氣體組分變化對油井水合物生成溫度的影響

劉永輝， 馬 贊， 曾 磊， 張 偉， 江俊郴， 周 丹

(1.西南石油大學石油與天然氣工程學院， 成都 610500； 2.延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，延安 716000；3.新疆油田公司百口泉采油廠，克拉瑪依 834000)

水分子和天然氣分子在一定溫度和壓力下會形成冰雪狀復合物，即水合物[1]。天然氣水合物的形成會堵塞油管，影響生產。天然氣組分組成是決定是否生成天然氣水合物的內因[2]。天然氣的組成以及各組分的摩爾分數直接影響水合物形成的熱力學條件[3]。要對水合物形成的具體位置做出相對準確的科學判斷，就必須要準確預測天然氣水合物生成條件[4]。目前，確定天然氣水合物生成條件的方法可歸納為相平衡計算法、圖版法、經驗公式和統計熱力學法，其中統計熱力學法得到的結果精確度相對較高[5]。

近年來，井筒水合物生成研究主要針對氣井，而對油井井筒水合物生成情況探討甚少。生產實踐表明，當油藏流體從井底向井口流動時，井筒中壓力溫度達到了油氣分離條件后，原油產生脫氣，脫出氣遇水達到水合物的生成條件后就會產生水合物，且油氣在不同位置分離后在向上流動的過程中會發生一系列的相態變化，氣體組成變化非常復雜，每個位置的氣體組分含量均不相同，這給準確預測油井井筒水合物生成條件造成了困難。

因此，針對油井將油氣水三相水合物生成問題轉化為原油脫出氣與水生成水合物的問題，開展了井筒水合物生成條件測試實驗，以此為基礎評價優選出了適用于油井的水合物生成條件預測模型，考慮井筒相態變化動態數值模擬了井流物天然氣組分含量隨井深變化情況，論證了采用不同井深天然氣組分數據對油井水合物生成溫度預測具有影響，從而為準確預測油井水合物生成條件提供一定參考。

1 油氣水三相水合物生成條件測試

1.1 實驗

圖1所示為實驗所用可視化天然氣水合物測試裝置結構示意圖，其主要包括高壓反應釜、恒溫空氣浴、增壓系統、壓力和溫度測量系統及數據采集系統等。

水合物測試裝置中加入油氣水三相時，水、油、氣在重力作用下分離，如圖2所示。油將水和天然氣隔離開，很難生成水合物；若進行攪拌測定，由于油的顏色將很難判斷是否生成水合物。

圖1 水合物分析儀結構示意圖Fig.1 Structure diagram of hydrate analyzer

圖2 油氣水三相分布圖Fig.2 Three phase distribution diagram of oil-gas-water

在含水率已知以及氣液比確定的情況下，可以將上述問題轉化為測試不同氣油比的原油脫出氣與水生成水合物的問題，則含水3%、5%、10%、15%、20%情況下氣液比為200 m3/m3時水合物生成問題可轉換為氣油比為206～250 m3/m3的井流物在不同條件脫出氣與地層水生成水合物問題，含水率和氣油比轉換關系見表1，考慮氣油比變化很小，采用了含水3%、10%、20% 的條件在高溫高壓反應釜中分別按照206.2、222.2、250 m3/m3配置反應流體，在反應結束后，將壓力下降到2 MPa，讓反應流體充分脫氣，脫出氣組成見表2，脫出氣組成隨氣油比變化而變化，將產出氣體和地層水測定水合物生成平衡條件。

表1 含水率和氣油比轉換關系Table 1 Relation of water content and gas-oil ratio conversion

表2 不同氣油比脫出氣組成Table 2 Composition of degassing gas with different gas-oil ratio

不同含水率下水合物生成平衡條件對比見圖3。不同含水率對水合物的生成條件并無影響，因此，在水合物生成條件測試過程中不需要過分關注含水率，分析原因認為，水合物生成只需要產出氣中飽和水蒸氣便可，若有游離態的水，一般便可滿足這個必要條件。

1.2 模型優選

應用VB6.0編制程序對波諾馬列夫模型[6-7]、擬合P-T圖模型[8-9]、VDW-P+Holder模型[10-17]和簡化牛頓熱力學模型[18]進行求解，各模型水合物生成溫度的計算值與實驗值比較結果見表3、圖4，其中簡化牛頓熱力學模型預測誤差為7.31%，為各模型中誤差最小，預測精度相對較高。

圖3 不同含水率水合物生成條件對比圖Fig.3 Contrast diagram of hydrate formation conditionswith different water content

圖4 水合物生成條件的計算值與實驗值比較Fig.4 Comparison of calculated values and experimental values of hydrate formation conditions

2 井筒內天然氣組分變化計算

天然氣的氣體組成是準確預測油井中水合物生成溫度的關鍵因素。因此，有必要準確判斷油井沿井筒不同溫度壓力條件下的天然氣析出情況。

為此，首先提出了油藏流體相圖計算方法、井筒壓力溫度預測模型。

2.1 相圖計算

相圖計算采用準確性較高的P-R狀態方程[19]，其形式為

(1)

式(1)中：P為系統壓力，kPa；T為系統溫度，K；R為氣體常數，8.314 kJ/(kmol·K)；V為氣體比容，m3/kmol；a和b為狀態參數。

壓縮因子Z形式為

Z3-(1-B)Z2+(A-3B2-2B)Z-

(AB-B3-B2)=0

(2)

(3)

式(3)中:Vci為組分i的臨界體積；θ為相互影響系數指數。

2.2 井筒壓力溫度計算

張柏年等[20]根據油氣在井筒中的流動特點，考慮溶解氣體從液體中析出時焓變化引起的能量變化、流體溫度改變時所吸收或釋放出的能量等，從能量守恒出發，建立了一個同時含有壓力梯度和溫度梯度的計算模型，采用數值算法雙重迭代，即可較準確而迅速的同時預測井筒中的壓力和溫度分布。其方程式為

(4)

表3 模型計算值與實驗值比較結果Table 3 Comparison results of calculated and experimental values of the model

式(4)中：gt為地溫梯度， ℃/m；ΔZ為從井底起算的某一計算段長度，m；Cvg為氣體定容比熱，kcal/(kg·℃)；Cl為液相比熱，kcal/(kg·℃)；Wl、Wg分別為液、氣相質量流量，kg/s；Wt為氣液混合物總的質量流量，kg/s；hg、hl分別為氣體和液體的焓，kcal/kg；J為熱功當量，kg·m/kcal；D為油管外徑，m；ρg為氣體密度，kg/m3；Uo為井筒的徑向總傳熱系數，W/(m2·K-1)。

式(4)中含有溫度、壓力兩個待求的變量，采用雙重迭代法求解。首先假定ΔT，用壓力梯度計算法求出在該ΔZ段內的壓力梯度dp/dZ，然后用所求出的dp/dZ迭代算出ΔT。

2.3 井筒天然氣組成變化

在油藏的生產過程中，當油藏流體從井底向井口流動時，在井筒壓力低于飽和壓力后，原油就會脫氣，隨著井筒壓力溫度的變化，油氣在不同位置分離后在向上流動的過程中會發生一系列的相態變化，氣體組成變化非常復雜，每個位置的氣體組成均不相同。

3 實例計算

以新疆油田百口泉采油廠M4319井為例，進行井筒天然氣組分變化分析，驗證天然氣組分變化對井筒水合物生成溫度的影響。基礎數據如下：油層中深為3 841.5 m；套管內徑為104.8 mm；油管內徑為50.3 mm；油管粗糙度為0.015 4 mm；井底靜溫為93.48 ℃；地溫梯度為0.021 ℃/m；油套壓5 MPa；井底流壓為39.27 MPa；飽和壓力22.93 MPa；井底流溫為94.87 ℃；產液量14.05 m3/d；含水率為6.8%；氣體相對密度為0.72。

3.1 天然氣組分變化預測

運用色譜法對M4319井地面單脫油及單脫氣進行了組成及組分含量分析，通過PVT模擬器，將地面單脫油及單脫氣合成至地下，得到地層流體組成及摩爾含量，其中20 ℃單脫油密度0.8 g/cm3、氣油比145.3 m3/m3、C7+分子量147.91、C7+相對密度0.79，具體結果見表4所示。

依據M4319井的油藏流體組分數據按P-R狀態方程計算的油藏流體相圖及預測的井筒壓力溫度剖面見圖5。當井筒壓力高于22.93 MPa(泡點壓力)時，井筒壓力溫度剖面位于油藏流體相圖的液相區，即井筒內為純液態；當井筒壓力低于22.93 MPa時，井筒壓力溫度剖面位于油藏流體相圖的氣液兩相區，即井筒內有氣體析出，為氣液兩相流動。

在考慮了井筒內復雜的相態變化情況下，利用PVT模擬器模擬了油藏流體在飽和壓力以下流動時的氣體分離過程，計算得到不同井深位置處氣體組分含量，模擬計算結果見圖6～圖8。表5給出了天然氣各組分含量隨井深的變化趨勢及幅度。

表4 井流物組成及摩爾含量Table 4 Well flow composition and molar content

圖5 油藏流體相圖及井筒壓力溫度計算結果Fig.5 Reservoir fluid phase diagram and wellbore pressure and temperature calculation results

圖7 C2、C3和 N2含量隨井深變化規律Fig.7 The variation pattern of C2、C3 and N2contents with well depth

圖6 C1含量隨井深變化規律Fig.6 The variation pattern of C1 content with well depth

圖8 CO2、IC4、NC4、IC5、NC5、C6和C7+含量隨井深變化規律圖Fig.8 The variation pattern of CO2、IC4、NC4、IC5 NC5、C6 and C7+ contents with well depth

表5 天然氣組分含量隨井深變化趨勢及幅度Table 5 The change trend and amplitude of natural gas component content with well depth

3.2 水合物生成溫度預測

分別采用井口、井深1 000 m和井深1 900 m處井筒天然氣組分數據，具體見表6，對M4319井井筒水合物生成溫度預測，驗證天然氣組分變化對井筒水合物生成溫度的影響。

表6 不同井深處天然氣組分含量數據Table 6 Data of natural gas component content in different well depth

依據不同井深處組分數據計算的相圖及預測的井筒水合物生成溫度剖面見圖9、圖10。隨著井深位置的增加，不同組分條件下計算的相圖剖面逐漸右移、井筒水合物生成溫度剖面逐漸上移，即不同井深組分條件下井筒水合物生成溫度差值逐漸增大，例如：壓力15 MPa時，井深1 900 m處天然氣組分條件下井筒水合物生成溫度為20 ℃，比井深1 000 m處天然氣組分條件下井筒水合物生成溫度(19.61 ℃)大0.39 ℃，而同比井口處天然氣組分條件下井筒水合物生成溫度(19.33 ℃)大0.67 ℃。這主要是由于隨著井深的增加，天然氣組分中輕烴逐漸下降，重組分逐漸增大導致的結果。

圖9 不同組分條件下相圖計算結果Fig.9 Calculation results of phase diagram under different component conditions

圖10 不同組分條件下井筒水合物生成溫度預測Fig.10 Prediction of wellbore hydrate formation temperature under different component conditions

4 結論

(1)油氣水三相水合物生成條件測試表明：不同含水率對油井水合物的生成條件并無影響，在水合物生成條件測試過程中不需要過分關注含水率。

(2)井筒天然氣組分計算表明：氣體組分變化非常復雜，各位置組分含量均不相同，隨井深增加，輕烴逐漸下降，重組分逐漸增大。

(3)采用組分數據預測油井井筒水合物生成溫度剖面時，氣組分數據選擇尤為重要，可能導致井筒實際水合物生成溫度與計算值存在一定的差異，使預測的準確性降低。