降壓開采海域天然氣水合物電潛泵排采生產(chǎn)優(yōu)化

平曉琳 韓國慶 岑學齊 朱瑋濤 白振強 王清華 彭龍

1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院；3.中國石油大慶油田勘探開發(fā)研究院

天然氣水合物又稱可燃冰，資源潛力巨大。世界上天然氣水合物的總資源量相當于全球已知煤、石油和天然氣的2倍，99%以上的水合物資源賦存于海底，只有1%存在于陸地凍土層。1 m3天然氣水合物可轉(zhuǎn)化為164 m3的天然氣和0.8 m3的水，具有非常高的使用價值［1-3］。近年來，國外多個國家開展了天然氣水合物試采研究，我國南海神狐海域2次天然氣水合物試采都取得了重大進展［2-8］。

目前，天然氣水合物的開采還處于試采階段，尚未實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)化開采。天然氣水合物當前的研究方向主要集中于天然氣水合物富集地的形成機理、勘探與識別方法、天然氣水合物的開采方法與技術(shù)等。降壓開采是一種經(jīng)濟有效的天然氣水合物開采方式，而排水采氣工藝是實現(xiàn)天然氣水合物降壓開采的重要手段。井筒多相流模擬是進行降壓開采海域天然氣水合物排采和生產(chǎn)優(yōu)化的先決條件。許多學者對天然氣水合物井筒多相流動規(guī)律進行了研究。孫寶江等［9］考慮深水鉆井外部的多溫度梯度環(huán)境和天然氣水合物相變，建立了七組分井筒多相流控制方程；WEI等［10］研究了海洋天然氣水合物儲層鉆井過程中井筒內(nèi)瞬態(tài)氣液兩相流動變化機理；ZHANG、DENG等［11-13］研究了天然氣水合物在深水氣井測試過程中的井筒多相流規(guī)律，建立了井筒多相流模型，預測水合物在井筒內(nèi)的生成風險；HIROBAYASHI等［14］通過實驗的方法研究了甲烷水合物生產(chǎn)系統(tǒng)中的氣液兩相流動。

目前針對降壓開采海域天然氣水合物排采工藝及生產(chǎn)優(yōu)化的研究處于起步階段。為實現(xiàn)天然氣水合物儲層長期試采的目標，需要進行天然氣水合物降壓開采人工舉升適應性分析，明確壓降控制機制并進行生產(chǎn)優(yōu)化，避免井筒積液或產(chǎn)氣管線連續(xù)產(chǎn)水等復雜工況的出現(xiàn)，實現(xiàn)天然氣水合物的連續(xù)排采。筆者對降壓開采海域天然氣水合物電潛泵排采的可行性進行論證，并基于日本第1次試采過程中復雜的分采管柱和復雜的傳熱過程，建立井筒氣液兩相流模型，預測不同管線的溫度和壓力剖面，并利用該模型進行生產(chǎn)優(yōu)化，為降壓開采海域天然氣水合物電潛泵排采生產(chǎn)優(yōu)化的研究提供了理論支撐。

1 海域天然氣水合物開采方式分析

1.1 天然氣水合物開采方法及舉升工藝

開采方式是天然氣水合物進行舉升工藝適應性分析的基礎(chǔ)。天然氣水合物常見的開采方式包括降壓法、注熱法、CO2置換法、固態(tài)流化法等，其中降壓法通過降低天然氣水合物儲層壓力至相平衡壓力之下而引起水合物相變分解，是一種較為簡單且經(jīng)濟有效的開采方式［2］。根據(jù)全球天然氣水合物的9次試采情況統(tǒng)計(見表1)［4-7］，日本南海海槽的2次降壓試采和中國南海神狐海域的2次降壓開采全部采用電潛泵，利用泵吸作用抽汲地層與井中的水來降低水位和水合物儲層的壓力，打破相平衡條件，使水合物從固態(tài)變成氣體和水，實現(xiàn)天然氣水合物的成功試采。日本和中國的4次試采實踐證明了電潛泵排水采氣工藝適用于降壓開采海域天然氣水合物。

表1 全球天然氣水合物試采情況Table 1 Statistics of global pilot production of natural gas hydrates

1.2 電潛泵排采適應性分析

天然氣水合物降壓開采后，分解成游離氣相和游離的水相，然后流動到海上平臺。根據(jù)國內(nèi)外天然氣水合物試采井的資料，降壓開采海域天然氣水合物的井底流壓較低，水氣比較高，無法自噴到平臺，必須采取有效的人工舉升工藝防止井筒積液，以保證天然氣水合物試采井能夠正常生產(chǎn)。常用的海上氣井排水采氣方式包括電潛泵、電潛螺桿泵、射流泵、氣舉等，不同排水采氣方式在海域天然氣水合物排采中的適應性分析見表2［15-16］。

表2 天然氣水合物試采井排水采氣適應性分析Table 2 Applicability analysis of dewatering gas recovery in pilot production wells of natural gas hydrates

根據(jù)日本第1次天然氣水合物試采資料，平均排液量約為200 m3/d，超過了電潛螺桿泵排水采氣工藝允許的排液量上限，只有氣舉、射流泵、電潛泵排水采氣工藝滿足天然氣水合物降壓開采的排液量上限。電潛螺桿泵適用于各種井型的復雜工況，是成熟的排水采氣技術(shù)，不會發(fā)生氣鎖，較適合于液氣混輸，但其排量變化范圍小，常規(guī)電潛螺桿泵高造斜井段通過能力差，不適合用于水合物試采。

射流泵的地面配套動力設(shè)備復雜，泵效率低，容易發(fā)生氣蝕，要求較高的吸入壓力和較高的沉沒度。氣舉方式需要氣源供氣，即便使用自產(chǎn)天然氣作為氣源，也需要先建成一個氣源啟動氣舉過程，而且氣舉方式不利于天然氣取樣監(jiān)測，制約條件多，裝置設(shè)備多。因此，射流泵和氣舉不適合在水合物試采試驗中采用。

電潛泵排水采氣工藝在日本、中國、加拿大的7次水合物試采中都發(fā)揮了重要作用，雖然射流泵在美國CO2置換試驗中應用過，但泵效低，試驗中產(chǎn)氣量僅530 m3/d，而電潛螺桿泵、機抽和氣舉都沒有成功應用的案例及可以借鑒的經(jīng)驗。雖然電潛泵防砂能力較弱，但利用電潛泵能夠擴大生產(chǎn)壓差，實現(xiàn)天然氣水合物井的連續(xù)排采。試采期間如果出現(xiàn)砂堵，可使用連續(xù)油管沖砂，電潛泵無法運轉(zhuǎn)時可使用氣舉進行助產(chǎn)。

綜上所述，對比各種排水采氣工藝的技術(shù)適應性及在水合物試采中的應用情況，優(yōu)選電潛泵作為水合物試采人工舉升方式。

2 電潛泵排采井筒氣液兩相流模型

2.1 電潛泵舉升管柱結(jié)構(gòu)分析

日本海域第1次天然氣水合物試采過程中采用了電潛泵系統(tǒng)來降低井筒內(nèi)靜液柱壓力，管柱結(jié)構(gòu)復雜(圖1)，包括電潛泵、分離器、加熱器、電潛泵封隔器等。天然氣水合物降壓分解后，變成氣液兩相流，從井底向上流動?；旌狭黧w在向上過程中，流經(jīng)加熱器和氣體分離器，分離器將氣體和水進行分離，氣體進入電潛泵封隔器下方的環(huán)空，與來自儲層的混合水和氣體相結(jié)合，在油套環(huán)空中向上流動然后流入封隔器上方的油管中到達海底測試樹，最終通過隔水管中的鉆桿進入鉆井平臺；水經(jīng)過電潛泵加壓后進入封隔器上方的油套環(huán)空，最終進入與防噴器相連的節(jié)流管線，流入到鉆井平臺。這種設(shè)計有利于通過調(diào)節(jié)電潛泵頻率和井口回壓來調(diào)節(jié)采氣管線中的液位從而實現(xiàn)對壓降的控制，防止水合物的二次生成［6］。

圖1 天然氣水合物試采系統(tǒng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of the pilot production system of natural gas hydrates

降壓開采海域天然氣水合物電潛泵排水采氣，與常規(guī)采油井、常規(guī)氣井電潛泵排水采氣相比，流動通道和流動規(guī)律更復雜，要考慮不同管線的流動規(guī)律分別建立模型。由于日本第1次天然氣水合物試采中加熱器發(fā)生電纜故障，沒有發(fā)揮加熱作用，因此，在此模型中忽略了電加熱器的影響?；谌毡镜?次試采井資料，綜合考慮復雜的海水環(huán)境和電潛泵影響，將流動通道簡化處理成5段：(1)電潛泵以下的油管為氣液混輸管線；(2)電潛泵到海底測試樹之間的油套環(huán)空為采氣管線；(3)電潛泵到海底泥線之間的油管為排水管線；(4)海底泥線到鉆井平臺之間的隔水管內(nèi)的鉆桿為采氣管線；(5)海底泥線到平臺之間的隔水管外的節(jié)流管線為排水管線。

2.2 氣液兩相流模型

2.2.1 連續(xù)性方程

綜合考慮了復雜的分采管柱、周圍海水環(huán)境的溫度場、電潛泵、分離器等多種因素的影響，根據(jù)質(zhì)量守恒原理，分別建立了混輸管線、采氣管線、排水管線的氣液兩相流的連續(xù)性方程。

(1)混輸管線。

2.2.2 動量方程

管線內(nèi)的流體主要受重力、壓力、摩擦力等，根據(jù)動量守恒原理，作用于單元體的合外力等于單元體內(nèi)動量的變化率，建立動量守恒方程。

2.2.3 能量方程

不同管線的傳熱方式不同，其傳熱過程需要單獨分析，5段流動通道的傳熱過程為：1)混輸管線的換熱過程主要包括套管內(nèi)流體對流換熱、套管壁導熱、水泥環(huán)導熱、地層非穩(wěn)態(tài)傳熱；2)電潛泵到海底泥線之間的采氣管線的換熱過程主要包括排水管線內(nèi)的流體與管線內(nèi)壁的對流換熱、排水管線的導熱、排水管線與采氣管線之間的環(huán)空的輻射換熱與自然對流換熱、套管壁導熱、水泥環(huán)導熱、地層非穩(wěn)態(tài)傳熱；3)電潛泵到海底泥線之間的排水管線的換熱過程與采氣管線相同；4)海底泥線到平臺之間的采氣管線的換熱過程主要包括采氣管線內(nèi)流體與采氣管線之間的對流換熱、采氣管線的導熱、隔水管與采氣管線之間的流體對流換熱與輻射換熱、隔水管壁的導熱、隔水管外壁與海水之間的對流換熱；5)海底泥線到平臺之間的排水管線的換熱過程主要包括排水管線內(nèi)流體與排水管線之間的對流換熱、排水管線的導熱、排水管線外壁和海水的對流換熱。根據(jù)不同管線的傳熱過程建立對應的能量方程，并計算不同管線的綜合傳熱系數(shù)。

(1)混輸管線 (套管)。

(2)電潛泵到海底泥線間采氣管線(油套環(huán)空)。

(3)電潛泵到海底泥線間的排水管線(油管)。

(4)海底泥線到鉆井平臺間采氣管線(鉆桿)。

(5)海底泥線到鉆井平臺間排水管線(節(jié)流管線)。

2.2.4 邊界條件

天然氣水合物降壓開采井筒多相流計算過程選擇從井底向上計算，井底溫度等于周圍地層的溫度，井底流壓假設(shè)保持不變。在電潛泵位置處，考慮了電潛泵的增壓及電泵、電機產(chǎn)生的增溫，忽略了電纜升溫對井筒溫度的影響。

式中，A為 環(huán)空截面積，m2；Eg、Ew分別為持氣率、持液率，無量綱； ρg、 ρw、 ρm分別為氣體、液體、混合流體的密度，kg/m3； νg、νl、νm分別為氣相、液相、混合流體的速度，m/s；QgT、QwT分別為總產(chǎn)氣量、總產(chǎn)水量，m3/s；QP為 電潛泵排量，m3/s；λ為氣液分離效率；θ為井斜角，°；p為壓力，Pa；fr為摩阻系數(shù)；d為生產(chǎn)管柱的內(nèi)徑，m；Tei、Tsea為周圍地層、海水溫度，K；Um、Ug、Uw為混輸管線、采氣管線、排水管線的綜合傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；Ua為油管與套管之間的環(huán)空流體與地層的總傳熱系數(shù)W/(m2·K)；TD為無因次時間，無量綱； λe為 地層導熱系數(shù)，W/(m·K)；rmo、rmi、rgo、rgi、rwo、rwi、rro、rri分別為混輸管線、采氣管線、排水管線、隔水管的外半徑和內(nèi)半徑，m；rco、rci、rbo、rbi分別為套管、水泥環(huán)的外半徑和內(nèi)半徑，m；Tei為地層溫度，K；Tm、Tg、Tw分別為混輸管線、采氣管線、排水管線內(nèi)的流體溫度，K； λg、 λw、 λris分別為采氣管線、排水管線、隔水管的導熱系數(shù)，W/(m·K)；hm、hg、hw分別為流體與混輸管線、采氣管線、排水管線之間的對流換熱系數(shù)，W/(m2·K)；hc、hr分別自然對流傳熱系數(shù)和輻射傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；hws、hrs為排水管線外壁、隔水管外壁與海水的對流換熱系數(shù)，W/(m2·K)；pout、pin、 ?p分別為電泵的出口、入口及增加的壓力，Pa；Tout、Tin、 ?T分別為電泵的出口、入口及增加的溫度，℃。

2.3 模型求解

2.3.1 模型簡化

根據(jù)日本第1次天然氣水合物測試結(jié)果來看，試采初期，產(chǎn)量和壓力都不穩(wěn)定，這個時間段長達約18 h，而穩(wěn)定生產(chǎn)階段，井底流壓在 5 MPa左右，波動幅度小于0.5 MPa，波動較小，產(chǎn)氣量和水氣比保持穩(wěn)定，總的產(chǎn)氣量大約在 20 000 m3/d，總的產(chǎn)水量大約在 200 m3/d，穩(wěn)定生產(chǎn)階段約 4 d［6］。模型基礎(chǔ)參數(shù)如表3所示。

表3 模型基礎(chǔ)參數(shù)Table 3 Basic model parameters

日本第1次水合物試采時，穩(wěn)定生產(chǎn)階段時間最長，流壓波動較小，井筒內(nèi)沒有水合物的二次生成，因此本文模型忽略了儲層變化對井筒內(nèi)水合物流動的影響和水合物在井筒中的生成和分解，重點解決天然氣水合物降壓分解成天然氣和水后的井筒流動和生產(chǎn)優(yōu)化問題，可簡化為穩(wěn)態(tài)模型［17］，為天然氣水合物排采優(yōu)化提供理論基礎(chǔ)。

2.3.2 求解流程

采用Hasan Kabir多相流計算模型，按照壓力增量迭代的方法，從井底向上計算不同管線的溫度和壓力分布。氣液兩相流計算時首先要先判斷流型，然后計算不同流型下相應的壓降和綜合傳熱系數(shù)等。不同管線的氣液兩相流求解流程見圖2所示。

圖2 降壓開采天然氣水合物井筒氣液兩相流模型求解流程Fig.2 Workflow to solve the gas-liquid two-phase well flow model for depressurization recovery of natural gas hydrates

2.3.3 求解結(jié)果

利用上述模型可以得出電潛泵試采井的不同管線在穩(wěn)定生產(chǎn)階段的流型分布、溫度和壓力剖面、氣體體積分數(shù)等(圖3)。計算結(jié)果表明，混輸管線為攪動流；采氣管線在動液面以下為環(huán)狀流，動液面以上為純氣相流；排水管線主要為泡狀流，在井口附近出現(xiàn)段塞流。周圍海水溫度場對采氣管線和排水管線的溫度分布影響較大；電潛泵對采氣管線和排水管線的流動規(guī)律影響很大，在電潛泵位置處溫度、壓力、氣體體積分數(shù)等參數(shù)發(fā)生突變。

圖3 不同管線的壓力、溫度和氣體體積分數(shù)與井深的關(guān)系曲線Fig.3 Pressure, temperature, and gas volume fractions vs.well depth for different pipes

2.4 模型驗證

根據(jù)日本第1次天然氣水合物試采結(jié)果對模型進行驗證。將穩(wěn)定生產(chǎn)階段關(guān)鍵位置點的溫度和壓力模擬結(jié)果與現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)進行對比(排水管線無溫度監(jiān)測點)，壓力誤差在0.7 MPa以內(nèi)，溫度的誤差在1.7 ℃以內(nèi)，表明模型計算結(jié)果準確(表4)。

表4 模擬結(jié)果與現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)對比Table 4 Comparison between simulation result and field monitoring

3 電潛泵排水采氣工藝參數(shù)優(yōu)化

3.1 天然氣水合物的壓降控制機制

天然氣水合物降壓開采過程中，壓降的控制是影響產(chǎn)氣量的一個重要因素。井底流壓過高，水合物分解速度降低，產(chǎn)氣量降低，同時水合物在井底會二次生成堵塞井筒。因此，合理的壓降控制有利于天然氣水合物試采井的連續(xù)排采，防止采氣管線連續(xù)出水，提高采收率。采氣管線連續(xù)出水的原因主要包括兩方面，一是采氣管線內(nèi)氣體流速較高，攜液能力較強；二是隨著天然氣水合物降壓分解，采氣管線內(nèi)氣體體積分數(shù)逐漸增高，氣體的膨脹作用降低了液柱壓力，動液面逐漸升高。通過控制井口壓力和調(diào)節(jié)電潛泵的頻率可有效控制動液面高度，防止采氣管線連續(xù)出水，從而實現(xiàn)對壓降的有效控制。

3.2 電潛泵排采生產(chǎn)優(yōu)化

影響天然氣水合物電潛泵排采工藝的參數(shù)主要包括井底流壓、井口壓力、下泵深度及電潛泵的級數(shù)、氣液分離效率等，其中生產(chǎn)過程中可以調(diào)節(jié)的參數(shù)主要為井口壓力和電潛泵頻率。本文利用降壓開采天然氣水合物電潛泵排采的井筒氣液兩相流模型，分析井口壓力和電潛泵頻率對天然氣水合物井筒流動過程中的影響。

3.2.1 井口壓力

當采氣管線的井口壓力增加后，動液面下降，能夠降低采氣管線連續(xù)出水的風險。從圖4和圖5的模擬結(jié)果可以看出，當井口壓力為0.6 MPa時，采氣管線中的動液面位于井口，當井口壓力繼續(xù)升高為1 MPa 時的動液面下降到 274 m，1.5 MPa時的動液面下降到535 m。動液面的下降主要是由于井口壓力的增加導致動液面上方氣柱的壓力增加，動液面處的壓力增加。

圖4 不同井口壓力下的生產(chǎn)管線的壓力Fig.4 Pressure of production pipe at different wellhead pressures

圖5 不同井口壓力下生產(chǎn)管線的氣體體積分數(shù)Fig.5 Gas volume fraction of production pipe at different wellhead pressures

3.2.2 電潛泵頻率

從圖6和圖7的模擬結(jié)果可以看出，當電潛泵的頻率增加后，排水管線的產(chǎn)水量增加，采氣管線中的動液面下降，井底流壓下降，但較低的轉(zhuǎn)速能夠降低氣體聚集對電潛泵性能的影響。模擬結(jié)果表明，當電潛泵頻率等于57 Hz時，采氣管線中的動液面正好等于0，當電潛泵頻率低于57 Hz時，生產(chǎn)壓差減小，采氣管線井口連續(xù)出水的風險增大。日本第1次天然氣水合物試采過程中，電潛泵頻率增大到70 Hz后，氣體大量進入產(chǎn)水管線，電潛泵性能下降。利用商業(yè)化采油采氣優(yōu)化設(shè)計軟件PROPSER模擬不同CENTRILIFT GC1600泵在不同頻率下的效率(圖8)，證實了電潛泵頻率大于70 Hz后，泵效急劇下降。因此，電潛泵的頻率應該保持在57~70 Hz范圍內(nèi)。

圖6 不同電潛泵頻率下生產(chǎn)管線的壓力Fig.6 Pressure of production pipe at different ESP frequencies

圖7 不同電潛泵頻率下生產(chǎn)管線的氣體體積分數(shù)Fig.7 Gas volume fraction of production pipe at different ESP frequencies

圖8 CENTRILIFT GC1600電潛泵頻率與泵效關(guān)系Fig.8 Frequency vs.frequency of the CENTRILIFT GC1600 ESP

4 結(jié)論

(1)海域天然氣水合物試采井具有低壓、大液量等特點，電潛泵排液量范圍大，占地面積小，操作簡單，適用于降壓開采海域天然氣水合物排水采氣，試采過程中如果出現(xiàn)砂堵，可以使用氣舉進行助產(chǎn)。

(2)在降壓開采海域天然氣水合物電潛泵排采過程中，穩(wěn)定生產(chǎn)階段水氣同采，混輸管線和采氣管線為攪動流，排水管線主要為泡狀流。周圍海水溫度場對采氣管線和排水管線的溫度分布影響較大，電潛泵對不同管線的溫度、壓力和氣體體積分數(shù)的分布影響很大。

(3)天然氣水合物試采過程中壓降的控制可以通過調(diào)節(jié)井口壓力和電潛泵頻率實現(xiàn)，通過增大井口壓力或在合理范圍內(nèi)增加電潛泵頻率可以降低采氣管線中的動液面高度，從而降低采氣管線連續(xù)出水的風險，延長穩(wěn)產(chǎn)時間。