酸性气井关井后重组分沉降对井筒组分变化的影响

摘 要

摘要：目前经典的井筒稳态多相流流动模型没有考虑关井后重组分沉降作用，可能导致井筒压力-温度预测不准。针对酸性气井井筒复杂流动特征，基于热动力学平衡原理和热扩散理论，考虑
摘要：目前经典的井筒稳态多相流流动模型没有考虑关井后重组分沉降作用，可能导致井筒压力-温度预测不准。针对酸性气井井筒复杂流动特征，基于热动力学平衡原理和热扩散理论，考虑酸性气井关井后H2S及CO2重组分在重力、化学势变化以及热扩散作用下向下沉降，建立了重组分沉降过程中组分梯度方程和扩散模型，模拟计算了井筒压力分布和组分变化。研究表明：关井后井筒中H2S和CO2重组分沉降导致流体密度、H2S、CO2摩尔浓度从井口到井底逐渐增大，而C1、C2组分含量逐渐减少。实例井5000m井深井口样和井底样H2S含量差别近10%，建议酸性气井流样分析宜采用井底样。这也解释了为什么酸性气井井底一般腐蚀更为严重。
关键词：酸性气体；气井；关井；组分；腐蚀；数学模拟；影响；分析
0 引言
    酸性气藏在四川盆地有着广泛的分布，其储量占整个川渝气区总储量的68%。由于H2S气体的剧毒性和强腐蚀性，导致酸性气藏气田开发难度大，开采成本高[1]。四川盆地酸性气井现场测试资料显示，在井口、井底同时测试情况下，发现井口压力表现极其异常：开井压力“跳跃下降-上升-下降”，关井压力“跳跃上升-下降”，与井底压力变化规律完全不同。1995年冉新权分析认为开关井过程中井筒流体温度和相态变化是井口压力下降的主要原因[2]。1999年严明强对比两口井实测压力资料，井口压力与井底压力恢复曲线近似平行，而井口测压数据出现径向流时间略迟于井底[3]。2007年朱忠谦针对高产气井在井口测试时的压力动态异常，求解分析了考虑温度变化的气井试井模型[4]。2007年陈伟认为井筒温度效应是影响井口压力变化的关键因素[5]。也有不少研究人员认为酸性气井井流物可能出现重组分沉降现象，以致关井后井口压力下降[6]。笔者目的是评价重组分沉降对酸性气井关井后井筒组分变化的影响，为下一步分析酸性气井关井后井口压力下降原因奠定基础。
1 重组分沉降数学模型
1.1 模型假设条件
    1) 高含硫气井在刚关井时刻，井筒内各组分均匀分布。
    2) 高含硫气井在关井一段时间后，由于各组分的重力差异，重组分沉降并达到稳定平衡。
    3) 在井筒内重组分沉降作用达到平衡时，由于井筒温度差异引起的热扩散作用也达到平衡。
    4) 高含硫气井关井后，各组分之间不发生对流作用。
    5) 不考虑地层向井底的续流效应。
1.2 重组分沉降模型建立
    高含硫气井关井后由于不同组分密度的差异，导致重组分如H2S及CO2等在重力、化学势的变化及热扩散作用下向下沉降，从而可能出现组分分离。在沉降中，微粒所受到的作用力有重力、浮力和阻力。开始时，微粒为加速运动，随着微粒沉降速度的增大，阻力亦增大，当微粒受力达平衡时，微粒即开始作匀速沉降。重力导致重组分向井底运移，甲烷等轻组分向井口运移[6]；而热扩散导致轻组分向井底(较高温度处)运移，重组分向井口(较低温度处)运移[7～8]。
组分梯度总方程：
 
   扩散模型：
    
   混合物性质：
   
   Hi及Vi均通过状态方程求取，Hi的计算还要对热容(Cpi)进行估计。
组分i的偏摩尔活化能为：
 
△Um*是黏度密度比的函数，由下式计算：
 
   化学势是压力、温度及摩尔组成的函数，在纵向上取微元，则认为在该微元段是个等温过程，可求出：
    ▽Tμi=RT▽T(㏑fi)    (12)
其中：μi=RT㏑fi+λi
 
   联立式(1)～(12)求得各参数随深度的变化关系。
2 重组分沉降模型求解
   根据以上模型进行求解，分析重组分沉降对气井井口压力动态异常的影响。具体求解过程见图1。
 

3 实例计算
    以P2井为例，在考虑井筒内复杂的相态变化情况下，依据建立的模型，对井口和井底流体组成以及井筒中流体密度变化进行了预测。P2井井流物组分摩尔组成：H2S为13.79%，N2为0.52%，He为0.01%，CO2为9.01%，C1为76.64%，C2为0.03%。地层温度为123.4℃，地层压力为55.2MPa。模拟计算结果见图2、3和表1。

表1 P2井井筒重组分沉降模拟计算结果表(假定井口压力35MPa)
深度/m
压力/MPa
密度/kg·m-3
主要组分摩尔浓度
温度/℃
H2S
CO2
C1
C2
0(井口)
35.00
358.13
0.1379
0.0901
0.7665
0.0003
23.4
500
36.76
358.63
0.1471
0.0961
0.7514
0.0003
33.4
1000
38.52
359.45
0.1561
0.1021
0.7364
0.0003
43.4
1500
40.28
360.52
0.1650
0.1080
0.7217
0.0003
53.4
2000
42.05
361.80
0.1737
0.1138
0.7072
0.0003
63.4
2500
43.83
363.24
0.1822
0.1196
0.6931
0.0003
73.4
3000
45.62
364.81
0.1904
0.1252
0.6792
0.0003
83.4
3500
47.41
366.46
0.1984
0.1308
0.6657
0.0003
93.4
4000
49.21
368.20
0.2062
0.1363
0.6525
0.0003
103.4
4500
51.02
369.98
0.2137
0.1417
0.6397
0.0004
113.4
5000(井底)
52.84
371.80
0.2209
0.1470
0.6272
0.0004
123.4
模拟结果表明：关井后井筒中H2S和CO2重组分沉降导致流体密度、H2S、CO2摩尔浓度从井口到井底逐渐增大，而C1、C2组分含量逐渐减少。
4 结论
    1) 笔者基于热动力学平衡原理和热扩散理论，考虑酸性气井关井后H2S及CO2重组分在重力、化学势变化以及热扩散作用下向下沉降，建立了重组分沉降过程中组分梯度方程和扩散模型，模拟计算了井筒压力分布和组分变化。
    2) 关井后井筒中H2S和CO2重组分沉降导致流体密度、H2S、CO2摩尔浓度从井口到井底逐渐增大，而C1、C2组分含量逐渐减少。
    3) 实例井5000m井深井口样和井底样H2S含量差别近10%，因此建议酸性气井流样分析宜采用井底样。
符号说明
    μi为化学势，J/mol；xi为摩尔分数；无因次；Vi为偏摩尔体积，m3/mol；Mi为组分i的摩尔质量；g/mol；ρ为流体密度，kg/m3；Mi为i组分的重力项；FTi为i组分的热扩散项；Mi为组分i的分子量；无因次；Mm为混合物的分子量；无因次；Vi为i组分的偏摩尔体积，m3/mol；Vm为混合物的摩尔体积，m3/mol；Hi为i组分的偏摩尔焓，kJ/mol；Hm为混合物的焓，kJ；fi为i组分的逸度，Pa；h为深度，m；h0为参考深度，m；n为摩尔数，无因次。
参考文献
[1] 杜志敏.国外高含硫气藏开发经验与启示[J].天然气工业，2006，26(12)：35-37.
[2] 冉新权，陈钦雷，李士伦.高产纯气井井口压力动态异常机理分析[J].石油大学学报：自然科学版，1999，19(增刊)：72-77.
[3] 朱忠谦，李顺初，黄炳光.高产气井井口压力动态Laplace空间解[J].天然气工业，2007，27(5)：95-96.
[4] 严明强，陆书柱.利用井IEI压力初步诊断气井井底流动状态[J].油气井测试，1999，8(1)：15-17.
[5] 陈伟，段永刚，刘柏峰.罗家寨高产能气井测试井口压力异常分析[J].西南石油大学学报，2007，19(1)：60-63.
[6] 冯曦.罗家6、7井二次完井试井解释研究总结[R].成都：中国石油西南油气田公司，2004：50-52.
[7] CHABACK J J. Discussion of treatment of variations of composition with depth in gas-condensate reservoirs [J]. Reservoir Engineering，1992(2)：157-58.
[8] WHITSON C H，BELERY P. Compositional gradients in petroleum reservoirs[C]∥University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium. Tulsa，Oklahoma：SPE，1994.
 
(本文作者：郭肖 杜志敏 付德奎 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学)