杜孝友于继飞文 敏陈 欢邱 浩

(1.中海油研究总院有限责任公司,北京 100028;2.海洋石油高效开发国家重点实验室北京, 100028)

0 引言

天然气在高压低温条件下易生成水合物造成井筒堵塞,温度越低、压力越高越容易生成水合物;此外,水合物生成也与井流物组分有关,轻烃组分含量越高,一定压力条件下水合物生成温度越高。在海上常规开发气藏中,通常要考虑低温环境对水合物生成的影响。井口、采油树及海底管线处于海水低温环境中,极易发生水合物堵塞问题,因此在生产中需采取一定应对措施进行水合物防治。

目前对于海上气田开发中天然气水合物生成问题的研究大多集中于海底输气管道及水下井口的流动安全保障设计中[14],高压气田井筒内水合物问题的研究较少;部分研究人员对深水测试工况下管柱内水合物生成问题进行了研究,但也多局限于水合物生成区域预测方面[58],对于开关井复杂工况条件井筒温压变化规律和水合物生成及防治工艺参数还有待进一步研究[910]。

该文以南海某高温高压气田为例,根据气井天然气组分数据计算水合物相平衡曲线,基于相平衡曲线、井筒温压条件、地层温度梯度,评估气井井筒内水合物生成风险;针对高压气井关井、热启动、冷启动、初开井等工况进行非稳态模拟分析;根据不同非稳态条件下井筒温压及产量变化规律,进行水合物生成风险区域及时间判别,判别水合物抑制剂注入量、注入时间及注入速度等关键参数,提出非稳态条件下井筒水合物防治措施及相应工艺参数的设计方法,为海上气井开关井等非稳态工况下水合物防治提供借鉴。

1 基于OLGA 软件井筒水合物防治分析方法

天然气水合物是高压低温条件下的冰状结构晶体[11-12],晶体内部气液两相形成化学平衡,根据热力学理论和Vander Waals 水合物相平衡方程[13],当井筒沿程某处的计算压力大于该处温度条件下的相平衡压力,或沿程某处温度低于该处压力条件下的相平衡温度时,该区域将有水合物生成。

海上气井开关井操作期间,气井温度、压力、产量均处于相对不稳定状态,常规稳态计算方法无法解决此类问题。对于非稳态工况下井筒温度场及压力场计算,海上气井井筒纵深大,在开关井期间建立的温压场和水合物平衡方程是复杂的非线性方程组,直接求解比较困难,该文采用瞬态多相流模拟器OLGA进行非稳态条件下井筒温压场计算。OLGA求解器以机理模型为基础,采用8个方程组(5个质量守恒方程、2个动量方程、1个能量守恒方程)结合边界条件及初始条件,应用半隐式数值积分方法求解井筒及管道流动问题[14]。

图1所示为开关井工况井筒水合物生成及控制非稳态分析流程。

图1 开关井工况井筒水合物生成及控制非稳态分析流程Fig.1 Unsteady analysis process of hydrate for mation and control in well start-up and shut-in

采用OLGA软件进行开关井工况非稳态分析,首先基于气井组分数据生成基础的流体文件,根据井轨迹、井身结构建立井筒模型并进行分段处理;然后以井口和井底温度压力数据作为模型边界条件,以井筒内流体分布作为模型初始条件,结合开关井非稳态工况下操作程序设定,开关井操作井筒温压场、产量等参数计算;对比水合物生成温压条件与井筒温压变化关系,进行水合物生成风险区域与时间判别;对于存在水合物生成风险工况,根据水合物抑制剂效果评估,进行合理注入参数设计,最终提出井筒水合物控制策略。

2 南海某高温高压气井井筒水合物防治实例

2.1 气井基础数据

图2 目标气井井身结构Fig.2 Wellbore structure of target gas well

气井组分数据以轻烃为主,甲烷含量占74.41%,含有一定酸性气体,CO2含量15.6%,具体气体组分如表1所示。

表1 气井井流物摩尔含量Table 1 Gas well fluid molar content %

根据气井井流物组分数据,采用Vander Waals模型进行气井水合物相平衡曲线计算,如图3所示,当井筒所处温压条件位于水合物相平衡曲线左侧时,说明井筒有水合物生成风险。

图3 基于气井井流物组分水合物生成相平衡曲线Fig.3 Wellbore fluid hydrate equilibriumcurve

2.2 开关井非稳态工况模拟及结果分析

气井产量60×104m3/d,稳态生产时井口温度约为146℃,井口压力51.5 MPa,对比图3水合物生成曲线,稳态生产期间,不存在水合物生成风险。

当气井因台风或平台检修等因素停产时,为保证平台安全,需对气井进行关井。考虑气田属于高温高压气井,生产初期关井压力极高,高压条件下水合物生成温度较高;另外,长期关井条件下井筒完全冷却到周边环境温度,重新启井是一个温度逐渐升高的过程,因此需进一步评估开关井工况下水合物生成风险。

目前对于水合物防治通常采用井筒保温、管线泄压、井下节流及注入水合物抑制剂等方法[15],根据海上油气田特点及现场作业实践,通常采用水合物抑制剂进行海上气井井筒水合物防治[1617]。

2.2.1 关井工况

气井关井为温度、压力、产量迅速变化的非稳态过程。假定气井长期稳态生产后关井,由于采用海上平台开发,整个井筒段不同位置处温降变化速率不一致,分别选取井口采油树(空气环境)、泥线处井筒(海水低温环境)、井下安全阀(地层环境,位于泥线以下300 m)作为典型位置,以井筒内充满天然气作为初始条件,以正常生产井筒两端温度压力作为边界条件,采用OLGA软件模拟关井后井下不同位置处温度及压力变化规律,如图4、图5所示。

图4 关井后不同井筒位置温度变化曲线Fig.4 Wellbore temperature variation during shut-in period

图5 关井后不同井筒位置压力变化曲线Fig.5 Wellbore pressure variation during shut-in period

根据模拟计算,关井后井筒上部(井下安全阀以上)压力由52 MPa提高到约68 MPa,该压力下水合物生成温度约30℃,考虑一定余量,当井筒温度降低到约35℃时,存在水合物生成风险。

由于泥线位置处井筒所处环境为海水环境,温度相对降低,且海水换热作用井口及井下安全阀位置明显,故温降变化速率最大。根据模拟计算,该位置处降低到水合物生成温度的时间(cool down time)约为18 h,为井筒最小安全停产时间,因此关井后需在18 h内完成井筒水合物防治的操作。

在开关井短时间瞬态工况下,可将甲醇作为水合物抑制剂。根据高压气井井流物组分,进行不同浓度水合物抑制剂水合物相平衡曲线模拟,如图6所示,随着井筒内甲醇水合物抑制剂浓度增加,水合物生成曲线逐渐左移。

图6 不同甲醇浓度下水合物生成温压曲线Fig.6 Hydrate phase equilibriumcurve under different methanol concentration

目标井长期关井后泥线位置处井筒温度降低到与环境温度相同,约为17℃,压力约为70 MPa,对比目标气井长期关井后温压点与水合物相平衡曲线,可以看出,关井后井筒至少需保证40%以上浓度甲醇,方能保证井筒温压条件位于水合物生成风险区之外。

为最大限度满足井筒水合物防治需求,假设气井井口关井后1 s内关闭井下安全阀,计算井下安全阀以上井筒段存水量,根据水量确定高压气井关井所需注入甲醇量。采用OLGA 软件计算关井后井筒气液分布,根据持液率变化判断关井后井筒内水量,如图7所示,由于气田初期水气比相对较小(约为1.1 m3/104m3),关井后井筒持液率相对较低,井下安全阀以上200 m为气水混合物,持液率约为0～0.18,根据井筒容积计算关井后井下安全阀以上存水量约为0.068 m3,所需甲醇注入量约为57.2 L,如表2所示。

图7 高压气井长期关井后井筒持液率分布Fig.7 Wellboreliquid holdup distribution after longtime shut-in

表2 关井所需甲醇水合物抑制剂量Table 2 Methanol requirement during wellbore shut-in time

2.2.2 开井工况

高压气井开井工况井筒流动安全保障研究需要考虑3 种情况:热启动,井筒在安全操作时间(18 h)内完成重开井操作,此时井筒温压尚未落到水合物风险区;冷启动,井筒流体完全冷却到周边环境温度;初开井,井筒完井后充满完井液,温度冷却为周边环境温度。

1)热启动

图8所示模拟了井筒在热启动工况下(关井10 h后开井)井筒温压、产量变化曲线,根据模拟结果,此工况下井筒尚未完全冷却,泥线位置处井筒温度约为50℃,最大压力约为68 MPa,该工况下井筒所处温压条件处在水合物风险区以外,无需考虑水合物防治措施。

图8 热启动非稳态工况下井筒温压及产量变化曲线Fig.8 Hot restart wellbore pressure-temperature and gas production curve

2)冷启动

冷启动工况下,井筒是一个由完全冷却到逐渐升温的过程,在该非稳态条件下,需研究开井期间井筒温压变化规律,评估水合物生成风险并制定水合物防治措施。

图9所示模拟了井筒在冷开井工况下(从5 h开始开井操作,模拟时间48 h)井筒温压、产量变化曲线。与热启动相比,冷启动温度上升较慢,主要原因是在长期关井后井筒完全冷却到周边环境温度,高温气体由储层到井口对井筒是一个逐渐“加热”的过程,根据模拟,在配产60×104m3/d产气量条件下,稳定生产井口温度约为146℃,而井筒冷启动40 h后,井口温度仅仅达到90℃。

图9 冷启动非稳态工况下井筒温压及产量变化曲线Fig.9 Cold restart wellbore pressure-temperature and gas production curve

对比井筒温压数据与水合物相平衡曲线,如图10所示,在冷启动48 min内,井筒所处温压条件位于水合物风险区内,此时需持续注入40%甲醇水合物抑制剂,防止井筒内生成水合物而影响气井开井生产。水合物注入速率根据气井产水量确定,根据气藏配产,产水量66 m3/d,所需甲醇注入速度约为0.038 6 m3/min,所需甲醇量共计1.86 m3。

图10 冷启动非稳态工况下所需甲醇注入时间Fig.10 Cold restart methanol injection time

3)初开井

初开井工况下,井筒内为高密度完井液,该工况发生在完井作业结束,需进行开井清喷,排出井筒内液体,防止关井长期浸泡造成储层伤害,影响气井产能。该工况也适用于探井测试清喷作业,测试气井产能[18-20]。

图11所示为高压气井完井后井筒初始持液率分布状态(持水率、持油率分布),井筒400 m以上充满柴油,保护井下安全阀,400 m以下为高密度完井液。

图11 初开井前井筒持液率分布Fig.11 Wellbore liquid holdup distribution before well-cleanup

假定高压气井开井后50 min内达到目标产气量要求,模拟初开井非稳态条件下井筒排液过程及井筒温压、产量变化规律,模拟时间设定为第50 min开井,总模拟时长200 min,如图12所示。

图12 初开井清喷排液过程模拟Fig.12 Simulation of initial well-cleanup

根据图13所示进行初开井模拟,开井后首先排出井筒上部柴油,开井后约7 min达到峰值流量,峰值流量360 m3/d,约17 min完全排出;井筒下部完井液开井后约8 min到达井口,28 min达到峰值流量,此时峰值流量1 540 m3/d,约45 min完成井筒完井液清喷;气体开井后约25 min达到井口,开井50 min后达到目标产量要求。

图13 初开井清喷排液过程液量及产气量变化曲线Fig.13 Initial well-cleanup liquid and gas production curve

气井初开井返排时,平台需预留处理设备,满足返排过程中井筒柴油、完井液峰值液量要求。

图14所示为初开井工况下泥线位置处井筒温压变化曲线,可以看出,开井后约20 min,井筒温度逐渐上升到35℃,此时达到水合物生成风险区以外,因此,考虑井筒防治水合物需求,开井后井筒内也需要持续注入甲醇水合物抑制剂。

图14 初开井清喷排液井筒温压变化曲线Fig.14 Initial well-cleanup wellbore pressure and temperature curve

初开井期间初始状态下井筒内充满完井液和柴油,井口压力约为42 MPa,对比井筒温压条件与水合物生成相平衡曲线,如图15所示,所需甲醇浓度达到30%可满足要求。清喷返排过程中,完井液峰值流量1 540 m3/d,为保证井筒流动安全,甲醇注入速率需满足0.57 m3/min,注入时间20 min,总甲醇注入量约为12 m3。

图15 初开井非稳态工况下所需甲醇注入时间Fig.15 Initial well-cleanup methanol injection time

3 结论

1)以南海某高温高压气井为例,开展了气井井筒水合物生成曲线计算,结果表明,在井筒最大关井压力68 MPa条件下,井筒水合物生成温度约为29℃。

2)进行了气井关井、冷/热启动、初开井等非稳态工况井筒温压变化规律及水合物生成预测研究,结果表明,泥线位置处井筒温降变化速率最快,关井18 h后井筒内有水合物生成风险,热启动工况下无水合物生成风险,冷启动条件下开井48 min内井筒存在水合物生成风险,初开井工况下20 min内井筒存在水合物生成风险。

3)提出气井水合物防治策略,在气井关井工况下,井筒至少需保证甲醇浓度在40%以上,需要在18 h内完成甲醇注入,所需甲醇量为57.2 L;冷启动条件下、初开井条件下所需甲醇水合物抑制剂浓度分别为40%,30%,分别需在开井48 min,20 min内持续注入甲醇,注入速度分别为0.038 6 m3/min,0.57 m3/min,所需甲醇量分别为1.86 m3,12 m3。4)该文提出的高温高压气井非稳态工况下井筒水合物预测及防治分析方法可推广应用于类似海上高温高压气田或深水油气田开发中,保障海上油气田的井筒流动安全。