在深水开发中的流动影响前瞻

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1、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

2、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

3、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

4、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16990psi17和15740psi。在油田开发方案中井下混合

5、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C

6、orey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。17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1500

7、0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81ºF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、73ºF。IPM预测在这个项目的早期阶段最小温度达到100ºF。17图3预测早期温度、压力、油气比资