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在深水开发中的流动影响前瞻王炜 吴德宝 张伟（试油试采分公司试油大队地面计量队）摘要在深水开发系统中，超高压超高温的条件，多部分水下网络，复杂的储层特征，从储层到地面各种相态的流体流动，由于在地层和开发系统中到处存在像沥清、石蜡和水化物等碳氢化合物固体的沉积干扰了高效的开发。这些流动安全关键风险因素对油田的开发方案产生了重大的影响，特别是当处理有多种流体特性的微小沉积时效果更加显著。为了降低开发风险，我们采用一套系统的方法评价潜在的沥青、石蜡析出和沉积的影响。在油田的实例中，在二个不同的产层内从储层开始被认为有微量的碳氢化合物沉积，上部是一个凝析油层的沉积，下部是沥青质原油层的沉积。因为是边际储量，采用单井混合生产。同时气体的举升作用也被认为是一个最佳的选择。同时混合生产原油与天然气流产生组分的变化，导致沥青质析出沉积。当水深增加时，沿着整个生产开发系统从井下到开发设施，能够预测固体沉积物信息渐变的重要性。这篇论文对一个墨西哥湾深水项目中流动安全影响的论述。本研究基于碳氢化合物流体中的沥青质和石蜡同另一个产层的凝析油接触时析出沉积的实验方法。评价基于在一个综合开发模拟中使用多相流热力学的状态，综合开发模拟是通过开发周期内和对应的沥青质和石蜡的热力学模型，提供了系统的产能预测。微扰-统计缔合流体理论（PC-SAFT)状态方程(EOS) 模型1,2 是预测沥青质沉积的热力学工具。石蜡的沉积预测采用固溶体模型。实验结果和理论的流动安全评价显示，在一次开发期间随着压力的降低的趋势，引起沥青质原油中的沥青质析出。模拟结果揭示了，预测井下同凝析油的混采显著地加剧了沥青质的析出的状态。结果还表明，在项目开发期限内，石蜡的析出不是问题。简介在举例的边际油田中，潜在的储量的多少决定着最初的基建费用和限制着储层评价井的数量。通过几口井的混合开采可以降低流动管线的数量，能够降低基建资金和操作费用，但是如果流体的流动不相容也可以引起问题。二个储层的流体混合在混合点沥青质可能析出。当较大差异密度的流体混合时这种问题可能存在。例如当凝析油与原油混合时可能存在问题。整个液相的密度降低，原油的溶解度数据降低，并且沥青质聚集。当油田全面投入开发时，发生窜流，储层中的油从高压层进入低压的气层，引起沉积堵塞砂岩中的天然气。沥青质析出沉积的后果通常产生储层润湿性的变化、地层损伤、井眼和设施堵塞。在不同的操作压力和温度条件下，需要综合的热力学模型和综合开发模型，预测在井眼、流动管线、立管不同位置的沉积。热力学给出了在特定的点和时间的开发系统的沉积的具体数据的趋势，在项目的运作期间内综合开发模型同热力学模型一起预测多相流管线系统的热力学变化多相流的热力学模型原油和凝析油储层分别的深度大约22,700英尺和21900英尺，原始地层压力分别为16990psi和15740psi。在油田开发方案中井下混合开采原油和凝析油选择使用井下阀门。图1综合开发模型示意图综合开发模型的设计包括机械设计和热力学设计。 水力学系统由一定尺寸的管子和辅助的泵送系统连接而成。热力学设计遵照顺着管线的绝热要求，要考虑适用于整个项目的运作周期，依据储层和流体性质，在长期的生产时间内适于流体组份、压力、温度的变化石油专家软件包(PETEX) 用于建立这个油田的恒稳定状态的流体动力模型。在储层的特性中，软件要求输入关键的岩石压缩性、水层大小、相对渗透率。岩石的压缩性被假设是不变的。在建立不同类型的储层能量模拟时，水层的大小是储油层的2-15倍（目前，在这个里采用的值是10）。由于缺少特定的岩心分析，相对渗透率的曲线使用Corey公式产生。附件1中详细的描述了综合开发模型。图 2说明使用综合开发模型，获得的第一个五年开发中不同节点的压力、温度趋势。模拟显示原油储存。在第一个五年开发期间压力下降6000psi。在混合开采点，通过使用一个单向的井下阀，控制气体的产量，大约压力能够持续保持。同时，运用一个合适的井下气体举升，实现增加油的产能。 在相同的开发阶段主要的温度变化不考虑。在图2中展示了油气比作为一个组分的变化指示。当油田全面投入开发时，混合开采点的油气比是增加的。图2 第一个五年开发中不同节点的压力、温度、油气比趋势预测图3显示沿着28000英尺开发系统的流动条件。在早期阶段（连续的线性流动）产量是15000地面标准桶/天，油气比为882标准立方英尺/地面标准桶。在初期，整个系统总的压力和温度沿着15800psi和81 F下降。图3也表明了开发5年后，当产量下降大约到4000地面标准桶/天，油气比为2490标准立方英尺/地面标准桶时的压力和温度概况，当总的压力、温度沿着整个压力系统下降到现在的8,660psi、73F。IPM预测在这个项目的早期阶段最小温度达到100F。图3 预测早期温度、压力、油气比资料（实线）预测开发5年后的温度、压力、油气比资料（虚线）另一个相当重要的关键因素是井下内部控制阀（ICV）的设计。通过综合开发模型确定，在项目的开采期限内内部控制阀必须操作打开0.15英寸，主要控制气体流动。在项目开采的早期，通过内部控制阀的压降达到 7000psi.综合开发模型预测在项目开采的早期温度下降大约26F，5年后为30F.通过（节流效应）焦耳-汤普森效应可以解释天然气体流过内部控制阀产生膨胀，导致混合流体的温度发生变化。图4展示了内部控制阀的温度压力特性图4 使用集成网络工具，通过井下阀门控制气层产量的压力温度下降计算热力学模型试验方法评价沥青质和石蜡沉积的方法包括高压物性取样分析、饱和烃-芳香烃-胶质-沥青质分析（SARA）、石蜡含量、石蜡的显现温度(WAT)、高温气体色谱分析法、开始测定的高温高压、使用近红外线技术的气体滴定。 一种API比重为36，油气比为85 2标准立方英尺/地面标准桶，在184 oF时的泡点压力为3427psi的油基泥浆污染的储层流体同一种合成的天然气混合，这种合成的天然气与实际位于上部产层产出的凝析油具有相似的组份 表1主要的流体性质下部油层上部气层储层条件压力psi16,99015,740温度F184170测深ft22,70021,900储层流体性质储层流体的油基泥浆污染wt% RF Basis20.03.1单态闪蒸的油气比 scf/bbl, 原始 / 去除污染852 / 1,13313,693 /15,253在第三纪的泡点压力psi3,427在100华氏度时的泡点压力psi2,940在第三纪的露点压力10,562在储存条件下的属性压缩性 10-6/psi4.42.1密度, g/cc0.7450.421在饱和状态下的属性压缩性, 10-6/psi12.71.6密度, g/cc0.6690.379在第三纪、压力条件下，第一阶段出现的地层体积系数1.322在60华氏度情况下的属性摩尔质量220.42 /229.59176.06 /177.24地面脱气原油的油基泥浆污染的重量百分百wt% 23.39.8API比重 第一阶段地面脱气原油, 原始 / 去除污染36.1 / 32.843.5 / 42.5密度, g/cc, 原始 / 去除污染0.8441 /0.86130.8088 /0.8131天然气比重0.760.592表2: 产油层流体组份 (摩尔 %)组份分子量闪蒸气体闪蒸液体单向流体二氧化碳44.010.070.000.05氮气28.010.180.000.12甲烷16.0479.530.0049.60已烷30.077.400.004.61丙烷44.106.490.564.26丁烷58.123.931.352.95戊烷72.151.982.672.24C686.200.263.791.59C-戊烷84.160.000.690.26苯78.110.000.120.05环已烷84.160.070.460.22C7100.200.044.221.61C-已烷98.190.031.000.39二甲苯92.140.000.640.24C8107.000.014.971.87E-苯106.170.000.370.14甲苯106.170.001.020.39C9121.000.014.251.60C10134.000.005.332.01C11147.000.007.602.86C12+291.400.0060.9919.82分子量22.02221.0496.91摩尔比0.62370.3763表3: 产气层天然气组份 (摩尔 %)组份分子量闪蒸气体闪蒸液体单向流体二氧化碳44.010.050.000.05氮气28.010.000.000.00甲烷16.0496.730.0092.62已烷30.070.960.000.92丙烷44.100.900.090.87丁烷58.120.650.380.65戊烷72.150.471.270.50N 已烷86.200.112.570.22M-C-戊烷84.160.000.690.03苯78.110.000.050.00环已烷84.160.040.400.05C7100.200.045.800.28M-C-已烷98.190.021.250.07二甲苯92.140.000.880.04C8107.000.018.650.37E-苯106.170.000.650.03甲苯106.170.001.260.06C9121.000.018.090.35C10134.000.009.160.39C11147.000.008.790.37C12+162.650.0050.002.12分子量17.15177.2423.95摩尔比0.95760.0424沥青质的测量方法储层流体的SARA含量给出了沥青质沉积的初步指南SARA含量 (% w/w) 产油层饱和烃 61.7芳香烃化合物 26.0胶质 11.4沥青质 (n-C7) 0.9分析显示储层流体饱和烃的含量较高(大于60%)。并且原油形成严重沥青沉积的沥青质的含量范围趋势（小于1%）。这些值表明沥青质相对不稳定流体。除了气体组份信息，这些组份的含量需要需要综合到一个单独的模型中，以确定沥青质的沉积趋势。在原油的组份中，油基泥浆钻井液的产生的污染杂质，影响沥青质稳定性和泡点压力产生变化。以前的研究显示杂质的范围为3.6%（开始起作用的点）增加泡点压力大约0.5%，增加启动压力7.5%。因此，模拟期间沥青质的参数确定采用带有污染杂质的样品，预测计算采用对应的经过修正的去除杂质的样品。干净的流体组份通过减去油基泥浆的成份含量百分数得到修正。通过使用压力在15000psi下降和储层温度184华氏度条件下，使用固定的波长近红外线的射线(NIR)、微粒子粒度分析(PSA)、高压显微镜工艺技术，计算出储层原油流体（油层）沥青质的开始析出点。关于这些技术的说明见参考文献6.。图5显示了储层原油在减压力过程中，使用近红外线同高压显微镜的叠加反应获得的微观图像。图5 在184华氏度降压过程NIR+HPM图6描述了通过分析高压显微镜的微观图像获得的微粒子粒度分析(PSA)结果。当7000psi时沥青质的沉淀开始形成。图6 在184华氏度降压过程从高压显微镜获得的微粒子粒度分析滴定法测定流体的配伍性，允许使用最大浓度的没有沥青质析出的储层流体相混合。进行这个测试，为了调查在储层条件下储层流体和加入的天然气之间的配伍性。图7表明了使用近红外线和高压显微放大技术实验室滴定结果。通过评价在图8中显示的高压显微镜的微观图片获得对应的粒子粒度分析。这些的实验的测量方法表明，在15000psi，170华氏度情况下加入6到9毫升天然气到油层流体内，沥青质开始析出，这些天然气的体积对应的油气比为1700-2070标准立方英尺/桶之间。图7：在15000psi 170华氏度滴定期间iNIR + HPM图8：在15000psi 170华氏度滴定期间高压显微镜的微粒子粒度分析结果石蜡的测量储层流体的石蜡的含量的重量百分比为1.64 %（地面脱气原油为基准）使用十字交叉显微镜测得的石蜡的显现温度为71华氏度。图9显示使用高温气体色谱技术获得的石蜡组份。图9 使用高温气体色谱技术的石蜡分析沥青质模型执行PC-SAFT EOS组份模型,在开发期间，选择使用MultiflashTM （化学信息）预测沥青质的沉积趋势。这个模型详细的原理和模型的假设见参考文献7和8。.简单的分部计算原始记录给出如下：1.对于下部的产油层使用PC-SAFT方程预测模型，确定沥青相态的热力学范围。 2.精确地去除油基泥浆的污染杂质后，计算流体的性质和相态。3.依据储层流体同不同浓度的凝析油（上部产层）接触产生评价沥青质稳定的范围。用油基泥浆污染的样品的SARA,GOR,PVT数据和他们的组合信息，每7个组分和拟组分作为计算状态方程的参数。油层流体使用重量百分数为20%的油基泥浆混合（开始起作用），碳的数量值从c10到c20。沥青质的参数调整到适于开始析出的条件，即在温度为184华氏度时，7,000100 psi的降压，测量沥青质的参数（图5、6）表4简要的每种组分和拟组分的成份、分子量、参数值。PC-SAFT的参数值定义如下：m，分子的段数； ，在中一个分子每段直径； /k,在开式温度下的段与段之间的交互能。表4 在852标准立方英尺/桶条件下，含杂质的油流PC-SAFT特性XmoleMWnm (A)/k (K)N20.0011328.011.20533.313090.96CO2/H2S0.0004444.012.07292.7852169.21甲烷0.4979416.041.00003.7039150.03轻烃0.1265545.422.07543.6178205.56饱和烃0.24061212.126.2933.940256.11芳香烃+胶质0.13289231.966.1033.783289.14沥青质0.000437170029.5004.300393.00表5列出了与温度无关的二元交互作用参数表5 二元交互作用参数Kij 氮气 二氧化碳 甲烷轻烃 饱和烃 芳香+ 胶质 沥青质0.000.000.030.060.120.110.110.000.050.100.130.100.100.000.000.010.020.020.000.010.010.010.000.0070.0070.000.000.00氮气二氧化碳甲烷轻烃饱和烃芳香+胶质沥青质微扰-统计缔合流体理论模型计算的被污染的液体性能见表6表6 在184华氏度，852标准立方英尺/桶情况下被油基泥浆污染的油样性质实验计算开始析出压力(psia)7,0006,928184华氏度下的泡点压力(psia)3,4273,648100华氏度下的泡点压力(psia)2,9403,041储层条件下的密度 (g/cc)0.7450.769饱和条件下的密度(g/cc)0.670.68地面脱气原油密度 (g/cc)0.8440.847通过算术减去的方法（见参考文献9）油气比从852标准立方英尺/桶增加到1133标准立方英尺/桶。新的不含油基泥浆的成份 用于从新计算摩尔数、饱和烃芳香烃+胶质拟组分（见表7）的新参数。沥青质的参数计算维持使用污染的流体，因为油基泥浆的组分不份影响高分子量的组份，包括沥青质分馏物。二元相互作用系数值见表5。表7 没有油基泥浆污染的油样(1133 标准立方英尺/桶) PC-SAFT方程特征Xmole MWn m (A) /k (K)饱和烃 0.203 215.22 6.3713.942 256.5烃芳香烃+胶质 0.102 258.08 6.7003.786 290.87在184华氏度（污染和未污染）储层流体的完全相包预测简图见图10。图10： 在底部产层储层流体（被油基泥浆污染和未被污染）沥青质沉积状况模拟结果显示被重量百分比为20%油基泥浆污染，几乎在压力为4000psi，开始减弱了沥青质的沉积。在初始下降段，重质原油储层流体存在高的沥青质沉积趋势。状态方程预测纯净的流体在184华氏度，压力为10700psi以下时将要产生沥青质析出。随着温度的进一步降低加剧沉积的条件。油气混采在混采流体中沥青质的沉积是由混合物的变化决定的，也是起因于混合流体的相对比例。当相对不稳定的原油中加入凝析油时，溶液中的沥青质析出沉积。图11显示当凝析油与原油混合时，开始沉积到增加。当原油中加入凝析油时，混合物的油气比从（混合前的）1133标准立方英尺/桶快速增加。图11： 沥青质相态：实心线显示，存在一定量的加入天然气，给定的油气比时沥青质稳定的最低压力沥青质沉积总量沥青质沉积相的组份和数量是由分开的平衡计算确定。图12显示在混合开采期间不同的条件下预测的沥青质沉积的数量。从综合开发模型（图2、3）中选择压力、温度、组份的范围。当凝析油同原油混合时，观察到沥青质沉积的数量显著增加。例如，在184华氏度，10000psi时，凝析油的体积增加20%，预计沥青质的沉积数量增加从10%到大约50%。图12 不同数量的天然气凝析油（上部产层）加入原油储层流体中（下部产层），预测沥青质沉积的数量石蜡模型使用一个固体的溶解模型，模拟石蜡相态的范围，使用PVTProTM （斯伦贝谢）来完成。这个模型的说明见参考文献10.使用立方相态方程分析液态和气态，使用有效浓度系数模型叙述非理想的固态，环境压力时有效浓度系数模型调整到适于石蜡显现的温度。石蜡的模型开发采用来C30+组份和自于高温气相色谱的常态的石蜡族烃。模拟结果见图13.地面脱气原油的石蜡显现温度为71华氏度，使用增加压力溶解气体，石蜡显现温度会下降。在泡点压力以上，通过液体的可压缩作用，增加压力引起石蜡的显现温度升高。图13： 石蜡的相态范围这个模型通过使用含有油基泥浆污染的流体首先计算热力学相态范围（图13）。使用储罐流体调和石蜡显现温度模型，并计算储存流体的石蜡轨迹图。在石蜡的含量为0.275%时调和可以完成。因此流体的组份通过数学方法去除污染的杂质，并且石蜡的相态范围从新计算。最大的石蜡显现温度估计为大约102华氏度。结论 综合开发模型同沥青质、石蜡的热力学模型组合提高了流动安全预测，因为它提供了在项目开发期限内，由于压力、温度、组份的变化，预测固体信息的方法。 碳氢化合物的热力学计算表明在第一个五年开发期间油层压力下降超过6000psi，在相同的开发期限主要的温度变化没有预测，作为油田开发的中后期，在混合点的油气比将要从1133到2800标准立方英尺/桶。 实验和模拟结果显示，下部的原油产层在固体结构方面是不稳定的。在产层压力下降初期阶段，预期沥青质沉积，因此推荐安装沥青质抑制剂管线。通过油基泥浆的污染引起的实验方法的不确定性。 在一定的比率下加入凝析油预计严重的加剧了沥青质的沉积条件。混合开采两层也有一个很高的潜在的窜流，从高压油层进入凝析油层，导致地层堵塞。推荐油田开发方案基于有序/间歇开发。 如果混合开采不可避免，从流动安全和储存管理的角度考虑，要求安装一个内部控制阀，因为它能够控制混