非穩態分析在高溫高壓氣井井筒水合物防治設計中的應用

杜孝友于繼飛文 敏陳 歡邱 浩

(1.中海油研究總院有限責任公司,北京 100028;2.海洋石油高效開發國家重點實驗室北京, 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,輕烴組分含量越高,一定壓力條件下水合物生成溫度越高。在海上常規開發氣藏中,通常要考慮低溫環境對水合物生成的影響。井口、采油樹及海底管線處于海水低溫環境中,極易發生水合物堵塞問題,因此在生產中需采取一定應對措施進行水合物防治。

目前對于海上氣田開發中天然氣水合物生成問題的研究大多集中于海底輸氣管道及水下井口的流動安全保障設計中[14],高壓氣田井筒內水合物問題的研究較少;部分研究人員對深水測試工況下管柱內水合物生成問題進行了研究,但也多局限于水合物生成區域預測方面[58],對于開關井復雜工況條件井筒溫壓變化規律和水合物生成及防治工藝參數還有待進一步研究[910]。

該文以南海某高溫高壓氣田為例,根據氣井天然氣組分數據計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,評估氣井井筒內水合物生成風險;針對高壓氣井關井、熱啟動、冷啟動、初開井等工況進行非穩態模擬分析;根據不同非穩態條件下井筒溫壓及產量變化規律,進行水合物生成風險區域及時間判別,判別水合物抑制劑注入量、注入時間及注入速度等關鍵參數,提出非穩態條件下井筒水合物防治措施及相應工藝參數的設計方法,為海上氣井開關井等非穩態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構晶體[11-12],晶體內部氣液兩相形成化學平衡,根據熱力學理論和Vander Waals 水合物相平衡方程[13],當井筒沿程某處的計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,該區域將有水合物生成。

海上氣井開關井操作期間,氣井溫度、壓力、產量均處于相對不穩定狀態,常規穩態計算方法無法解決此類問題。對于非穩態工況下井筒溫度場及壓力場計算,海上氣井井筒縱深大,在開關井期間建立的溫壓場和水合物平衡方程是復雜的非線性方程組,直接求解比較困難,該文采用瞬態多相流模擬器OLGA進行非穩態條件下井筒溫壓場計算。OLGA求解器以機理模型為基礎,采用8個方程組(5個質量守恒方程、2個動量方程、1個能量守恒方程)結合邊界條件及初始條件,應用半隱式數值積分方法求解井筒及管道流動問題[14]。

圖1所示為開關井工況井筒水合物生成及控制非穩態分析流程。

圖1 開關井工況井筒水合物生成及控制非穩態分析流程Fig.1 Unsteady analysis process of hydrate for mation and control in well start-up and shut-in

采用OLGA軟件進行開關井工況非穩態分析,首先基于氣井組分數據生成基礎的流體文件,根據井軌跡、井身結構建立井筒模型并進行分段處理;然后以井口和井底溫度壓力數據作為模型邊界條件,以井筒內流體分布作為模型初始條件,結合開關井非穩態工況下操作程序設定,開關井操作井筒溫壓場、產量等參數計算;對比水合物生成溫壓條件與井筒溫壓變化關系,進行水合物生成風險區域與時間判別;對于存在水合物生成風險工況,根據水合物抑制劑效果評估,進行合理注入參數設計,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例

2.1 氣井基礎數據

圖2 目標氣井井身結構Fig.2 Wellbore structure of target gas well

氣井組分數據以輕烴為主,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 %

根據氣井井流物組分數據,采用Vander Waals模型進行氣井水合物相平衡曲線計算,如圖3所示,當井筒所處溫壓條件位于水合物相平衡曲線左側時,說明井筒有水合物生成風險。

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 開關井非穩態工況模擬及結果分析

氣井產量60×104m3/d,穩態生產時井口溫度約為146℃,井口壓力51.5 MPa,對比圖3水合物生成曲線,穩態生產期間,不存在水合物生成風險。

當氣井因臺風或平臺檢修等因素停產時,為保證平臺安全,需對氣井進行關井。考慮氣田屬于高溫高壓氣井,生產初期關井壓力極高,高壓條件下水合物生成溫度較高;另外,長期關井條件下井筒完全冷卻到周邊環境溫度,重新啟井是一個溫度逐漸升高的過程,因此需進一步評估開關井工況下水合物生成風險。

目前對于水合物防治通常采用井筒保溫、管線泄壓、井下節流及注入水合物抑制劑等方法[15],根據海上油氣田特點及現場作業實踐,通常采用水合物抑制劑進行海上氣井井筒水合物防治[1617]。

2.2.1 關井工況

氣井關井為溫度、壓力、產量迅速變化的非穩態過程。假定氣井長期穩態生產后關井,由于采用海上平臺開發,整個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(空氣環境)、泥線處井筒(海水低溫環境)、井下安全閥(地層環境,位于泥線以下300 m)作為典型位置,以井筒內充滿天然氣作為初始條件,以正常生產井筒兩端溫度壓力作為邊界條件,采用OLGA軟件模擬關井后井下不同位置處溫度及壓力變化規律,如圖4、圖5所示。

圖4 關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

根據模擬計算,關井后井筒上部(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,當井筒溫度降低到約35℃時,存在水合物生成風險。

由于泥線位置處井筒所處環境為海水環境,溫度相對降低,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。根據模擬計算,該位置處降低到水合物生成溫度的時間(cool down time)約為18 h,為井筒最小安全停產時間,因此關井后需在18 h內完成井筒水合物防治的操作。

在開關井短時間瞬態工況下,可將甲醇作為水合物抑制劑。根據高壓氣井井流物組分,進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

目標井長期關井后泥線位置處井筒溫度降低到與環境溫度相同,約為17℃,壓力約為70 MPa,對比目標氣井長期關井后溫壓點與水合物相平衡曲線,可以看出,關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險區之外。

為最大限度滿足井筒水合物防治需求,假設氣井井口關井后1 s內關閉井下安全閥,計算井下安全閥以上井筒段存水量,根據水量確定高壓氣井關井所需注入甲醇量。采用OLGA 軟件計算關井后井筒氣液分布,根據持液率變化判斷關井后井筒內水量,如圖7所示,由于氣田初期水氣比相對較小(約為1.1 m3/104m3),關井后井筒持液率相對較低,井下安全閥以上200 m為氣水混合物,持液率約為0～0.18,根據井筒容積計算關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 高壓氣井長期關井后井筒持液率分布Fig.7 Wellboreliquid holdup distribution after longtime shut-in

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

2.2.2 開井工況

高壓氣井開井工況井筒流動安全保障研究需要考慮3 種情況:熱啟動,井筒在安全操作時間(18 h)內完成重開井操作,此時井筒溫壓尚未落到水合物風險區;冷啟動,井筒流體完全冷卻到周邊環境溫度;初開井,井筒完井后充滿完井液,溫度冷卻為周邊環境溫度。

1)熱啟動

圖8所示模擬了井筒在熱啟動工況下(關井10 h后開井)井筒溫壓、產量變化曲線,根據模擬結果,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險區以外,無需考慮水合物防治措施。

圖8 熱啟動非穩態工況下井筒溫壓及產量變化曲線Fig.8 Hot restart wellbore pressure-temperature and gas production curve

2)冷啟動

冷啟動工況下,井筒是一個由完全冷卻到逐漸升溫的過程,在該非穩態條件下,需研究開井期間井筒溫壓變化規律,評估水合物生成風險并制定水合物防治措施。

圖9所示模擬了井筒在冷開井工況下(從5 h開始開井操作,模擬時間48 h)井筒溫壓、產量變化曲線。與熱啟動相比,冷啟動溫度上升較慢,主要原因是在長期關井后井筒完全冷卻到周邊環境溫度,高溫氣體由儲層到井口對井筒是一個逐漸“加熱”的過程,根據模擬,在配產60×104m3/d產氣量條件下,穩定生產井口溫度約為146℃,而井筒冷啟動40 h后,井口溫度僅僅達到90℃。

圖9 冷啟動非穩態工況下井筒溫壓及產量變化曲線Fig.9 Cold restart wellbore pressure-temperature and gas production curve

對比井筒溫壓數據與水合物相平衡曲線,如圖10所示,在冷啟動48 min內,井筒所處溫壓條件位于水合物風險區內,此時需持續注入40%甲醇水合物抑制劑,防止井筒內生成水合物而影響氣井開井生產。水合物注入速率根據氣井產水量確定,根據氣藏配產,產水量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1.86 m3。

圖10 冷啟動非穩態工況下所需甲醇注入時間Fig.10 Cold restart methanol injection time

3)初開井

初開井工況下,井筒內為高密度完井液,該工況發生在完井作業結束,需進行開井清噴,排出井筒內液體,防止關井長期浸泡造成儲層傷害,影響氣井產能。該工況也適用于探井測試清噴作業,測試氣井產能[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(持水率、持油率分布),井筒400 m以上充滿柴油,保護井下安全閥,400 m以下為高密度完井液。

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

假定高壓氣井開井后50 min內達到目標產氣量要求,模擬初開井非穩態條件下井筒排液過程及井筒溫壓、產量變化規律,模擬時間設定為第50 min開井,總模擬時長200 min,如圖12所示。

圖12 初開井清噴排液過程模擬Fig.12 Simulation of initial well-cleanup

根據圖13所示進行初開井模擬,開井后首先排出井筒上部柴油,開井后約7 min達到峰值流量,峰值流量360 m3/d,約17 min完全排出;井筒下部完井液開井后約8 min到達井口,28 min達到峰值流量,此時峰值流量1 540 m3/d,約45 min完成井筒完井液清噴;氣體開井后約25 min達到井口,開井50 min后達到目標產量要求。

圖13 初開井清噴排液過程液量及產氣量變化曲線Fig.13 Initial well-cleanup liquid and gas production curve

氣井初開井返排時,平臺需預留處理設備,滿足返排過程中井筒柴油、完井液峰值液量要求。

圖14所示為初開井工況下泥線位置處井筒溫壓變化曲線,可以看出,開井后約20 min,井筒溫度逐漸上升到35℃,此時達到水合物生成風險區以外,因此,考慮井筒防治水合物需求,開井后井筒內也需要持續注入甲醇水合物抑制劑。

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

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

圖15 初開井非穩態工況下所需甲醇注入時間Fig.15 Initial well-cleanup methanol injection time

3 結論

1)以南海某高溫高壓氣井為例,開展了氣井井筒水合物生成曲線計算,結果表明,在井筒最大關井壓力68 MPa條件下,井筒水合物生成溫度約為29℃。

2)進行了氣井關井、冷/熱啟動、初開井等非穩態工況井筒溫壓變化規律及水合物生成預測研究,結果表明,泥線位置處井筒溫降變化速率最快,關井18 h后井筒內有水合物生成風險,熱啟動工況下無水合物生成風險,冷啟動條件下開井48 min內井筒存在水合物生成風險,初開井工況下20 min內井筒存在水合物生成風險。

3)提出氣井水合物防治策略,在氣井關井工況下,井筒至少需保證甲醇濃度在40%以上,需要在18 h內完成甲醇注入,所需甲醇量為57.2 L;冷啟動條件下、初開井條件下所需甲醇水合物抑制劑濃度分別為40%,30%,分別需在開井48 min,20 min內持續注入甲醇,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態工況下井筒水合物預測及防治分析方法可推廣應用于類似海上高溫高壓氣田或深水油氣田開發中,保障海上油氣田的井筒流動安全。