井下節流技術在南海東部高溫氣田的應用

羅睿喬

(中海石油深海開發有限公司,深圳 518064)

0 引 言

南海東部某高溫氣田地層溫度約為150℃,氣井生產受溫度影響嚴重。冬季,某些氣井在日產量高于35萬方/天時,井口溫度為70～80℃。夏季,在日產量高于25 萬方/天時,井口溫度為80～90℃。井筒溫度過高,使得完井管柱和生產管柱產生不同程度的軸向變形[1],導致采油樹升高20 cm以上,個別井最高超過25 cm,采油樹升高引起井口管線發生應力變形,輕則引起關井停產,嚴重時導致井口管線或采油樹斷裂,危及平臺人員及設備安全[2],有必要采取措施,控制采油樹升高。

當前,國內外有關采油樹升高的研究大多停留在原因和機理研究、升高高度測量和計算方法研究階段[1-4],尚未提出實質性的解決措施。為了保障生產安全,平臺一直通過降低配產來控制井筒溫度,以降低采油樹升高。降低配產導致單井產量達不到設計要求,一方面會出現產量缺口;另一方面,不利于氣田協同開發,影響氣田最終采收率。

針對該問題,通過神經網絡方法找到了導致采油樹升高的主控因素,利用天然氣自身特性,提出了節流降壓降溫方案,建立了井筒溫度模型,設計并制造了適用于高溫氣井的井下節流工具[5-6]。該工具在南海東部某深水氣田高溫氣井中成功應用,有效降低了井筒溫度,減少了采油樹升高,保障生產安全的同時提高單井產能17萬方/天。

1 采油樹升高主控因素研究

1.1 采油樹升高力學模型

由氣井結構分析可知,采油樹發生位移是完井管柱、生產管柱、井口管線相互作用的結果(見圖1),氣井開井生產,井筒溫度逐漸升高,各層套管、油管受熱膨脹,不同管柱伸長量不同(見圖2),伸長能力大的管柱對其他管柱產生一個軸向拉力,伸長能力小的管柱對其他管柱產生一個軸向的拖曳力[7]。這兩個力相互作用,最終導致采油樹抬升,不同氣井的固井質量、完井質量不同,采油樹升高程度也不同。

圖1 采油樹升高力學模型Fig.1 Mechanical model of the rise of Christmas tree

圖2 不同管柱升高對采油樹升高影響Fig.2 Influence of different pipe strings on the rise of the Christmas tree

1.2 采油樹升高主控因素

本文以該氣田A01H 井為例,采用神經網絡的方法,建立了氣井溫度、壓力、產量、環境溫度、管柱材質、完井質量等因素與采油樹升高之間的關系,建立了采油樹升高模型,找到了影響采油樹升高的主控因素。

圖3選取了A01H 井2018年5月至2019年1月期間的監測數據作為基礎數據,其中,2018年12月之前的數據為訓練集,2018年12月之后的數據為測試集。

圖3 采油樹高度數據集Fig.3 Data set of Christmas tree height

使用Keras庫建立神經網絡,選用LSTM 神經網絡模型,該模型輸入節點為1×7,輸出節點為1,隱藏節點數為50,使用Adam 方法求解[8]。模型建立后,訓練結果如圖4所示,其中紅色點為實際采油樹高度,藍色曲線是模型擬合出的采油高度。從擬合結果上來看,結果基本符合實際數據,因此所建立的模型可作為采油樹高度的預測模型。

圖4 A01H 井采油樹高度模型擬合Fig.4 Fitting of the Christmas tree height model for Well A01H

在模型建立的基礎上,通過參數調整驗證了影響采油樹升高的主控因素。已知單井的井底溫度恒定、固井質量一定、完井管柱和生產管柱性質一定,可變因素主要是指未產量、環境溫度,而環境溫度的變化在某一段時間內很小,影響采油樹升高最大的因素為氣井產量。已知,A01 H 井無阻流量為1 300萬方/天,通過調整單井產量驗證了單井產量與采油樹升高之間的關系(見圖5)。從圖中可以看出,氣井產量越大,采油樹升高越嚴重。產量越大,天然氣攜帶的熱量越大,對完井管柱和生產管柱的熱影響越大,管柱變形越大,對采油樹升高的影響越大。

圖5 采油樹升高主因驗證Fig.5 Verification of the main reasons for the rise of Christmas trees

2 井下節流降壓降溫方法

從主控因素分析可以得出,影響氣井采油樹升高的主要因素是產氣量,現場實際生產情況也表明,當降低產量生產時,采油樹升高程度得到緩解。降低產量會導致產量出現缺口,單井產氣量過低,不利于氣田協同開發,大幅度減產會影響整個氣田的采收率,通過降產控制采油樹升高的方法不可取。

通過分析天然的自身特性,當天然氣流經節流裝置時,因J-T 效應,節流后的天然氣壓力降低、溫度降低。在此基礎上,提出了井下節流降壓降溫以降低采油樹升高的方法[9]。

2.1 井下節流降壓降溫過程

天然氣流經井下節流工具后壓力、溫度均降低,降溫后的天然氣在節流工具之上的井筒中與完井管柱、生產管柱、地層進行熱交換,當天然氣流至井口時,壓力最低、溫度最低(見圖6)。

圖6 井下節流降溫示意圖Fig.6 Schematic diagram of downhole throttling and cooling

2.2 井筒溫度分布模型

在天然氣采出過程中,熱量通過如下3個環節來完成傳遞過程。

(1)井筒流體—油管壁—油套管環空。

(2)油套管環空—套管壁—水泥環。

(3)水泥環—地層。

取井口為坐標原點,垂直向下為正,將油管劃分為很多微元控制體(見圖7),根據能量守恒定理,滿足[10]

圖7 井筒微元體物質平衡示意圖Fig.7 Schematic diagram of wellbore micro-body material balance

微元體能量的損失量=流體流進微元體所

具有的能量-流出微元體的能量

即

對方程簡化,得

方程兩邊同時除以m,得

其中

式中:Hm為流體的焓,J;hm為單位質量流體的焓,J/kg;m為單個微元體質量,kg;g、o、w 下標分別表示氣、油、水。

微元段能量變化表達式為

式中:ke為地層導熱系數,w/(m·K);Tei為原始地層溫度,K;f(t)為瞬態傳熱函數,無因次;rto為油管外徑,m;Uto為總傳熱系數,w/(m2·K);Th為井壁溫度,K;w為流體(氣、油、水)質量流量,kg/s。

整理變形,得

其中:

令

則微分方程簡化為

式中:LR為松弛距離;Tei=Teibh-gTz,cp為定壓熱容,J/(kg/K);Tei為初始地層溫度,K;Teibh為井底地層溫度,K;gT為地溫梯度,K/m。

求解方程時,在每一小段內認為cp、gT、dv/dz和dp/dz相同,即壓力和速度的變化量為定值。

則式的通解為

以井底為邊界條件:

式中:zbh和Tfbh分別表示井底深度和井底溫度,代入邊界條件可以得到穩定流動狀態的井筒溫度分布表達式:

2.3 模型求解

2.3.1 穩定流動溫度、壓力模型求解

穩定流動狀態井筒壓力和溫度分布計算步驟如下(見圖8):

圖8 氣井穩定流動井筒壓力、溫度模型計算流程Fig.8 Calculation process of the steady flow wellbore pressure and temperature model of a gas well

(1)輸入井身結構數據、完井數據、測井數據、流體組分數據以及井口壓力、井口溫度、產量、累計生產時間等生產數據。

(2)劃分微元體,對井筒靜溫、井身數據采樣插值。

(3)根據井口溫度和井底溫度,對井筒溫度進行線性化處理,并賦值給各節點,根據線性化的井筒溫度數據,計算壓力分布。

(4)根據井口壓力假定單位節點的壓力變化為ΔP0,將壓力、溫度、流體組分代入流體相平衡模塊,計算氣液摩爾含量L、V和氣體偏差因子Z,代入狀態方程計算天然氣體積系數Bg和密度。

(5)計算凝析油的物理化學參數,包括密度、體積系數、溶解氣油比、黏度等;計算水相的體積系數、黏度、密度、氣水界面張力。

(6)計算雷諾數Re、加速度阻力壓降梯度、重力壓降梯度,摩阻系數、摩阻壓降梯度。計算總壓降梯度ΔP1;如果|ΔP1-ΔP0|＜ε則計算下一節點,否則重新假設ΔP0。

(7)當壓力節點計算到達井底后,反向從井底向井口計算井筒溫度。

(8)假設微元體溫度變化為ΔT0,計劃單位微元體對應的總傳熱系數Uto及各界面溫度。

(9)代入相平衡計算模塊氣液摩爾分數、計算天然氣偏差因子Z;代入流體焓計算模塊、混合流體比熱容、計算焦耳湯姆遜系數。

(10)根據能量守恒方程計算節點溫度變化ΔT1,如果|ΔT1-ΔT0|＜ξ,則計算下一節點,否則重新假設單位節點溫度變化ΔT0。

(11)判斷溫度是否已經計算到井口,當兩次計算的井口溫度差＜ζ,則井筒壓力、溫度分布計算結束。否則,將本次計算的井筒溫度返回(4)重新計算井筒壓力和溫度。

2.3.2 瞬態流動溫度、壓力模型求解

氣井瞬變流動井筒壓力、溫度模型計算流程如圖9所示。

圖9 氣井瞬變流動井筒壓力、溫度模型計算流程Fig.9 Calculation process of the gas well transient flow wellbore pressure and temperature model

開井瞬態流動模型除溫度計算公式不同外,其他與穩定生產求解步驟類似。下面介紹關井瞬變流動的井筒壓力、溫度模型求解過程。

具體計算步驟如下:

(1)將開井生產最后時刻的井筒溫度,作為關井初始時刻的井筒溫度。

(2)根據關井測試時間計算無因次時間函數f(t)。

(3)調用流體相平衡計算模塊計算天然氣偏差因子Z、氣液摩爾分數。

(4)將參數代入流體焓計算模塊,計算得到流體比熱容。計算松弛距離L＇R,根據氣井關井瞬態溫度方程計算本節點溫度。

(5)將當前計算得到的溫度,代入相平衡計算模塊計算靜氣柱壓力和天然氣偏差因子Z,求取下一個節點的壓力。

(6)回到第(3)步,繼續計算下一節點的壓力和溫度,當計算到井底時,即得到關井時刻的井底壓力。

(7)繼續計算下一時間點的井底壓力和井筒溫度分布,直到結束。

3 井下節流方案設計

同一高溫氣田的不同氣井產能不一樣,完井質量不一樣,溫度對采油樹升高的影響程度不一樣。同理,同一氣井的不同生產時期,溫度對采油樹升高的影響也不一樣,需要設計可調整性高、適用范圍廣的井下節流方案[11-12]。

3.1 井下節流工具設計

為了適應不同氣井、同一氣井的不同生產時期對產能和安全生產的雙重需求,經過調研、考察、設計,委托Peak Well Systems制造了兼具靈活性、可調性、可操作性的井下節流工具(見圖10)。該工具在Peak SIM 卡瓦內安裝可以更換的不同孔徑的節流元件,可實現對不同氣井、同一氣井的不同時期進行節流降壓降溫。

圖10 井下節流工具及節流元件Fig.10 Downhole choke tools and choke components

3.2 不同尺寸油嘴設計

根據節流降壓降溫模型,可以計算不同尺寸油嘴的臨界流量,可以得出選擇不同油嘴,氣井產能最大可釋放多少。本文選擇了12.7 mm、11.5 mm、10.5 mm 三種尺寸的油嘴,計算出它們的臨界流量如表1所示。

表1 不同尺寸油嘴的臨界流量Tab.1 Critical flow rate of different sizes of nozzles

3.3 不同油嘴節流降溫效果評估

本文以該高溫氣田采油樹升高較為突出的A02井為對象,評估不同尺寸油嘴節流降溫效果,已知A02井完井數據如表2所示。

表2 A02井完井數據Tab.2 Completion data of Well A02

根據氣井溫度分布模型,求解A02井不同產氣量下井筒溫度分布,如圖11所示。

圖11 A02井井筒溫度分布圖Fig.11 Wellbore temperature distribution map of Well A02

假設我們將油嘴放置在A02井300 m 井身處,根據節流降壓降溫模型和井筒溫度分布模型,可以得出下入不同尺寸油嘴后,在臨界氣量條件下生產時的A02井溫度分布圖(見圖12),從圖中可以看出,節流之后溫度降低明顯。

表3展示了不同尺寸油嘴臨界流動狀態下的降溫效果,從表中可以看出,油嘴在臨界流動狀態下,在下入相同深度的前提下,對井口的降溫幅度是相似的。制約我們對井下油嘴大小的選擇是我們對氣井產量的要求,如果單井設計的最大調峰產能是51 萬方的話,就選擇12.7 mm 大小的油嘴,如果對單井調峰產量要求較低,則選擇小尺寸的油嘴。

3.4 油嘴下入深度優化

由于井下安全閥井深為500 m,所以設計井下油嘴下入的最大深度為500 m。本文模擬了油嘴在不同井深時對井口溫度降低的影響,如圖13所示。從圖中可以看出,同一尺寸的油嘴,下入深度不同時,溫降幅度幾乎差距不大,對氣井生產的溫度影響不大。

圖13 不同深度條件下油嘴降溫效果Fig.13 Cooling effect of the nozzle at different depths

4 井下節流方案現場應用

根據井下節流方案中不同尺寸油嘴節流效果的評估結果,結合當前氣田開發現狀、下游市場需求等因素,2019年8月在A02井成功安裝11.5 mm 的井下節流工具。工具安裝后,實際測試的臨界流量為42萬方/天。安裝前,因采油樹升高嚴重,限制生產25萬方/天,此時對應的采油樹升高15 cm,井口溫度為83.8℃。安裝后,在臨界流量(42萬方/天)下生產時,井口溫度為71.8℃,采氣樹升高6 cm,節流降溫效果明顯(見圖14)。生產穩定之后,大氣量生產情況下,采油樹升高也低于12 cm,釋放氣井產能的同時,保障了氣井生產安全。

圖14 A02井采油樹升高和產量趨勢圖Fig.14 Rise of the Christmas tree and production trend of Well A02

5 結 語

受高溫天然氣攜帶熱量影響,氣井完井管柱和生產管柱受熱產生不同程度的軸向變形,相互作用下導致采油樹升高,當完井質量不佳時,升高尤為嚴重。升高的采油樹導致井口管線發生應力形變,嚴重影響生產安全。通過降產控制采油樹升高會導致產量缺口,且不利于氣田協同開發。

本文利用神經網絡方法,找到了產氣量(攜帶熱量)是影響采氣樹升高的主因。通過分析天然氣特性,提出了井下節流降溫方法,建立了井筒溫度分布模型,設計并制造了兼具靈活性、可調性、可操作性的井下節流工具。通過不同尺寸油嘴降溫效果評估、油嘴下入深度優化研究,在現場成功應用了井下節流技術,使采油樹升高降低了60%,產量增加17萬方/天,效果明顯。

經本文研究,形成了一套可用于不同高溫氣井、同一高溫氣井的不同生產時期的井下節流工藝設計方案,保障了高溫氣井安全生產,同時實現了單井高效生產、氣田協同開發,具有推廣意義。