非穩(wěn)態(tài)分析在高溫高壓氣井井筒水合物防治設(shè)計(jì)中的應(yīng)用

杜孝友于繼飛文 敏陳 歡邱 浩

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司,北京 100028;2.海洋石油高效開(kāi)發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室北京, 100028)

0 引言

天然氣在高壓低溫條件下易生成水合物造成井筒堵塞,溫度越低、壓力越高越容易生成水合物;此外,水合物生成也與井流物組分有關(guān),輕烴組分含量越高,一定壓力條件下水合物生成溫度越高。在海上常規(guī)開(kāi)發(fā)氣藏中,通常要考慮低溫環(huán)境對(duì)水合物生成的影響。井口、采油樹(shù)及海底管線處于海水低溫環(huán)境中,極易發(fā)生水合物堵塞問(wèn)題,因此在生產(chǎn)中需采取一定應(yīng)對(duì)措施進(jìn)行水合物防治。

目前對(duì)于海上氣田開(kāi)發(fā)中天然氣水合物生成問(wèn)題的研究大多集中于海底輸氣管道及水下井口的流動(dòng)安全保障設(shè)計(jì)中[14],高壓氣田井筒內(nèi)水合物問(wèn)題的研究較少;部分研究人員對(duì)深水測(cè)試工況下管柱內(nèi)水合物生成問(wèn)題進(jìn)行了研究,但也多局限于水合物生成區(qū)域預(yù)測(cè)方面[58],對(duì)于開(kāi)關(guān)井復(fù)雜工況條件井筒溫壓變化規(guī)律和水合物生成及防治工藝參數(shù)還有待進(jìn)一步研究[910]。

該文以南海某高溫高壓氣田為例,根據(jù)氣井天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù)計(jì)算水合物相平衡曲線,基于相平衡曲線、井筒溫壓條件、地層溫度梯度,評(píng)估氣井井筒內(nèi)水合物生成風(fēng)險(xiǎn);針對(duì)高壓氣井關(guān)井、熱啟動(dòng)、冷啟動(dòng)、初開(kāi)井等工況進(jìn)行非穩(wěn)態(tài)模擬分析;根據(jù)不同非穩(wěn)態(tài)條件下井筒溫壓及產(chǎn)量變化規(guī)律,進(jìn)行水合物生成風(fēng)險(xiǎn)區(qū)域及時(shí)間判別,判別水合物抑制劑注入量、注入時(shí)間及注入速度等關(guān)鍵參數(shù),提出非穩(wěn)態(tài)條件下井筒水合物防治措施及相應(yīng)工藝參數(shù)的設(shè)計(jì)方法,為海上氣井開(kāi)關(guān)井等非穩(wěn)態(tài)工況下水合物防治提供借鑒。

1 基于OLGA 軟件井筒水合物防治分析方法

天然氣水合物是高壓低溫條件下的冰狀結(jié)構(gòu)晶體[11-12],晶體內(nèi)部氣液兩相形成化學(xué)平衡,根據(jù)熱力學(xué)理論和Vander Waals 水合物相平衡方程[13],當(dāng)井筒沿程某處的計(jì)算壓力大于該處溫度條件下的相平衡壓力,或沿程某處溫度低于該處壓力條件下的相平衡溫度時(shí),該區(qū)域?qū)⒂兴衔锷伞?/p>

海上氣井開(kāi)關(guān)井操作期間,氣井溫度、壓力、產(chǎn)量均處于相對(duì)不穩(wěn)定狀態(tài),常規(guī)穩(wěn)態(tài)計(jì)算方法無(wú)法解決此類問(wèn)題。對(duì)于非穩(wěn)態(tài)工況下井筒溫度場(chǎng)及壓力場(chǎng)計(jì)算,海上氣井井筒縱深大,在開(kāi)關(guān)井期間建立的溫壓場(chǎng)和水合物平衡方程是復(fù)雜的非線性方程組,直接求解比較困難,該文采用瞬態(tài)多相流模擬器OLGA進(jìn)行非穩(wěn)態(tài)條件下井筒溫壓場(chǎng)計(jì)算。OLGA求解器以機(jī)理模型為基礎(chǔ),采用8個(gè)方程組(5個(gè)質(zhì)量守恒方程、2個(gè)動(dòng)量方程、1個(gè)能量守恒方程)結(jié)合邊界條件及初始條件,應(yīng)用半隱式數(shù)值積分方法求解井筒及管道流動(dòng)問(wèn)題[14]。

圖1所示為開(kāi)關(guān)井工況井筒水合物生成及控制非穩(wěn)態(tài)分析流程。

圖1 開(kāi)關(guān)井工況井筒水合物生成及控制非穩(wěn)態(tài)分析流程Fig.1 Unsteady analysis process of hydrate for mation and control in well start-up and shut-in

采用OLGA軟件進(jìn)行開(kāi)關(guān)井工況非穩(wěn)態(tài)分析,首先基于氣井組分?jǐn)?shù)據(jù)生成基礎(chǔ)的流體文件,根據(jù)井軌跡、井身結(jié)構(gòu)建立井筒模型并進(jìn)行分段處理;然后以井口和井底溫度壓力數(shù)據(jù)作為模型邊界條件,以井筒內(nèi)流體分布作為模型初始條件,結(jié)合開(kāi)關(guān)井非穩(wěn)態(tài)工況下操作程序設(shè)定,開(kāi)關(guān)井操作井筒溫壓場(chǎng)、產(chǎn)量等參數(shù)計(jì)算;對(duì)比水合物生成溫壓條件與井筒溫壓變化關(guān)系,進(jìn)行水合物生成風(fēng)險(xiǎn)區(qū)域與時(shí)間判別;對(duì)于存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)工況,根據(jù)水合物抑制劑效果評(píng)估,進(jìn)行合理注入?yún)?shù)設(shè)計(jì),最終提出井筒水合物控制策略。

2 南海某高溫高壓氣井井筒水合物防治實(shí)例

2.1 氣井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

圖2 目標(biāo)氣井井身結(jié)構(gòu)Fig.2 Wellbore structure of target gas well

氣井組分?jǐn)?shù)據(jù)以輕烴為主,甲烷含量占74.41%,含有一定酸性氣體,CO2含量15.6%,具體氣體組分如表1所示。

表1 氣井井流物摩爾含量Table 1 Gas well fluid molar content %

根據(jù)氣井井流物組分?jǐn)?shù)據(jù),采用Vander Waals模型進(jìn)行氣井水合物相平衡曲線計(jì)算,如圖3所示,當(dāng)井筒所處溫壓條件位于水合物相平衡曲線左側(cè)時(shí),說(shuō)明井筒有水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 基于氣井井流物組分水合物生成相平衡曲線Fig.3 Wellbore fluid hydrate equilibriumcurve

2.2 開(kāi)關(guān)井非穩(wěn)態(tài)工況模擬及結(jié)果分析

氣井產(chǎn)量60×104m3/d,穩(wěn)態(tài)生產(chǎn)時(shí)井口溫度約為146℃,井口壓力51.5 MPa,對(duì)比圖3水合物生成曲線,穩(wěn)態(tài)生產(chǎn)期間,不存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

當(dāng)氣井因臺(tái)風(fēng)或平臺(tái)檢修等因素停產(chǎn)時(shí),為保證平臺(tái)安全,需對(duì)氣井進(jìn)行關(guān)井?？紤]氣田屬于高溫高壓氣井,生產(chǎn)初期關(guān)井壓力極高,高壓條件下水合物生成溫度較高;另外,長(zhǎng)期關(guān)井條件下井筒完全冷卻到周邊環(huán)境溫度,重新啟井是一個(gè)溫度逐漸升高的過(guò)程,因此需進(jìn)一步評(píng)估開(kāi)關(guān)井工況下水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

目前對(duì)于水合物防治通常采用井筒保溫、管線泄壓、井下節(jié)流及注入水合物抑制劑等方法[15],根據(jù)海上油氣田特點(diǎn)及現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)實(shí)踐,通常采用水合物抑制劑進(jìn)行海上氣井井筒水合物防治[1617]。

2.2.1 關(guān)井工況

氣井關(guān)井為溫度、壓力、產(chǎn)量迅速變化的非穩(wěn)態(tài)過(guò)程。假定氣井長(zhǎng)期穩(wěn)態(tài)生產(chǎn)后關(guān)井,由于采用海上平臺(tái)開(kāi)發(fā),整個(gè)井筒段不同位置處溫降變化速率不一致,分別選取井口采油樹(shù)(空氣環(huán)境)、泥線處井筒(海水低溫環(huán)境)、井下安全閥(地層環(huán)境,位于泥線以下300 m)作為典型位置,以井筒內(nèi)充滿天然氣作為初始條件,以正常生產(chǎn)井筒兩端溫度壓力作為邊界條件,采用OLGA軟件模擬關(guān)井后井下不同位置處溫度及壓力變化規(guī)律,如圖4、圖5所示。

圖4 關(guān)井后不同井筒位置溫度變化曲線Fig.4 Wellbore temperature variation during shut-in period

圖5 關(guān)井后不同井筒位置壓力變化曲線Fig.5 Wellbore pressure variation during shut-in period

根據(jù)模擬計(jì)算,關(guān)井后井筒上部(井下安全閥以上)壓力由52 MPa提高到約68 MPa,該壓力下水合物生成溫度約30℃,考慮一定余量,當(dāng)井筒溫度降低到約35℃時(shí),存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

由于泥線位置處井筒所處環(huán)境為海水環(huán)境,溫度相對(duì)降低,且海水換熱作用井口及井下安全閥位置明顯,故溫降變化速率最大。根據(jù)模擬計(jì)算,該位置處降低到水合物生成溫度的時(shí)間(cool down time)約為18 h,為井筒最小安全停產(chǎn)時(shí)間,因此關(guān)井后需在18 h內(nèi)完成井筒水合物防治的操作。

在開(kāi)關(guān)井短時(shí)間瞬態(tài)工況下,可將甲醇作為水合物抑制劑。根據(jù)高壓氣井井流物組分,進(jìn)行不同濃度水合物抑制劑水合物相平衡曲線模擬,如圖6所示,隨著井筒內(nèi)甲醇水合物抑制劑濃度增加,水合物生成曲線逐漸左移。

圖6 不同甲醇濃度下水合物生成溫壓曲線Fig.6 Hydrate phase equilibriumcurve under different methanol concentration

目標(biāo)井長(zhǎng)期關(guān)井后泥線位置處井筒溫度降低到與環(huán)境溫度相同,約為17℃,壓力約為70 MPa,對(duì)比目標(biāo)氣井長(zhǎng)期關(guān)井后溫壓點(diǎn)與水合物相平衡曲線,可以看出,關(guān)井后井筒至少需保證40%以上濃度甲醇,方能保證井筒溫壓條件位于水合物生成風(fēng)險(xiǎn)區(qū)之外。

為最大限度滿足井筒水合物防治需求,假設(shè)氣井井口關(guān)井后1 s內(nèi)關(guān)閉井下安全閥,計(jì)算井下安全閥以上井筒段存水量,根據(jù)水量確定高壓氣井關(guān)井所需注入甲醇量。采用OLGA 軟件計(jì)算關(guān)井后井筒氣液分布,根據(jù)持液率變化判斷關(guān)井后井筒內(nèi)水量,如圖7所示,由于氣田初期水氣比相對(duì)較小(約為1.1 m3/104m3),關(guān)井后井筒持液率相對(duì)較低,井下安全閥以上200 m為氣水混合物,持液率約為0～0.18,根據(jù)井筒容積計(jì)算關(guān)井后井下安全閥以上存水量約為0.068 m3,所需甲醇注入量約為57.2 L,如表2所示。

圖7 高壓氣井長(zhǎng)期關(guān)井后井筒持液率分布Fig.7 Wellboreliquid holdup distribution after longtime shut-in

表2 關(guān)井所需甲醇水合物抑制劑量Table 2 Methanol requirement during wellbore shut-in time

2.2.2 開(kāi)井工況

高壓氣井開(kāi)井工況井筒流動(dòng)安全保障研究需要考慮3 種情況:熱啟動(dòng),井筒在安全操作時(shí)間(18 h)內(nèi)完成重開(kāi)井操作,此時(shí)井筒溫壓尚未落到水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū);冷啟動(dòng),井筒流體完全冷卻到周邊環(huán)境溫度;初開(kāi)井,井筒完井后充滿完井液,溫度冷卻為周邊環(huán)境溫度。

1)熱啟動(dòng)

圖8所示模擬了井筒在熱啟動(dòng)工況下(關(guān)井10 h后開(kāi)井)井筒溫壓、產(chǎn)量變化曲線,根據(jù)模擬結(jié)果,此工況下井筒尚未完全冷卻,泥線位置處井筒溫度約為50℃,最大壓力約為68 MPa,該工況下井筒所處溫壓條件處在水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)以外,無(wú)需考慮水合物防治措施。

圖8 熱啟動(dòng)非穩(wěn)態(tài)工況下井筒溫壓及產(chǎn)量變化曲線Fig.8 Hot restart wellbore pressure-temperature and gas production curve

2)冷啟動(dòng)

冷啟動(dòng)工況下,井筒是一個(gè)由完全冷卻到逐漸升溫的過(guò)程,在該非穩(wěn)態(tài)條件下,需研究開(kāi)井期間井筒溫壓變化規(guī)律,評(píng)估水合物生成風(fēng)險(xiǎn)并制定水合物防治措施。

圖9所示模擬了井筒在冷開(kāi)井工況下(從5 h開(kāi)始開(kāi)井操作,模擬時(shí)間48 h)井筒溫壓、產(chǎn)量變化曲線。與熱啟動(dòng)相比,冷啟動(dòng)溫度上升較慢,主要原因是在長(zhǎng)期關(guān)井后井筒完全冷卻到周邊環(huán)境溫度,高溫氣體由儲(chǔ)層到井口對(duì)井筒是一個(gè)逐漸“加熱”的過(guò)程,根據(jù)模擬,在配產(chǎn)60×104m3/d產(chǎn)氣量條件下,穩(wěn)定生產(chǎn)井口溫度約為146℃,而井筒冷啟動(dòng)40 h后,井口溫度僅僅達(dá)到90℃。

圖9 冷啟動(dòng)非穩(wěn)態(tài)工況下井筒溫壓及產(chǎn)量變化曲線Fig.9 Cold restart wellbore pressure-temperature and gas production curve

對(duì)比井筒溫壓數(shù)據(jù)與水合物相平衡曲線,如圖10所示,在冷啟動(dòng)48 min內(nèi),井筒所處溫壓條件位于水合物風(fēng)險(xiǎn)區(qū)內(nèi),此時(shí)需持續(xù)注入40%甲醇水合物抑制劑,防止井筒內(nèi)生成水合物而影響氣井開(kāi)井生產(chǎn)。水合物注入速率根據(jù)氣井產(chǎn)水量確定,根據(jù)氣藏配產(chǎn),產(chǎn)水量66 m3/d,所需甲醇注入速度約為0.038 6 m3/min,所需甲醇量共計(jì)1.86 m3。

圖10 冷啟動(dòng)非穩(wěn)態(tài)工況下所需甲醇注入時(shí)間Fig.10 Cold restart methanol injection time

3)初開(kāi)井

初開(kāi)井工況下,井筒內(nèi)為高密度完井液,該工況發(fā)生在完井作業(yè)結(jié)束,需進(jìn)行開(kāi)井清噴,排出井筒內(nèi)液體,防止關(guān)井長(zhǎng)期浸泡造成儲(chǔ)層傷害,影響氣井產(chǎn)能。該工況也適用于探井測(cè)試清噴作業(yè),測(cè)試氣井產(chǎn)能[18-20]。

圖11所示為高壓氣井完井后井筒初始持液率分布狀態(tài)(持水率、持油率分布),井筒400 m以上充滿柴油,保護(hù)井下安全閥,400 m以下為高密度完井液。

圖11 初開(kāi)井前井筒持液率分布Fig.11 Wellbore liquid holdup distribution before well-cleanup

假定高壓氣井開(kāi)井后50 min內(nèi)達(dá)到目標(biāo)產(chǎn)氣量要求,模擬初開(kāi)井非穩(wěn)態(tài)條件下井筒排液過(guò)程及井筒溫壓、產(chǎn)量變化規(guī)律,模擬時(shí)間設(shè)定為第50 min開(kāi)井,總模擬時(shí)長(zhǎng)200 min,如圖12所示。

圖12 初開(kāi)井清噴排液過(guò)程模擬Fig.12 Simulation of initial well-cleanup

根據(jù)圖13所示進(jìn)行初開(kāi)井模擬,開(kāi)井后首先排出井筒上部柴油,開(kāi)井后約7 min達(dá)到峰值流量,峰值流量360 m3/d,約17 min完全排出;井筒下部完井液開(kāi)井后約8 min到達(dá)井口,28 min達(dá)到峰值流量,此時(shí)峰值流量1 540 m3/d,約45 min完成井筒完井液清噴;氣體開(kāi)井后約25 min達(dá)到井口,開(kāi)井50 min后達(dá)到目標(biāo)產(chǎn)量要求。

圖13 初開(kāi)井清噴排液過(guò)程液量及產(chǎn)氣量變化曲線Fig.13 Initial well-cleanup liquid and gas production curve

氣井初開(kāi)井返排時(shí),平臺(tái)需預(yù)留處理設(shè)備,滿足返排過(guò)程中井筒柴油、完井液峰值液量要求。

圖14所示為初開(kāi)井工況下泥線位置處井筒溫壓變化曲線,可以看出,開(kāi)井后約20 min,井筒溫度逐漸上升到35℃,此時(shí)達(dá)到水合物生成風(fēng)險(xiǎn)區(qū)以外,因此,考慮井筒防治水合物需求,開(kāi)井后井筒內(nèi)也需要持續(xù)注入甲醇水合物抑制劑。

圖14 初開(kāi)井清噴排液井筒溫壓變化曲線Fig.14 Initial well-cleanup wellbore pressure and temperature curve

初開(kāi)井期間初始狀態(tài)下井筒內(nèi)充滿完井液和柴油,井口壓力約為42 MPa,對(duì)比井筒溫壓條件與水合物生成相平衡曲線,如圖15所示,所需甲醇濃度達(dá)到30%可滿足要求。清噴返排過(guò)程中,完井液峰值流量1 540 m3/d,為保證井筒流動(dòng)安全,甲醇注入速率需滿足0.57 m3/min,注入時(shí)間20 min,總甲醇注入量約為12 m3。

圖15 初開(kāi)井非穩(wěn)態(tài)工況下所需甲醇注入時(shí)間Fig.15 Initial well-cleanup methanol injection time

3 結(jié)論

1)以南海某高溫高壓氣井為例,開(kāi)展了氣井井筒水合物生成曲線計(jì)算,結(jié)果表明,在井筒最大關(guān)井壓力68 MPa條件下,井筒水合物生成溫度約為29℃。

2)進(jìn)行了氣井關(guān)井、冷/熱啟動(dòng)、初開(kāi)井等非穩(wěn)態(tài)工況井筒溫壓變化規(guī)律及水合物生成預(yù)測(cè)研究,結(jié)果表明,泥線位置處井筒溫降變化速率最快,關(guān)井18 h后井筒內(nèi)有水合物生成風(fēng)險(xiǎn),熱啟動(dòng)工況下無(wú)水合物生成風(fēng)險(xiǎn),冷啟動(dòng)條件下開(kāi)井48 min內(nèi)井筒存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn),初開(kāi)井工況下20 min內(nèi)井筒存在水合物生成風(fēng)險(xiǎn)。

3)提出氣井水合物防治策略,在氣井關(guān)井工況下,井筒至少需保證甲醇濃度在40%以上,需要在18 h內(nèi)完成甲醇注入,所需甲醇量為57.2 L;冷啟動(dòng)條件下、初開(kāi)井條件下所需甲醇水合物抑制劑濃度分別為40%,30%,分別需在開(kāi)井48 min,20 min內(nèi)持續(xù)注入甲醇,注入速度分別為0.038 6 m3/min,0.57 m3/min,所需甲醇量分別為1.86 m3,12 m3。4)該文提出的高溫高壓氣井非穩(wěn)態(tài)工況下井筒水合物預(yù)測(cè)及防治分析方法可推廣應(yīng)用于類似海上高溫高壓氣田或深水油氣田開(kāi)發(fā)中,保障海上油氣田的井筒流動(dòng)安全。