水油气开采面临高昂的作业费用，并且复杂的井筒压力和温度变化极易引起水合物生成风险，必须采取有效的防控措施以保障井筒安全流动。目前，通常采用的水合物预防方法有注入抑制剂、井下节流、采用重力热管或注入热流体等^[4-7]。为分析其应用于深水气井井筒时的适用性和高效性等，开展了深水气井井筒天然气水合物预防方法的比较研究，并对井筒内水合物生成位置和生成区域做出准确预测。

深水气井天然气水合物预防方法的比较研究必须选取合理的深水气井井筒温度及天然气水合物相平衡计算模型。H.D.BEGGS^[8]、H.KJEN^[9]、A.R.HASAN^[10]、Z.Y.WANG^[11]、宋洵成^[12]等人对井筒温度和压力分布规律做了大量研究，其中改进的双流体模型被应用于OLGA等多相流模拟软件中。天然气水合物相平衡条件的预测方法主要有^[13]经验图版法、相平衡计算法和热力学统计法等。经验图解法是根据图版大致确定天然气水合物生成时的温度和压力，对于含硫化氢气体的天然气误差较大；相平衡计算法适用于典型烷烃组成的天然气，对于高含非烃类气体及压力高于6.9 MPa时误差较大；热力学统计法是一种以计算含水的水合物晶格相化学位与空的水合物晶格相化学位为基础的气体吸附模型，模型复杂但计算精度较高，可通过数值方法求解。因此，笔者针对注入抑制剂、井下节流和采用重力热管或注入热流体等井筒内天然气水合物预防方法，对它们抑制水合物生成的机理进行比较研究，基于改进的双流体模型与热力学统计法，通过多相流模拟软件，对比分析它们对井筒内天然气水合物生成位置及生成区域影响规律，从而为深水气井井筒流动安全保障设计提供参考。

1 天然气水合物预防机理比较分析 1.1 注抑制剂预防方法

天然气水合物堵塞井筒经历溶解、成簇成核和聚集沉积过程，如图 1所示。R.L.CHRISTIANSEN等^[14]提出了水合物形成的成簇成核机理，认为在水合物形成的温度和压力范围内气体一旦溶于水即会形成亚稳态分子簇(见图 1a)，分子簇在不断破坏与重组的可逆过程中形成稳定的水合物晶核(见图 1b)。水合物成核后生长聚集，最终沉积到管壁上引起井筒堵塞(见图 1c)。该过程由环境温度和压力等热力学因素及其力学特性等动力学因素共同控制。

水合物抑制剂是阻碍天然气水合物形成的最有效手段，可分为热力学抑制剂和动力学抑制剂2种类型^[15-16]。热力学抑制剂主要分为醇类和盐类，它通过降低水的活度系数来改变水合物形成的热力学平衡条件，也可通过与水合物直接作用来破坏水的亚稳态晶格；动力学抑制剂主要包括表面活性剂和聚合物，与热力学抑制剂的作用机理不同，它不改变水合物形成的温度和压力条件，而是通过扰乱亚稳态的分子簇结构阻止水合物成核，通过氢键吸附作用来抑制水合物晶核聚集。

1.2 重力热管(或注热流体)预防方法

将重力热管应用于气井井筒天然气水合物抑制中是一种新技术^[17-18]，其工作原理为:利用内部工质的相变实现井筒流体能量由下部向上部传递，井筒温度剖面重新分布，从而使其不进入天然气水合物生成温度压力区域。在某一深度处向井筒内注入热流体，与重力热管作用类似，也是对上部井筒流体加热。二者区别是：前者能量来自下部井筒，通过相变实现工质自行循环；后者能量为外部施加，需要外加动力实现循环。

重力热管法可采用空心抽油杆充满相变流体，并将其下入至设计位置，如图 2所示。下部井筒的地层温度较高，抽油杆内液体工质吸热而蒸发为气态，携带能量向上运移并将能量传递给井筒，气态工质放热而冷凝为液态，在重力作用下回流。如此循环从而利用下部地层能量升高上部井筒温度。

1.3 井下节流预测方法

对于陆地天然气井，采用井下节流可有效避免天然气水合物的生成^[19]，其原理为：流体经过节流后井筒压力骤降，同时利用地层温度充分加热井筒流体，使其不在天然气水合物生成温度和压力范围内。图 3为井下节流原理的示意图。将井下节流器下入至设计位置，当气体通过节流嘴以后，将流体的压力能和内能转化为动能，引起下游压力和温度的急剧降低，而在井筒温度与底层温度差的作用下，井筒温度可以迅速恢复，从而形成较高的井筒温度和较低的井筒压力，以规避水合物生成区域。

2 井筒天然气水合物生成区域比较分析

某一条件下井筒内的流体温度曲线与天然气水合物相平衡温度曲线相交，下部交点对应的位置即为水合物初始生成位置，所围成的区域即为水合物生成区域。井筒流体温度曲线采用改进的双流模型^[9]计算，天然气水合物相平衡温度曲线采用基于Vander Waals理论的热力学统计法，其中气液混合能量方程为：

(1)

式中:下标g、l、d分别代表气芯、液相、液滴；m为单元体各相质量，kg/m³；E为单位质量的内能，J/kg；v为速度，m/s；H、H_s分别为各相焓和焓变，J/kg；U为单位体积的传热，J/m³；h为高程，m；g为重力加速度，m/s²。

考虑节流效应，假设节流前、后焓值相等，压降与气体流量相关，可通过以下关系式迭代确定节流压降：

(2)

式中：p₁、p₂分别为节流前、后的压力，Pa；T₁为节流前的温度，K；q_sc为标况下气体体积流量，m³/d；d为节流嘴直径，mm；γ_g为气体相对密度；Z₁为节流气体的偏差系数；k为气体绝热指数。

基于上述理论，将3种预防方法对井筒天然气水合物生成区域的影响进行比较研究。南海东部某气井设计资料为：水深1 504 m，井深4 094 m，海水表层温度25.0 ℃，泥线温度2.5 ℃，井底压力41.8 MPa，井底温度65.0 ℃，地温梯度为0.023 9 ℃/m；气体组成：w(CO₂)=3.4%、w(C1)=87.8%、w(C2)=5.8%、w(C3)=2.1%、w(C4)=0.4%、w(nC4)=0.5%。井筒物理模型如图 4所示。

在油管下入深度4 000 m处设置InternalNode节点，InternalNode与Well_Bottom节点之间添加WELL井底条件属性；出口设置压力节点。初始井筒流体温度与周围环境温度相同，即有：

(3)

井底边界条件为原始地层温度，即有：

(4)

泥线以下井筒径向方向无穷远处地层温度基本不受井筒流体温度影响，即有：

(5)

泥线以上井筒径向方向隔水管外壁面与海水发生强迫对流换热，即有：

(6)

式中:T_f、T_w分别为地层温度和海水温度，℃；T_o为隔水管外壁面温度，℃；r_o为隔水管外径，m；λ为隔水管导热系数，W/(m·℃)；h_c为隔水管与海水的对流传热系数，W/(m²·℃)。

2.1 注抑制剂对天然气水合物生成区域影响

选取氯化钠(NaCl)、氯化钾(KCl)和氯化钙(CaCl₂)3种盐类抑制剂以及甲醇(MeOH)、乙二醇(MEG)和二甘醇(DEG)3种醇类抑制剂进行数值模拟。当产量10万m³/d时质量分数为15%的不同类型抑制剂对井筒天然气水合物生成区域影响规律如图 5a所示。在未注入抑制剂时，井筒内天然气水合物的初始生成位置在泥线附近，约为1 550 m；注入抑制剂后，其初始生成位置沿井筒轴向上升，生成区域减小。这是因为向气、液两相流体系中注入抑制剂后，改变了混合相组分的化学位，打破了原有的分子间热力学平衡条件，使得水合物生成曲线移向低温区域。该条件下注入NaCl与CaCl₂抑制剂后水合物初始生成位置上升至550 m左右，抑制效果最好，MeOH、KCl、MEG和DEG依次次之。

为探讨不同抑制剂浓度对井筒天然气水合物生成区域影响规律，在该生产条件下，绘制出6种抑制剂不同浓度下井筒天然气水合物初始生成位置变化曲线，如图 5b所示，曲线以上区域表示水合物生成区域。由图可以看出，在低质量分数范围内，随质量分数增加天然气水合物初始生成位置呈小幅上升趋势；在高质量分数范围内，随质量分数增加初始生成位置大幅度上升。其中，在质量分数为15%左右时，NaCl与CaCl₂抑制效果相当；低于该质量分数时，NaCl抑制效果优于CaCl₂；高于该质量分数时，CaCl₂质量分数在18%时井筒内已无水合物生成，而NaCl质量分数达到20%时，水合物生成区域才消失，即CaCl₂抑制效果优于NaCl。这说明优选合理的抑制剂类型和注入质量分数能够有效预防井筒内天然气水合物生成。

2.2 注热流体对天然气水合物生成区域影响

为探讨注热流体技术对天然气水合物的抑制效果，模拟过程中将注入口设置在海底泥线位置，产量10万m³/d，热流体为热水。图 6a为热流体注入温度30 ℃时不同注入量对井筒天然气水合物生成区域影响规律，图 6b为热流体注入量1.16 L/s时不同注入温度对井筒天然气水合物生成区域影响规律。由图可以发现，在注入口附近，井筒流体温度曲线出现明显的突变，并且随着热流体注入量的增加与注入温度的升高而升高。在该生产条件下，热流体注入温度选择为30 ℃，注入量达到5.76 L/s时，整个井筒内均不会有水合物生成；热流体注入量为1.16 L/s，注入温度达到40 ℃时，可防止整个井筒内水合物生成。由此可以看出，注热流体技术在深水气井生产中能够有效预防水合物生成，注入位置、注入量及注入温度是该技术应用于生产实践中的3个主要工程参数。

2.3 井下节流对天然气水合物生成区域影响

假设在距离井底1 000 m处安装井下节流器，模拟低产量与高产量条件下节流效应对天然气水合物生成的影响，探讨井下节流技术在深水气井中能否有效避免天然气水合物的生成。图 7a与图 7b分别为高产量(10万m³/d)与低产量(2.5万m³/d)条件下节流效应对井筒天然气水合物生成区域影响规律。经过节流后的井筒流体温度曲线和水合物相平衡温度曲线均明显向左移动，这说明井筒温度和压力经过节流后大幅度降低。

由图 7a可以看出，高产量条件下，井筒温度下降比水合物相平衡温度下降的幅度大，安装井下节流器不但没有避免水合物生成，反而使水合物生成区域增大。在相同压降下，高压条件下的天然气水合物相平衡温降远小于低压条件下的温降，深水气井的高压环境使水合物相平衡温度曲线下降幅度较小。当配产产量较高时，井筒流体来不及与外界环境充分换热，未节流时井筒流体温度要高于地层温度，节流后的温降不能充分利用地层加热而恢复。由图 7b可知，当配产产量较低时，流速较低，井筒流体与外界环境热交换充分，使得井筒流体温度与地层温度相对较为接近，节流后的井筒流体温降可以利用地层充分加热而恢复；而另一方面受海水低温(泥线附近温度约为2.5 ℃)环境的影响，井筒流体温度在靠近泥线附近不断下降至最小值，再在靠近海平面附近有所回升。因此，低产量条件下，节流后井筒天然气水合物生成区域比正常生成条件下减小，但并不能全部避免。

3 结论

(1)比较分析了注抑制剂法、重力热管法及井下节流法抑制水合物生成的机理，注抑制剂法从天然气水合物堵塞井筒机制出发，阻碍其成核、聚集和沉积；重力热管法与井下节流法则通过改变井筒温度和压力的环境条件，使得井筒不具备天然气水合物生成的条件，前者充分利用地层能量，后者则基于节流效应。

(2)在深水气井中，泥线以上井筒为天然气水合物生成的风险区域，注入抑制剂后，天然气水合物初始生成位置沿井筒轴向上升，生成区域减小。在低质量分数范围内，随质量分数增加初始生成位置呈小幅上升趋势；在高质量分数范围内，随质量分数增加初始生成位置大幅度上升。

(3)在注入口附近，井筒流体温度有明显的突变，并且随着热流体注入量的增加与注入温度的升高而升高。注入位置、注入量及注入温度是注热流体技术应用于生产实践中的3个主要工程参数。

(4)高产量条件下，节流后的温降无法利用地层加热而恢复，井下节流使水合物生成区域增大；配产产量较低时，热交换充分，节流后天然气水合物生成区域比正常生成条件下减小，但并不能全部避免。