陵水17-2深水气田钻完井天然气水合物生成风险及预防措施

陵水17-2气田探井LS17-2-1井在钻井、测试过程中采用水基钻井液和测试液,给天然气水合物预防和控制工作带来了严峻挑战。综合分析了LS17-2-1井钻完井过程中不同工况下的天然气水合物生成风险,提出了钻井、测试等作业中天然气水合物预防措施,并进行了实验验证分析,结果表明:正常钻进时,325～1 426 m井段位于水合物稳定区,最大过冷度6.5℃,宜采用17%NaCl+2%MEG抑制剂配方;停钻时,水合物稳定区位于300～1 963 m井段,最大过冷度19℃,宜采用20%NaCl+（10.71%18.00%）MEG抑制剂配方;停测关井时,水合物稳定区位于0～1 981 m井段,最大过冷度23℃,宜采用CaCl2/KFo+MEG抑制剂配方;节流放喷时,当产气量小于25万m3/d时宜采用井下注入MeOH方案,当产气量大于25万m3/d时井筒内水合物生成风险消失。上述成果在LS17-2-1井钻井、测试过程中取得成功应用,创造了中国海油单井测试放喷最高产量纪录,可为其他深水气田钻完井天然气水合物预防提供借鉴。