降压开采海域天然气水合物电潜泵排采生产优化

平晓琳 韩国庆 岑学齐 朱玮涛 白振强 王清华 彭龙

1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室；2.中国石化石油勘探开发研究院；3.中国石油大庆油田勘探开发研究院

天然气水合物又称可燃冰，资源潜力巨大。世界上天然气水合物的总资源量相当于全球已知煤、石油和天然气的2倍，99%以上的水合物资源赋存于海底，只有1%存在于陆地冻土层。1 m3天然气水合物可转化为164 m3的天然气和0.8 m3的水，具有非常高的使用价值［1-3］。近年来，国外多个国家开展了天然气水合物试采研究，我国南海神狐海域2次天然气水合物试采都取得了重大进展［2-8］。

目前，天然气水合物的开采还处于试采阶段，尚未实现大规模商业化开采。天然气水合物当前的研究方向主要集中于天然气水合物富集地的形成机理、勘探与识别方法、天然气水合物的开采方法与技术等。降压开采是一种经济有效的天然气水合物开采方式，而排水采气工艺是实现天然气水合物降压开采的重要手段。井筒多相流模拟是进行降压开采海域天然气水合物排采和生产优化的先决条件。许多学者对天然气水合物井筒多相流动规律进行了研究。孙宝江等［9］考虑深水钻井外部的多温度梯度环境和天然气水合物相变，建立了七组分井筒多相流控制方程；WEI等［10］研究了海洋天然气水合物储层钻井过程中井筒内瞬态气液两相流动变化机理；ZHANG、DENG等［11-13］研究了天然气水合物在深水气井测试过程中的井筒多相流规律，建立了井筒多相流模型，预测水合物在井筒内的生成风险；HIROBAYASHI等［14］通过实验的方法研究了甲烷水合物生产系统中的气液两相流动。

目前针对降压开采海域天然气水合物排采工艺及生产优化的研究处于起步阶段。为实现天然气水合物储层长期试采的目标，需要进行天然气水合物降压开采人工举升适应性分析，明确压降控制机制并进行生产优化，避免井筒积液或产气管线连续产水等复杂工况的出现，实现天然气水合物的连续排采。笔者对降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的可行性进行论证，并基于日本第1次试采过程中复杂的分采管柱和复杂的传热过程，建立井筒气液两相流模型，预测不同管线的温度和压力剖面，并利用该模型进行生产优化，为降压开采海域天然气水合物电潜泵排采生产优化的研究提供了理论支撑。

1 海域天然气水合物开采方式分析

1.1 天然气水合物开采方法及举升工艺

开采方式是天然气水合物进行举升工艺适应性分析的基础。天然气水合物常见的开采方式包括降压法、注热法、CO2置换法、固态流化法等，其中降压法通过降低天然气水合物储层压力至相平衡压力之下而引起水合物相变分解，是一种较为简单且经济有效的开采方式［2］。根据全球天然气水合物的9次试采情况统计(见表1)［4-7］，日本南海海槽的2次降压试采和中国南海神狐海域的2次降压开采全部采用电潜泵，利用泵吸作用抽汲地层与井中的水来降低水位和水合物储层的压力，打破相平衡条件，使水合物从固态变成气体和水，实现天然气水合物的成功试采。日本和中国的4次试采实践证明了电潜泵排水采气工艺适用于降压开采海域天然气水合物。

表1 全球天然气水合物试采情况Table 1 Statistics of global pilot production of natural gas hydrates

1.2 电潜泵排采适应性分析

天然气水合物降压开采后，分解成游离气相和游离的水相，然后流动到海上平台。根据国内外天然气水合物试采井的资料，降压开采海域天然气水合物的井底流压较低，水气比较高，无法自喷到平台，必须采取有效的人工举升工艺防止井筒积液，以保证天然气水合物试采井能够正常生产。常用的海上气井排水采气方式包括电潜泵、电潜螺杆泵、射流泵、气举等，不同排水采气方式在海域天然气水合物排采中的适应性分析见表2［15-16］。

表2 天然气水合物试采井排水采气适应性分析Table 2 Applicability analysis of dewatering gas recovery in pilot production wells of natural gas hydrates

根据日本第1次天然气水合物试采资料，平均排液量约为200 m3/d，超过了电潜螺杆泵排水采气工艺允许的排液量上限，只有气举、射流泵、电潜泵排水采气工艺满足天然气水合物降压开采的排液量上限。电潜螺杆泵适用于各种井型的复杂工况，是成熟的排水采气技术，不会发生气锁，较适合于液气混输，但其排量变化范围小，常规电潜螺杆泵高造斜井段通过能力差，不适合用于水合物试采。

射流泵的地面配套动力设备复杂，泵效率低，容易发生气蚀，要求较高的吸入压力和较高的沉没度。气举方式需要气源供气，即便使用自产天然气作为气源，也需要先建成一个气源启动气举过程，而且气举方式不利于天然气取样监测，制约条件多，装置设备多。因此，射流泵和气举不适合在水合物试采试验中采用。

电潜泵排水采气工艺在日本、中国、加拿大的7次水合物试采中都发挥了重要作用，虽然射流泵在美国CO2置换试验中应用过，但泵效低，试验中产气量仅530 m3/d，而电潜螺杆泵、机抽和气举都没有成功应用的案例及可以借鉴的经验。虽然电潜泵防砂能力较弱，但利用电潜泵能够扩大生产压差，实现天然气水合物井的连续排采。试采期间如果出现砂堵，可使用连续油管冲砂，电潜泵无法运转时可使用气举进行助产。

综上所述，对比各种排水采气工艺的技术适应性及在水合物试采中的应用情况，优选电潜泵作为水合物试采人工举升方式。

2 电潜泵排采井筒气液两相流模型

2.1 电潜泵举升管柱结构分析

日本海域第1次天然气水合物试采过程中采用了电潜泵系统来降低井筒内静液柱压力，管柱结构复杂(图1)，包括电潜泵、分离器、加热器、电潜泵封隔器等。天然气水合物降压分解后，变成气液两相流，从井底向上流动。混合流体在向上过程中，流经加热器和气体分离器，分离器将气体和水进行分离，气体进入电潜泵封隔器下方的环空，与来自储层的混合水和气体相结合，在油套环空中向上流动然后流入封隔器上方的油管中到达海底测试树，最终通过隔水管中的钻杆进入钻井平台；水经过电潜泵加压后进入封隔器上方的油套环空，最终进入与防喷器相连的节流管线，流入到钻井平台。这种设计有利于通过调节电潜泵频率和井口回压来调节采气管线中的液位从而实现对压降的控制，防止水合物的二次生成［6］。

图1 天然气水合物试采系统示意图Fig.1 Schematic diagram of the pilot production system of natural gas hydrates

降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气，与常规采油井、常规气井电潜泵排水采气相比，流动通道和流动规律更复杂，要考虑不同管线的流动规律分别建立模型。由于日本第1次天然气水合物试采中加热器发生电缆故障，没有发挥加热作用，因此，在此模型中忽略了电加热器的影响。基于日本第1次试采井资料，综合考虑复杂的海水环境和电潜泵影响，将流动通道简化处理成5段：(1)电潜泵以下的油管为气液混输管线；(2)电潜泵到海底测试树之间的油套环空为采气管线；(3)电潜泵到海底泥线之间的油管为排水管线；(4)海底泥线到钻井平台之间的隔水管内的钻杆为采气管线；(5)海底泥线到平台之间的隔水管外的节流管线为排水管线。

2.2 气液两相流模型

2.2.1 连续性方程

综合考虑了复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵、分离器等多种因素的影响，根据质量守恒原理，分别建立了混输管线、采气管线、排水管线的气液两相流的连续性方程。

(1)混输管线。

2.2.2 动量方程

管线内的流体主要受重力、压力、摩擦力等，根据动量守恒原理，作用于单元体的合外力等于单元体内动量的变化率，建立动量守恒方程。

2.2.3 能量方程

不同管线的传热方式不同，其传热过程需要单独分析，5段流动通道的传热过程为：1)混输管线的换热过程主要包括套管内流体对流换热、套管壁导热、水泥环导热、地层非稳态传热；2)电潜泵到海底泥线之间的采气管线的换热过程主要包括排水管线内的流体与管线内壁的对流换热、排水管线的导热、排水管线与采气管线之间的环空的辐射换热与自然对流换热、套管壁导热、水泥环导热、地层非稳态传热；3)电潜泵到海底泥线之间的排水管线的换热过程与采气管线相同；4)海底泥线到平台之间的采气管线的换热过程主要包括采气管线内流体与采气管线之间的对流换热、采气管线的导热、隔水管与采气管线之间的流体对流换热与辐射换热、隔水管壁的导热、隔水管外壁与海水之间的对流换热；5)海底泥线到平台之间的排水管线的换热过程主要包括排水管线内流体与排水管线之间的对流换热、排水管线的导热、排水管线外壁和海水的对流换热。根据不同管线的传热过程建立对应的能量方程，并计算不同管线的综合传热系数。

(1)混输管线 (套管)。

(2)电潜泵到海底泥线间采气管线(油套环空)。

(3)电潜泵到海底泥线间的排水管线(油管)。

(4)海底泥线到钻井平台间采气管线(钻杆)。

(5)海底泥线到钻井平台间排水管线(节流管线)。

2.2.4 边界条件

天然气水合物降压开采井筒多相流计算过程选择从井底向上计算，井底温度等于周围地层的温度，井底流压假设保持不变。在电潜泵位置处，考虑了电潜泵的增压及电泵、电机产生的增温，忽略了电缆升温对井筒温度的影响。

式中，A为 环空截面积，m2；Eg、Ew分别为持气率、持液率，无量纲； ρg、 ρw、 ρm分别为气体、液体、混合流体的密度，kg/m3； νg、νl、νm分别为气相、液相、混合流体的速度，m/s；QgT、QwT分别为总产气量、总产水量，m3/s；QP为 电潜泵排量，m3/s；λ为气液分离效率；θ为井斜角，°；p为压力，Pa；fr为摩阻系数；d为生产管柱的内径，m；Tei、Tsea为周围地层、海水温度，K；Um、Ug、Uw为混输管线、采气管线、排水管线的综合传热系数，W/(m2·K)；Ua为油管与套管之间的环空流体与地层的总传热系数W/(m2·K)；TD为无因次时间，无量纲； λe为 地层导热系数，W/(m·K)；rmo、rmi、rgo、rgi、rwo、rwi、rro、rri分别为混输管线、采气管线、排水管线、隔水管的外半径和内半径，m；rco、rci、rbo、rbi分别为套管、水泥环的外半径和内半径，m；Tei为地层温度，K；Tm、Tg、Tw分别为混输管线、采气管线、排水管线内的流体温度，K； λg、 λw、 λris分别为采气管线、排水管线、隔水管的导热系数，W/(m·K)；hm、hg、hw分别为流体与混输管线、采气管线、排水管线之间的对流换热系数，W/(m2·K)；hc、hr分别自然对流传热系数和辐射传热系数，W/(m2·K)；hws、hrs为排水管线外壁、隔水管外壁与海水的对流换热系数，W/(m2·K)；pout、pin、 ∆p分别为电泵的出口、入口及增加的压力，Pa；Tout、Tin、 ∆T分别为电泵的出口、入口及增加的温度，℃。

2.3 模型求解

2.3.1 模型简化

根据日本第1次天然气水合物测试结果来看，试采初期，产量和压力都不稳定，这个时间段长达约18 h，而稳定生产阶段，井底流压在 5 MPa左右，波动幅度小于0.5 MPa，波动较小，产气量和水气比保持稳定，总的产气量大约在 20 000 m3/d，总的产水量大约在 200 m3/d，稳定生产阶段约 4 d［6］。模型基础参数如表3所示。

表3 模型基础参数Table 3 Basic model parameters

日本第1次水合物试采时，稳定生产阶段时间最长，流压波动较小，井筒内没有水合物的二次生成，因此本文模型忽略了储层变化对井筒内水合物流动的影响和水合物在井筒中的生成和分解，重点解决天然气水合物降压分解成天然气和水后的井筒流动和生产优化问题，可简化为稳态模型［17］，为天然气水合物排采优化提供理论基础。

2.3.2 求解流程

采用Hasan Kabir多相流计算模型，按照压力增量迭代的方法，从井底向上计算不同管线的温度和压力分布。气液两相流计算时首先要先判断流型，然后计算不同流型下相应的压降和综合传热系数等。不同管线的气液两相流求解流程见图2所示。

图2 降压开采天然气水合物井筒气液两相流模型求解流程Fig.2 Workflow to solve the gas-liquid two-phase well flow model for depressurization recovery of natural gas hydrates

2.3.3 求解结果

利用上述模型可以得出电潜泵试采井的不同管线在稳定生产阶段的流型分布、温度和压力剖面、气体体积分数等(图3)。计算结果表明，混输管线为搅动流；采气管线在动液面以下为环状流，动液面以上为纯气相流；排水管线主要为泡状流，在井口附近出现段塞流。周围海水温度场对采气管线和排水管线的温度分布影响较大；电潜泵对采气管线和排水管线的流动规律影响很大，在电潜泵位置处温度、压力、气体体积分数等参数发生突变。

图3 不同管线的压力、温度和气体体积分数与井深的关系曲线Fig.3 Pressure, temperature, and gas volume fractions vs.well depth for different pipes

2.4 模型验证

根据日本第1次天然气水合物试采结果对模型进行验证。将稳定生产阶段关键位置点的温度和压力模拟结果与现场监测数据进行对比(排水管线无温度监测点)，压力误差在0.7 MPa以内，温度的误差在1.7 ℃以内，表明模型计算结果准确(表4)。

表4 模拟结果与现场监测数据对比Table 4 Comparison between simulation result and field monitoring

3 电潜泵排水采气工艺参数优化

3.1 天然气水合物的压降控制机制

天然气水合物降压开采过程中，压降的控制是影响产气量的一个重要因素。井底流压过高，水合物分解速度降低，产气量降低，同时水合物在井底会二次生成堵塞井筒。因此，合理的压降控制有利于天然气水合物试采井的连续排采，防止采气管线连续出水，提高采收率。采气管线连续出水的原因主要包括两方面，一是采气管线内气体流速较高，携液能力较强；二是随着天然气水合物降压分解，采气管线内气体体积分数逐渐增高，气体的膨胀作用降低了液柱压力，动液面逐渐升高。通过控制井口压力和调节电潜泵的频率可有效控制动液面高度，防止采气管线连续出水，从而实现对压降的有效控制。

3.2 电潜泵排采生产优化

影响天然气水合物电潜泵排采工艺的参数主要包括井底流压、井口压力、下泵深度及电潜泵的级数、气液分离效率等，其中生产过程中可以调节的参数主要为井口压力和电潜泵频率。本文利用降压开采天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型，分析井口压力和电潜泵频率对天然气水合物井筒流动过程中的影响。

3.2.1 井口压力

当采气管线的井口压力增加后，动液面下降，能够降低采气管线连续出水的风险。从图4和图5的模拟结果可以看出，当井口压力为0.6 MPa时，采气管线中的动液面位于井口，当井口压力继续升高为1 MPa 时的动液面下降到 274 m，1.5 MPa时的动液面下降到535 m。动液面的下降主要是由于井口压力的增加导致动液面上方气柱的压力增加，动液面处的压力增加。

图4 不同井口压力下的生产管线的压力Fig.4 Pressure of production pipe at different wellhead pressures

图5 不同井口压力下生产管线的气体体积分数Fig.5 Gas volume fraction of production pipe at different wellhead pressures

3.2.2 电潜泵频率

从图6和图7的模拟结果可以看出，当电潜泵的频率增加后，排水管线的产水量增加，采气管线中的动液面下降，井底流压下降，但较低的转速能够降低气体聚集对电潜泵性能的影响。模拟结果表明，当电潜泵频率等于57 Hz时，采气管线中的动液面正好等于0，当电潜泵频率低于57 Hz时，生产压差减小，采气管线井口连续出水的风险增大。日本第1次天然气水合物试采过程中，电潜泵频率增大到70 Hz后，气体大量进入产水管线，电潜泵性能下降。利用商业化采油采气优化设计软件PROPSER模拟不同CENTRILIFT GC1600泵在不同频率下的效率(图8)，证实了电潜泵频率大于70 Hz后，泵效急剧下降。因此，电潜泵的频率应该保持在57~70 Hz范围内。

图6 不同电潜泵频率下生产管线的压力Fig.6 Pressure of production pipe at different ESP frequencies

图7 不同电潜泵频率下生产管线的气体体积分数Fig.7 Gas volume fraction of production pipe at different ESP frequencies

图8 CENTRILIFT GC1600电潜泵频率与泵效关系Fig.8 Frequency vs.frequency of the CENTRILIFT GC1600 ESP

4 结论

(1)海域天然气水合物试采井具有低压、大液量等特点，电潜泵排液量范围大，占地面积小，操作简单，适用于降压开采海域天然气水合物排水采气，试采过程中如果出现砂堵，可以使用气举进行助产。

(2)在降压开采海域天然气水合物电潜泵排采过程中，稳定生产阶段水气同采，混输管线和采气管线为搅动流，排水管线主要为泡状流。周围海水温度场对采气管线和排水管线的温度分布影响较大，电潜泵对不同管线的温度、压力和气体体积分数的分布影响很大。

(3)天然气水合物试采过程中压降的控制可以通过调节井口压力和电潜泵频率实现，通过增大井口压力或在合理范围内增加电潜泵频率可以降低采气管线中的动液面高度，从而降低采气管线连续出水的风险，延长稳产时间。