干预作业下深水气井井筒水合物沉积规律研究

doi:10.3969/j.issn.1672-6952.2022.05.008

辽宁石油化工大学学报 ›› 2022, Vol. 42 ›› Issue (5): 50-56.DOI: 10.3969/j.issn.1672-6952.2022.05.008

• 石油与天然气工程（天然气水合物专栏） • 上一篇下一篇

干预作业下深水气井井筒水合物沉积规律研究

邹发宝¹(), 张海翔¹^,²^,³^,⁴, 霍伟欣¹, 陈曦¹, 干毕成¹^,², 李佳雯⁵, 冯加志⁶

^1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318
^2.东北石油大学三亚海洋油气研究院，海南三亚 572025
^3.黑龙江省天然气水合物高效开发重点实验室，黑龙江大庆 163318
^4.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318
^5.大庆油田有限责任公司第四采油厂，黑龙江大庆 163000
^6.东北石油大学非常规油气研究院，黑龙江大庆 163318

收稿日期:2022-06-07 修回日期:2022-06-27 出版日期:2022-10-25 发布日期:2022-11-18
通讯作者: 张海翔
作者简介:邹发宝（1997⁃），男，硕士研究生，从事海上油气田开发方面的研究；E⁃mail：zoufabao@foxmail.com。
基金资助:
海南省自然科学基金项目面上项目(521MS0793)

Study of Hydrate Deposition Pattern in Deepwater Gas Wellbore under Intervention Operation

Fabao Zou¹(), Haixiang Zhang¹^,²^,³^,⁴, Weixin Huo¹, Xi Chen¹, Bicheng Gan¹^,², Jiawen Li⁵, Jiazhi Feng⁶

^1.School of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang，163318，China
^2.Sanya Offshore Oil and Gas Research Institute，Northeast Petroleum University，Sanya Hainan 572025，China
^3.Heilongjiang Key Laboratory of Natural Gas Hydrate Development，Daqing Heilongjiang 163318，China
^4.Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China
^5.Fourth Oil Extraction Plant，Daqing Oilfield Co. Ltd. ，Daqing Heilongjiang 163000，China
^6.Institute of Unconventional Oil & Gas，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163318，China

Received:2022-06-07 Revised:2022-06-27 Published:2022-10-25 Online:2022-11-18
Contact: Haixiang Zhang

摘要/Abstract

摘要：

了解水合物沉积规律，可为深水气井干预作业方案优化及井筒内水合物防治提供思路。在气液两相流动模型的基础上，结合干预作业工具下放引起的热量交换和摩阻梯度变化，建立了干预作业下井筒压力和温度预测模型，采用迭代法对温度和压力模型耦合求解。基于水合物生长动力学模型，结合井筒温度和压力预测结果，建立水合物沉积模型，分析了干预作业下井筒内水合物沉积规律。结果表明，产量的增加导致井筒内压差升高，高产量下泥线处井筒温度较高；随着干预作业工具的下放，井筒内压力升高，但压力升高幅度逐渐减小，井口处压力的最大升高幅度约为3.0 MPa；干预作业工具直径占比小于50%时，干预作业工具直径越大，井筒压力越高；井筒泥线位置是水合物沉积堵塞高风险区域，低产井的水合物沉积速度比高产井的水合物沉积速度快；干预作业工具下放至泥线附近时井筒水合物沉积速度最快，干预作业工具直径占比50%时井筒水合物沉积速度较快。

关键词: 干预作业, 井筒温压预测, 水合物沉积, 深水气井

Abstract:

Understanding the hydrate deposition law can provide ideas for the optimization of intervention operation plans and the prevention and control of hydrate in the wellbore of deepwater gas wells. On the basis of the gas?liquid two?phase flow model, a wellbore pressure and temperature prediction model was developed based on the heat exchange and frictional gradient changes caused by the lowering of the intervention tool, and the temperature and pressure models were coupled to solve by the iterative method. Based on the hydrate growth kinetic model, combined with the wellbore temperature and pressure prediction results, a hydrate deposition model was established, and the hydrate deposition law in the wellbore under intervention operations was analyzed. The results showed that the increase of production led to the increase of pressure difference in the wellbore and the higher wellbore temperature at the mudline under high production. With the release of the intervention tool, the pressure in the wellbore increases, but the pressure increase gradually decreases, and the maximum pressure increase at the wellhead is about 3.0 MPa. When the proportion of the intervention tool diameter is less than 50%, the larger the tool diameter, the higher the wellbore pressure. The location of the wellbore mudline is a high?risk area for hydrate deposition plugging, and the rate of hydrate deposition in low?producing wells is faster than that in high?producing wells. The wellbore hydrate deposition rate is the fastest when the intervention tool is placed near the mudline, and the wellbore hydrate deposition rate is faster when the intervention tool diameter accounts for 50%.

Key words: Intervention operation, Wellbore temperature and pressure prediction, Hydrate deposition, Deepwater gas well

中图分类号:

TE53

邹发宝, 张海翔, 霍伟欣, 陈曦, 干毕成, 李佳雯, 冯加志. 干预作业下深水气井井筒水合物沉积规律研究[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2022, 42(5): 50-56.

Fabao Zou, Haixiang Zhang, Weixin Huo, Xi Chen, Bicheng Gan, Jiawen Li, Jiazhi Feng. Study of Hydrate Deposition Pattern in Deepwater Gas Wellbore under Intervention Operation[J]. Journal of Liaoning Petrochemical University, 2022, 42(5): 50-56.

图/表 9

图1 深水气井井身结构示意图

图2 产量不同时井筒温度及压力变化曲线

图3 产量不同时井筒水合物沉积速度变化曲线

图4 干预作业工具下放位置不同时井筒温度及压力变化曲线

图5 干预作业工具下放位置不同时井筒水合物沉积速度变化曲线

图6 干预作业工具直径不同时井筒温度及压力变化曲线

图7 干预作业工具直径不同时井筒水合物沉积速度变化曲线

图8 干预作业工具下放速度不同时的温度及压力变化曲线

图9 干预作业工具下放速度不同时井筒水合物沉积速度变化曲线

参考文献 28

1	鲁东侯.深水油气：全球油气的接替者［J］.能源，2020（1）：87⁃89.
2	贾承造.中国石油工业上游发展面临的挑战与未来科技攻关方向［J］.石油学报，2020，41（12）：1445⁃1464.
3	Turner D，Kleehammer D，Miller K，et al.Formation of hydrate obstructions in pipelines：Hydrate particle development and slurry flow［C］//Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates.Trondheim：Norway，2005.
4	刘文远，胡瑾秋，李相方，等.深水气井测试返排阶段水合物生成及防治研究［J］.中国海上油气，2019，31（2）：132⁃143.
5	张崇，任冠龙，董钊，等.深水气井测试井筒温度场预测模型的建立及应用［J］.中国海上油气，2016，28（5）：78⁃84.
6	何玉发，李紫晗，张滨海，等.深水气井测试临界携液条件的优化设计［J］.天然气工业，2017，37（9）：63⁃70.
7	Sugar R，Doty D R，Schmidt Z.Predicting temperature profiles in a flowing well［J］.SPE Production Engineering，1991，6（4）：441⁃448.
8	宋洵成，管志川.深水钻井井筒全瞬态传热特征［J］.石油学报，2011，32（4）：704⁃708.
9	Cheng W L，Huang Y H，Lu D T，et al.A novel analytical transient heat⁃conduction time function for heat transfer in steam injection wells considering the wellbore heat capacity［J］.Energy，2011，36（7）：4080⁃4088.
10	陈林，余忠仁.气井非稳态流井筒温度压力模型的建立和应用［J］.天然气工业，2017，37（3）：70⁃76.
11	Hasan A R，Kabir C S，Sayapour M.Simplified two⁃phase flow modeling in wellbores［J］.Journal of Petroleum Science & Engineering，2010，72（1⁃2）：42⁃49.
12	Bhagwat S M，Ghajar A J.A flow pattern independent drift flux model based void fraction correlation for a wide range of gas⁃liquid two phase flow［J］. International Journal of Multiphase Flow，2014，59：186⁃205.
13	Davies S R，Boxall J A，Dieker L E，et al.Predicting hydrate plug formation in oil⁃dominated flowlines［J］.Journal of Petroleum Science & Engineering，2010，72（3⁃4）：302⁃309.
14	Lorenzo M D，Aman Z M，Kozielski K，et al.Under inhibited hydrate formation and transport investigated using a single⁃pass gas⁃dominant flow loop［J］.Energy & Fuels，2014，28：7274⁃7284.
15	高永海，孟文波，崔燕春，等.深水气井水合物沉积预测新模型［J］.石油学报，2019，40（8）：975⁃982.
16	何玉发，李紫晗，高飞，等.深水气井测试清井诱喷瞬态流动模拟［J］.天然气工业，2018，38（11）：65⁃70.
17	王雪瑞，孙宝江，刘书杰，等.基于水化反应动力学的深水固井井筒温度与压力耦合预测模型［J］.石油勘探与开发，2020，47（4）：809⁃818.
18	许玉强，管志川，许传斌，等.深水钻井井筒中天然气水合物生成风险评价方法［J］.石油学报，2015，36（5）：633⁃640.
19	何吉祥，段永刚，何玉发.深水测试设计影响因素分析［J］.油气井测试，2013，22（2）：67⁃68.
20	刘书杰，孟文波，黄熠，等.深水气井测试初开井温度和压力模型及其在水合物预测中的应用［J］.中国海上油气，2021，33（2）：136⁃141.
21	王黎松，高宝奎，胡天祥，等.考虑材料非线性的环空增压预测模型［J］.石油学报，2020，41（2）：235⁃243.
22	Wang Y，Wei B，Ning K，et al.Frictionb mechanism and lock⁃up friction coefficient prediction for sinter bronze friction materials［J］.Industrial Lubrication & Tribology，2014，66（2）：306⁃313.
23	Lee A L，Gonzalez M H，Eakin B E.The viscosity of natural gases［J］.Journal of Petroleum Technology，1966，18（8）：997⁃1000.
24	Turner D.Development of a hydrate kinetic model and its incorporation into the OLGA2000 transient multiphase flow simulator［C］//Fifth International Conference on Gas Hydrates.Trondheim：［s.n.］，2005.
25	Englezos P，Kalogerakis N，Dholabhai P D，et al.Kinetics of formation of methane and ethane gas hydrates［J］.Chemical Engineering Science，1987，42（11）：2647⁃2658.
26	Vysniauskas A，Bishnoi P R.A kinetic study of methane hydrate formation［J］.Chemical Engineering Science，1983，38（7）：1061⁃1072.
27	李占东，干毕成，李中，等.天然气水合物降压开采与出砂实验研究［J］.中国矿业大学学报，2020，49（6）：1128⁃1136.
28	Sayyad A J，Bahadori A，Mohamadi E，et al.Predicting natural gas hydrate formation temperature using levenberg⁃marquardt algorithm［J］.Petroleum Science and Technology，2015，33（9）：1038⁃1044.

[1]	阮洪江, 张乔良, 刘峰, 鲁瑞彬, 陈珍妮, 张捷方, 吴畅. 多孔介质中CO₂埋存机理物理模拟实验评价[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2024, 44(2): 36-41.
[2]	阮洪江, 刘峰, 冯燕娴, 程川辉, 来荣辉. 海上高温高压气井析蜡机理及防治对策[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2023, 43(2): 54-59.

干预作业下深水气井井筒水合物沉积规律研究

Study of Hydrate Deposition Pattern in Deepwater Gas Wellbore under Intervention Operation

HTML

PDF

可视化

摘要/Abstract

引用本文

使用本文

图/表 9

参考文献 28

相关文章 2

编辑推荐

Metrics