揮發性油藏回注氣井控因素分析及措施

2020-06-08 00:05:56李中超王鑫敏程鳳蓮朱黎明樊繼宗

油氣田環境保護 2020年2期

李中超王鑫敏程鳳蓮朱黎明樊繼宗

(中國石油化工股份有限公司中原油田分公司勘探開發研究院)

0 引言

中國石化中原油田揮發性油藏儲量6 528萬t，地層壓力高，原始氣油比高，儲層物性差，易脫氣，采出程度僅有10.1%。2006年開始在文88塊開展天然氣驅先導試驗，截至2018年，累增油4.22萬t，增氣1.06億m3，采出程度達到34.8%。

產出氣回注提高采收率是低油價下天然氣驅規模應用、效益開發的重要手段，具有極大的推廣意義，但存在不同程度的安全環保隱患。一方面，揮發性油藏普遍壓力高、物性差，不同組分天然氣注入能力不明確，注入天然氣后流體物理性質變化規律復雜，地層壓力場變化復雜；流體性質變化使得地層壓力預測難度加大。另一方面，儲層非均性強，層間差異大；低滲油藏均經過大型壓裂，人工裂縫發育，容易氣竄造成環境污染，甚至安全事故。

針對以上現狀，將揮發性油藏天然氣回注井控安全環保關鍵因素按節點分為注入端、地下及產出端3方面，涵蓋設備運行、機組結構、壓力預測及氣竄污染等各方面。明確各節點及主控因素，對實現安全環保的天然氣驅最大效益開發，及提高揮發性油藏開發效果和經濟效益具有重要意義。

1 注入端影響因素研究

1.1 天然氣回注系統節點分析

不同流體在地層中的黏度實驗分析結果顯示，天然氣黏度是注入水的4.7%。實驗對比，天然氣相對滲透率是注入水相對滲透率的5倍左右。巖心驅替實驗進行不同條件下注采壓差曲線結果顯示，注氣壓差是注水壓差的48%。

以文88塊天然氣驅先導試驗為例，考慮組分影響下計算各節點安全生產壓力分布。根據生產數據收集計算注氣壓差，建立模型繪制不同注入條件下注采壓差變化曲線，見圖1，確定單井安全注氣速度為2×104m3/d，根據實際注天然氣情況得到比吸氣指數96.42 m3/(d·m·MPa)，文88塊射孔層平均有效厚度20 m，地層壓力32 MPa，計算生產差壓為10 MPa，根據平均地層壓力求得井底流壓為42 MPa。

圖1 不同注入條件下注采壓差變化曲線

根據回注氣不同組分影響，編制軟件計算得出井筒內天然氣物性變化規律[1]，確定井筒氣柱壓力為8～10 MPa，注入干氣、濕氣所需井口注入壓力分別達到33.5，32 MPa。

1.2 35 MPa高壓無基礎壓縮機組配套工藝設備研發

針對35 MPa高壓排氣壓力，四級氣缸出口緩沖罐采用高強度高壓球罐，具有較好的氣體脈動吸能效果，能充分保證高壓工況運行安全。球罐受力均勻，只有軸向應力，軸向應力值比周向應力小一半，因此球罐壁厚的厚度小，承載能力提高50%，且能極大的節約材料成本，滿足強度要求，防控環境風險。

通過研究氣缸氣道流場，設計合理的氣道結構和容量，降低氣流壓力脈動幅度，減少阻力損失；分析高壓氣缸缸套磨損失效現象和失效機理，結合缸套材料特性，利用有限元分析方法模擬缸套高壓工況下的溫度場和應力場，確定高壓缸套與高壓氣缸的配合間隙及安裝形式。經分析，缸套的最大應力出現在內表面，主要由過盈配合量和溫度載荷確定，最大應力低于缸套材料QT600-3的名義最小屈服強度370 MPa；M27螺栓的應力主要由螺栓預緊力矩和缸內氣體壓力確定。最大應力為270 MPa，滿足螺栓強度設計要求；氣閥在螺栓預緊力矩360 Nm的作用下，滿足氣閥廠商的要求。

通過對密封材料、密封結構形式的研究，選用符合標準要求的環形透鏡墊密封形式，解決高壓氣缸進、排氣法蘭和閥蓋等部位的密封問題；通過對填料環的材料、填料密封結構、填料函的冷卻方式研究，形成合理的填料結構，減少高壓氣體的泄漏，提高填料的使用壽命。

1.3 配套超壓縮機組安全高效運行技術研究

1.3.1 反向角死區研究技術

壓縮機活塞桿及所有傳動部件都受到壓力或拉力，這兩個力使十字頭銷壓在連桿小頭襯套的一側，而另一側出現間隙，使潤滑油進入潤滑和冷卻該側的十字頭銷和連桿小頭襯套，如果只受一個方向的力，十字頭銷總壓在連桿小頭襯套的一側，那么受壓這一側始終沒有間隙，始終得不到潤滑和冷卻，因此，活塞桿的受力方向必須改變，且保持一定的時間，使連桿小頭襯套兩側輪流得到充分的潤滑和冷卻。這個時間以曲軸的轉角來表示稱為“反向角”，當壓縮機反向角小于30°時的工作區域稱死區，十字頭、十字頭銷及連桿小頭襯套會在幾分鐘的運行時間產生高溫并燒損，見圖2。

圖2 壓縮機剖面

分析反向角與排氣壓力曲線，可以發現進口壓力越低，死區范圍越廣，轉速越高，發生死區的機會越大。在1.0 MPa進口壓力情況下沒有死區，在0.5 MPa進口壓力，轉速750 r/min，壓縮機可以在20.69～52 MPa出口壓力范圍工作沒有死區。

在機組上配套了出口壓力自動調節閥，壓力調節閥下游有一個壓力變送器，當機組出口壓力低于死區壓力時，壓力自動調節閥會調節閥的上游壓力到死區的范圍以上，調節閥的上下游壓力及調節閥的開度由機組PLC控制盤控制。升壓過程中，5 min內在降低機組轉速的條件下，將出口壓力提升至37 MPa，避開反向角死區。機組卸載過程中，采用超常規的故障停機的模式，利用壓力調節閥避開死區。

1.3.2 排污系統冰堵處理技術

天然氣在膨脹過程中，壓力驟降，易產生冰堵，危害系統性很高。研究發現，將排污系統分為高低壓兩個等級，用PLC進行控制分級排污，能夠有效解決冰堵問題。排污出口采用變徑直管段結合阻尼絲堵，減緩壓力急速下降的速度，也能夠減少冰堵的發生。

1.3.3 供氣、外輸緊急關斷聯鎖及快速放空系統

利用五級高壓放空閥和氣動閥，建立供氣、外輸緊急關斷聯鎖及快速放空系統。中控室安裝手動切斷裝置，壓縮機組各監測點安裝可燃氣體報警監測探頭和火焰監測儀，一旦有報警中控室人員可立即切斷氣源、電源。切斷成功率100%，將危險及環境風險消滅在源頭。

1.3.4 壓縮機組降噪技術

研究采用環保消聲設備降低部分噪聲源的聲級值；對設備局部采用隔聲、隔振降噪措施，控制主機和空氣過濾器噪聲等設備的輻射傳播能量；設置隔聲廠房及隔聲門，阻隔噪聲的傳播途徑，強制通風裝置，成功將噪聲控制在80 dB(A)以下。

1.4 高壓氣密封管柱與井口研發

1.4.1 高壓氣密封井下安全注氣控制管柱

由于引進天然氣注入管柱結構存在循環開關打不開、插管拔不開、封隔器為永久式等問題導致后期作業安全不能保障、井筒處理困難等問題，自主研發插入可取式注氣管柱，從上至下由氣密封油管+滑套開關+水力卡瓦+密封插管+Y445-114注氣封隔器+堵塞器工作筒+油套連通器+單流閥等工具組成，自主設計的注氣管柱示意見圖3，高壓氣密封井口示意見圖4。

圖3 自主設計的注氣管柱

圖4 高壓氣密封井口示意

管柱插管采用單獨錨定的方式，設計可取式高壓氣密封封隔器，解決了后期作業安全不能保障、井筒處理困難等問題。此管柱現場應用證明耐溫150℃、耐壓70 MPa，且成本比進口管柱降低50%，更符合生產需求。

1.4.2 高壓氣密封井口

自主研發的高壓氣密封井口采用平板閥的閥體、閥板與閥座采用全金屬密封，實現了高壓氣密封，耐壓70 MPa；所有部件內部均采用防腐材料堆焊方式，解決了防腐、磨損等問題。

井口實施防火、防爆和井控關井，保證在易熔塞熔化和管網突然泄漏情況下地面安全閥實現快速應急關斷，關斷時間小于2 min；及井口出現險情時，從控制箱緊急手動關閉井下安全閥。

2 地下影響因素研究

2.1 注入氣物理性質及注氣后原油性質變化規律

2.1.1 注入氣物理性質

通過對所取地層原油進行的單次脫氣試驗、PV關系試驗、多次脫氣試驗及黏度測定，獲得了原始油藏條件下地層原油的各項參數[2]，見表1，表2。模擬計算出相圖，見圖5。可以看出臨界點對應的壓力為32.581 MPa，對應的溫度為270.79℃。該油藏在原始條件下屬于不飽和油藏，目前條件下為飽和油藏。

表1 地層原油組成分布 %(摩爾百分比)

表2 地層原油的主要數據

圖5 地層流體P-T相圖

文88塊天然氣驅的注入溶劑為外輸開封天然氣，在常溫常壓下呈氣態，其平均分子量為17.0，密度為0.587 2 kg/m3。注入溶劑的臨界溫度為-73.79℃，臨界壓力為5.372 MPa。注入溶劑具有油藏原油的某些特性，因而不污染、不腐蝕地層，并且可以同地層原油進行十分有利的質量交換，注入氣組分分析見表3。

表3 注入氣組分分析 %

2.1.2 注天然氣原油性質變化規律

在地層流體相態研究的基礎上對文88塊目前地層原油樣品進行了注天然氣的P-X實驗研究。研究表明注氣后可膨脹原油體積(膨脹1.47倍)，降低原油黏度(由0.27 MPa·s 下降到0.15 MPa·s)、密度，影響壓力場變化[3]。

注天然氣瀝青沉積與原油性質相關，揮發性油藏沉積現象輕微，天然氣與原油接觸后，原油組成體系變化劇烈，重質油油藏注天然氣普遍存在瀝青沉積；室內實驗顯示文88塊注氣瀝青沉積含量不超過0.04%，揮發性油藏不會發生瀝青沉積，對周圍環境污染極小，值得推廣。

2.2 注天然氣后地層壓力場變化規律

研究建立非混相驅組分數值模擬模型，通過合理化組分劈分、組合，參數敏感性和相關性分析，組分間二元交互系數微調三大技術提高了揮發性油藏天然氣驅PVT相態擬合精度，提高組分模型壓力預測精度，定量明確注氣油藏壓力場變化規律。

2.2.1 提高揮發性油藏天然氣驅PVT相態擬合精度

高揮發性油藏組分變化劇烈，相態擬合難度大；傳統方法依賴人工試湊誤差較大。通過合理化組分劈分、組合，參數敏感性和相關性分析，組分間二元交互系數微調三大技術提高了揮發性油藏天然氣驅PVT相態擬合精度。重點是精細劈分C3～C6由3個細分到6個擬組分，PVTi相態擬合精度提高到96%；引入PEBi非結構化網格構建方式，克服儲層非均質性強、網格取向效應等問題，優化網格過渡銜接，提高了組分數值模擬精度。

研究證實，對文88塊原油組分合理的劈分、組合及分析參數之間的敏感性和相關性，結合組分間二元交互系數的微調，對文88塊揮發性油藏的流體相態擬合，誤差在5%以內，擬合精度較高。

2.2.2 提高壓力差預測精度

文88塊氣驅試驗區連續注氣后，壓力監測結果表明，地層壓力明顯回升，文88塊注氣前后壓力場分布見圖6。先導試驗過程中，持續保持注氣量為10×104m3左右，注氣壓力逐漸由開始的40 MPa左右逐漸上升到45 MPa左右；從文88-15、文88-25井連續注氣過程來看，在日注氣量基本保持不變的情況下，注氣壓力也分別呈上升趨勢，說明地層能量得到有效聚集，地層壓力逐步得到補充。運用數值模擬，準確計算不同時間段油藏的壓力場變化，實時的定量化的明確了井點、井間及整個油藏的壓力值，為天然氣的安全注入和安全生產提供技術支撐。

圖6 文88塊注氣前后壓力場分布

2.3 高壓大流量天然氣計量技術研究

2.3.1 彎管流量計引壓工藝

為避免引壓管堵塞造成無法正常計量的問題，正負引壓分離管與彎管段氣流中心軸線呈向上前傾銳角α狀安裝，實現對待測氣體引壓，同時利用緩沖筒對雜質進行重力分離，避免引壓管堵塞造成無法正常計量，克服易進雜質堵塞缺陷。彎管流量計巧妙利用管道本身特性，利用管道自然轉彎產生的微小壓差進行推導計算，其計量段無任何節流件、阻流件和中間媒介，解決了含雜質高壓天然氣計量問題，實現了輸送和計量的和諧統一。

2.3.2 高壓流量計結構標準化

自主研發的標準化高壓流量具有無插入件、節流件，無阻力損失；直接焊接于管道上，安裝方便；計量流態范圍廣；對磨損不敏感，可長期高精度測量；測量精度高達±1%的5大技術優勢。而且具有結構簡單，價格低廉；無需頻繁校驗、維修、更換；使用壽命長；適應性強，滿足各種惡劣條件計量要求6大功能優勢。

3 產出端影響因素研究

揮發性油藏儲層非均質性強，且人工壓裂裂縫導致易氣竄[4]。氣竄規律不明顯，生產井爆發性增長的氣量不僅可能危害環境，還可能發生事故，危及生產安全。

3.1 注氣規律

文88塊沙三中10注氣對應4口油井進行歸一化處理，根據投產初期產能、增油幅度及見效無因次產量模型，建立天然氣驅產量預測模型。見效期發現注氣至氣驅前緣到達生產井井底，氣升油升；氣竄期氣升油降；停注期，立即氣降油降。

氣竄一般以氣油比大幅度上升作為判定標準，采用氣油比變化倍數作為界定指標，倍數大于15為氣竄，文88塊試驗井組氣油比變化率見表4。

氣油比變化倍數：

(1)

式中：Rt為注氣后的氣油比；R0為注氣初期的穩定氣油比。

表4 文88塊試驗井組氣油比變化率

實驗及數模研究表明，井距對氣竄造成一定影響，隨井距增大，穩產時間變長，突破晚，大于350 m后突破時間明顯增加，不易造成氣竄。從儲層非均質性對天然氣驅氣竄方向的影響來看，高滲透方向突破時間短，初期產量高，低滲透方向氣竄晚，驅替更加均勻，效果好。

3.2 注采參數優化

采用正交優化方法，分析各參數對開發效果影響，明確了最優安全開發方式及注采參數。注氣量方面，隨注氣量增加，增油量增加，增油幅度逐漸減緩，換油率降低，降幅逐漸減緩。考慮增油趨勢及換油率，確定合理的注氣量為0.35 PV左右，注氣量對天然氣驅開發效果影響見圖7。注氣速度增大，油量呈先增大后減小的趨勢。考慮現場壓縮機組及注入實際情況，注氣速度取(2～3)×104m3/d，注氣速度對天然氣驅開發效果影響見圖8。