多相流模拟 优化油气田产能 Intan Azian Binti Abd Aziz Petronus Carigali Sdn Bhd 马来西亚吉隆坡 Ivar Brandt 挪威奥斯陆 随着油气井建井和油田开发活动日益复杂, 对复杂精细流体模拟方法的需求也更加强烈 新一代多相流模拟工具能够帮助作业者安全 高效地建井 铺设管道以及筹建处理设施, 优化油田长期开发方案, 最大限度地降低风险并实现利润最大化 Dayal Gunasekera 英国阿宾顿 Bjarte Hatveit Kjetil Havre Gjermund Weisz Zheng Gang Xu 挪威居勒 Steve Nas 马来西亚吉隆坡 Knut Erik Spilling 挪威桑维卡 Ryosuke Yokote 埃尼 ( 澳大利亚 ) 集团澳大利亚西澳大利亚州珀斯 Shanhong Song 雪佛龙项目资源公司中国北京 油田新技术 :27 卷, 第 1 期 (2015 年 5 月 ) 2015 斯伦贝谢版权所有 在本文编写中得到以下人员的帮助, 谨表感谢 : 挪威卑尔根的 Bjørn-Tore Anfinsen 和 Lars Magnus Nordeide; 挪威奥斯陆的 Dag Biberg,Kevin Andre Hermansen, Norbert Hoyer,Bin Hu 和 Hans Marius With; 英国伦敦的 Rajesh Puri, 以及美国得克萨斯州休斯敦的 Mack Shippen 和 Steve Smith Drillbench,OLGA,OVIP 和 PIPESIM 是斯伦贝谢公司的商标 日益复杂精细的流动模拟模型已被开发出来, 以满足作业者勘探开发新区的技术需求 在对埋藏更深 地处更偏远 地质构造更复杂的油气藏进行勘探开发的过程中, 这类模型非常有助于钻井工程师克服井设计中的难题, 同时也为生产和设施工程师了解和预测油气流动条件提供帮助 流动模拟是一种非常完善的方法, 通过流动模拟, 工程师可对井中 生产系统或集输管道中的多相流动特性进行大致分析 利用专门软件程序中的数学模型, 工程师可以建立流动模拟模型, 再现油气水的稳态流和瞬态流, 而这些状态在实际生产井 油气管线和处理设备中都可能遇到 利用模拟输出模型结果指导作业者进行油 1. Edwards DA,Gunasekera D,Morris J,Shaw G, Shaw K,Walsh D,Fjerstad PA,Kikani J,Franco J,Hoang V 和 Quettier L: Reservoir Simulation: Keeping Pace with Oilfield Complexity, 油田新技术,23 卷, 第 4 期 (2011 年冬季刊 ):4 15 2. 关于循环漏失的详细信息, 请参考 :Cook J, Growcock F,Guo Q,Hodder M 和 van Oort E: Stabilizing the Wellbore to Prevent Lost Circulation, 油田新技术,23 卷, 第 4 期 (2011 年冬季刊 ):26 35 田开发决策, 确定钻井数量 井位, 以及每口井的完井方法, 以确保油田维持长期优化生产 通过多相流模拟可以预测一口井乃至整个油田生产周期内各个阶段 ( 从钻井到井下开采 集输管网再到处理设施 ) 的流动特征 [1] 例如, 多相流模拟可以帮助工程师了解高温高压井中气体流入的影响, 从而可以在井控设计和工程决策中提供参考依据 [2] 另一个应用领域是针对容易发生漏失或井涌的储层段, 此时控压钻井 (MPD) 技术可能是最佳开发方案 [3] 流动模拟对于制定紧急计划也是一项有效工具, 例如发生井喷时 期间储层流体失控流入井筒, 甚至会流到井口 井控公 3. 控压钻井通过流量控制装置精确控制整个井筒的环空压力动态变化 控压钻井技术通常通过控制井涌或预防钻井液侵入储层在钻井过程中保持井筒可控 26 油田新技术
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P = BHP P + P 1. P = BHP + P 1. = 0 司和作业者通过流动模拟了解发生井喷时的可能流量, 然后用这些信息估算压井液的用量和密度, 以及恢复正常井控所需的泵注速度 ( 左图 ) 另外, 由于流动模拟包括用封井装置控制井喷时的实际压力和温度, 还可通过模拟对封井作业进行审核 [4] 流动模拟可以帮助工程师优化生产井的设计和作业计划 通过模型, 工程师可以深入分析完井设计, 包括选择向井流动控制方法 井轨迹设计 防砂和人工举升措施 [5] 生产工程师通过流动模拟估算油藏产层对全井产量的贡献率 然后他们用这些信息确定如何对生产井实施作业措施, 以最大限度地提高采收率 模拟模型也用来优化整个油气田的作业过程 设计工程师在概念设计 前端工程与设计以及详细设计等阶段通过流动模拟指导对管道 阀门 容器和处理设施规模和材料选择等方面的决策 另外, 模拟模型还可以用来评估生产系统中形成水合物和结蜡的风险, 从而指导如何优选最佳化学抑制剂方法, 以及热控系统的保温 捆绑和加热方式等 通过流动模拟, 系统设计师可了解管道集输与处理系统的腐蚀与侵蚀情况, 从而采取有效措施提高系统的防腐能力 BHP =+ P + P 1. ^ 井控流动模拟 作业者常用动态压井作业来控制井喷 井控专家使用特定密 度的流体进行压井, 这一密度既能有效压井, 又不会使地层破裂 在保持救援井环空和钻杆内充满压井液的同时, 通过环空压力计和油管压力计监测井底压力 (BHP) 通过流入救援井的流体流速进行控制 流动摩阻对从救援井 ( 红色箭头 ) 注入的压井液的静水压力提供补充, 使发生井喷的井中 ( 蓝色箭头 ) 静压上升 因为这种作业涉及产出液和压井液, 因此可以用多相流模拟软件进行模拟 P 环空表示环空压力,P 静压表示压井液产生的静水压,P 1 表示井喷井环空中流动造成的摩阻压降,P 油管表示救援井钻杆内的油管压力, 水头压力是从地面到放压点间水柱产生的压力 生产工程师利用流动模拟模型建立作业活动的程序, 如管道启用 关闭以及管道爆裂 产量变化 启用最佳流程设备 清管以及管网去瓶颈等 根据模型输出结果指导上述项目的正常作业程序, 突出强调安全作业限制, 据此可制定紧急程序和应急计划 流动模拟在作业者培训项目中也可以发挥作用 模拟模型帮助作业人员熟悉新生产系统的初次启动程序和流量保障考虑因素 模拟也给缺乏经验的人员在实际上岗前提供了安全操作流程设备的途径, 让他们运用大量 假设 场景进行实际模拟演练 本文介绍了流动模拟方法的进展, 重点介绍生产井和管网中上游和中游多相 28 油田新技术
流瞬态模拟方面的进步 通过简单的历史回顾详细描述了流动模拟软件如何从稳态条件下的两相流系统模拟发展到流体和流动特征均随时间发生变化的多相流系统模拟 本文还讨论了代表实际流动系统的数学模型的推导方法, 并回顾了在模拟软件中对模型进行求解的数值方法 通过案例研究重点介绍了 OLGA 动态多相流模拟软件如何帮助作业者在西非 中东和东南亚海上优化建井和生产流程 还介绍了对马来西亚海上一口探井进行液压井控的实例 历史回顾大量产出液并不是以稳态单相流状态流向地面 相反, 生产是一个复杂 不断变化的过程, 烃类流体 气体 水以及固相物质混合在一起以不均匀的流速流动 多相流设计和作业的基础是流体力学 [6] 起初推动石油行业模拟工具发展的动力是多相流系统设计人员需要精确估算井中和管线上的压力 温度和液体组成 用来模拟油气系统中流动状态的一个基本方法是建立两相流模型, 其中设计师假设只存在两种流体, 通常是一种液相, 另一种气相 [7] 其他模型对这种处理方法进行了扩展, 让模型包括的流体以多相状态共存, 如油 气 水三相 不同相可以在管道中以三个分层的连续的层流动 气相在最上部, 油层在中间, 水层在管道的最下面 三层中的每一层都可以单相流动 例如, 一部分气体从最上层气层流过管道, 而其余部分的气体以气泡形式分散到油层和水层中 多相流体模型结合了质量 动量以及能量守恒方程 [8] 通常, 质量守恒方程描述每一相, 动量守恒方程描述每个连续层, 而能量守恒方程描述全部混合流体或每一层 如果是两相两层流动模型, 则共包括六个微分方程 求解这组方程需要制定封闭定律, 它们是必须添加到守恒方程中的关系, 这样才能进行各种守恒计算 ( 右图 ) 其中一 种基本封闭定律是流体状态方程, 这是一种热动力方程, 为两种或多种状态函数提供流体性质间的数学关系, 如流体密度和粘度 ; 状态函数包括温度 压力 体积或流体携带的内能 假设每个管线位置上和每个时间点上总体化学成分不变, 可通过查询流体性质 ( 温度和压力的函数 ) 预算表得到上述关系 [9] 也可以通过研究黑油模型( 使用统一流体性质 ) 或油藏流体样品的全组分分析 ( 每种油气组分使用独立的流体性质 ) 获得函数关系 另一组基本的封闭定律包括将摩擦系数与流速 管道几何形状和流体物理性质相关联的定律或方程 首先进行了稳态流模型模拟, 其中流体性质如流速 密度 温度和成分都假设在系统中的指定点上不随时间变化 因此稳 态流模型描述的是一个稳定过程中质量 能量和动量的平衡, 即局部的平衡状态 尽管在系统中特定点上游或下游流动参数可能发生变化, 但如果流体总是保持相同性质, 且不随时间发生变化的话, 该点将保持局部平衡的状态 稳态流模拟软件引入油气行业已将近 30 年, 期间已得到了重大发展 例如, PIPESIM 稳态多相流模拟软件可以使工程师预测那些影响生产优化的一系列难题, 包括沥青质 石蜡和水合物的出现或二氧化碳引起的腐蚀和流动引起的侵蚀等 稳态流模拟为系统工程师提供了一种快速估测一组具体条件下流动结果的方法, 并可使他们接近实时地了解系统条件的变化对生产的影响 但是, 因为稳态流模拟工作的基础原理是假设流动参数不随时间变化, 因此不适用于瞬态流现象模拟 模拟中没考虑时间要素促使人们开发出动态多相流模拟, 它可使用户模拟系统随时间变化的状态, 因此使得预测正常油田作业过程中经常发生的多相流变化成为可能 与稳态流模拟一样, 动态模拟也包括了质量 动量和能量的守恒方程 但是, ^ 单相流动方程间的信息流 在管道处于单相流状态下, 动量守恒方程求解的是研究管段中流体的流速 这一流动信息然后被作为原始信息输入质量守恒方程和能量守恒方程, 用来更新研究管段中的质量和能量要素 随后新的质量和能量信息被作为原始信息输入状态方程, 用来更新压力分布参数 然后新获得的压力信息以及更新后的流体密度和能量信息被用来更新下一管段的动量守恒方程, 以此类推 多相流系统中的每个流体相都存在流动方程间的上述关系 4. 封井装置在井控作业期间用于控制流动 分流和压井 它不是标准钻井计划的一部分, 只有在必要时才实施 5. 人工举升指的是向井筒液柱增加能量的系统 ; 其目的是启动或改善井的生产 随着生产井进入成熟阶段及天然油藏压力递减, 多数井都需要某种方式的人工举升 关于人工举升的详细信息, 请参考 :Fleshman R 和 Lekic O: Artificial Lift for High-Volume Production, 油田新技术,11 卷, 第 1 期 ( 1999 年春季刊 ):49 63 6. Brandt I: Multiphase Flow,Euroil(1991 年 3/4 月 ):62 63 7. Ayala LF 和 Adewumi MA: Low-Liquid Loading Multiphase Flow in Natural Gas Pipelines,Journal of Energy Resources and Technology,125 卷, 第 4 期 (2003 年 12 月 ):284 293 8. Li C,Liu E-b 和 Yang Y-q: The Simulation of Steady Flow in Condensate Gas Pipeline, Najafi M 和 Ma B( 编辑 ):ICPTT 2009: Advances and Experiences with Pipelines and Trenchless Technology for Water, Sewer, Gas, and Oil Applications 美国弗吉尼亚州 Reston, 美国土木工程师协会,733 743 9. 组分追踪模型也可用来提供更加精确的瞬态流组分信息, 特别是对于那些具有不同流体 流速随时间变化而局部组分与时间相关的管道网络 2015 年 5 月 29
^ 项目周期模型 OLGA 模拟软件用来模拟整个项目周期的瞬态多相流 该软件已经成为所有多相流油田开发的业界标准, 从钻海上油田首批井, 到 开发海底回接, 以及模拟进入陆上处理设备的流态 局部变量, 包括被模拟系统的入口和出口条件 如流速 入口压力 局部气相体积占比 都允许随时间变化, 以便更加接近地反映发生在油气生产系统中的实际变化 [10] 动态流体模型在多相流系统模拟中的应用范围很广, 包括飞机设计 天气模式预报 核反应堆堆芯中蒸汽和水流分析 [11] 从上世纪八十年代初期, 流体力学专家开始使用这种模型模拟管道中的油气水流动状态 动态流动模拟软件的发展最早的一项这类尝试开始于 1980 年, 是挪威国家石油公司 (Statoil) 和能源技术研究所 (IFE) 的联合研究项目 [12] 模拟工具的第一版, 即 OLGA 动态多相流模拟软件, 是该研究项目在 1983 年发布的 OLGA 模拟软件模拟缓慢瞬态流动状态 动态流的时间跨度从几分钟到几周 期间在油气系统中存在相关的质量输送 [13] 生产工程师利用该模拟软件对井网 流动管线 管道以及处理设备中的流动状态进行模拟 ( 上图 ) [14] 从 1984 开始,IFE 和 SINTEF 的联合研究项目对模拟软件做了进一步完善 [15] 研究项目得到在挪威大陆架上开展作业的石油公司的支持, 包括 Statoil Conoco Norway Esso Norge Mobil Exploration Norway Norsk Hydro A/S Petro Canada Saga Petroleum 和 Texaco Exploration Norway 该研究项目旨在扩展 模型的实证基础, 并引入新的应用 [16] 在单管中模拟两相流的早期尝试使用了单独的经验对比关系描述气体体积占比 压降和流动状态, 尽管这些参数实际上都是相互关联的 [17] 在 OLGA 模拟软件中, 流动状态被视为双流体系统的一个组成部分 到了上世纪 90 年代末期,OLGA 模拟软件的应用范围已扩展至三相流系统, 包括追踪三相流段塞, 其中整个流态被分成油或水的间歇流, 其间被气袋隔开 OLGA 模拟软件中的数学模型动态流模拟空间中的数学模型是对真实世界现象的数字表示 数学模型倾向于提供管线流动状态的一个宏观视角 这种方法可以简化流动状态, 前提是假设管线短段内的流体组分是均匀的, 入口和出口面速度场与这些面垂直, 流体性质如密度和压力在入口和出口横截面上是均匀的 首次应用于 OLGA 模拟软件的数学模型基于内径为 2.5-20 厘米 (1-8 英寸 ) 的管道中的低压空气流 水流及水蒸气 / 水流的数据 SINTEF 实验室提供的数据增加了烃类液体在 20 厘米直径的管道中以 20-90 巴 (2-9 MPa, 或 290-1300 psi) 压力下流动的参数 科研人员利用这些数据对第一版的 OLGA 模拟软件进行了几次修改 模拟器的进一步迭代运算还包括了内径长达 76 厘米 (30 英寸 ) 的管道系统的现场数据, 从而提升了该工具的外推能力 [18] OLGA 模拟软件进行的瞬态流模拟也考虑了井筒或管道模拟段内的流动状态 [19] 对于两相气 - 液流, 多相流结构共有四 种基本的流态 : 层流 : 由两种彼此分离的流动连续的流体流组成, 其中液流在管道的底部流动, 气流 ( 通常夹带液滴 ) 在液流上面流动 环形流 : 液态薄膜紧贴管壁流动, 夹杂液滴的气流从液膜内部流过 分散气泡流 : 连续的液流夹带气泡 水力段塞流 : 层流, 其中夹带波动较剧烈的液态间歇段塞流 ( 下一页图 ) [20] 数学模型的初次试验使用了 SINTEF 提供的数据, 试验表明模拟软件能够准确描述气泡和段塞流态, 但在预测层流和环形流时不太精确 在垂直环形流中, 模拟软件预测压降高达 50%, 而在水平流中, 预测的持液量在某些情况下高达两倍之多 [21] 科研人员对模型进行了改进, 以考虑以近似气相的速度向前移动的液滴场存在的影响, 用来描述层流或环形流的流动状态 应用于动态多相流模拟软件的数学模型还包括三种流相的连续方程 : 气相 ; 由油 凝析油或水组成的液相 ; 由烃类液体 ( 油或凝析油 ) 分散在水中形成的液滴相 这些连续方程通过界面摩擦 界面质量传递和扩散 ( 如油扩散到水中 ) 存在耦合关系 建模人员通过滑移关系 ( 气相速度与液 [22] 相速度的无量纲比值 ) 追踪扩散情况 可以建立质量守恒方程关系式以考虑几种组分和流体类型, 包括全化学组分跟踪, 是否存在除垢和防腐蚀抑制剂 钻井 30 油田新技术
液 蜡 同位素示踪剂和固相颗粒的存在情况 在 2014 年发布的 OLGA 模拟软件中引入了可以模拟颗粒层流态的模型 [23] OLGA 模拟软件还表达了三种连续流动层的动量守恒关系, 对气层 油层和水层分别建立了独立的动量守恒方程, 并允许气层中包含液滴 该模型中的一个能量守恒方程按照流体相的组合混合方式处理系统的能量, 并假设每个相都处于相同温度 状态方程 ( 每个流体层对应一个状态方程 ) 提供了流体体积及其压力 温度及组分之间的函数关系 模拟软件根据最小滑移标准为模型选择特定流态 [24] 对于给定的表面速度, 模拟软件选择的流态可以让气相和液相线性速度的差异最小, 或者说滑移最小 到了 21 世纪初,OLGA 高分辨率 (HD) 模型问世, 其发展开始于模拟圆管中分层油 气 水流的 3D 摩擦力模型, 是从 1D 管壁摩擦模型和具有 3D 精度的界面摩擦模型推演出来的 [25] 综合应用这些数学模型可描述真实世界中那些可能包括多分支井 管道 人工举升系统 处理设备 流动控制设备如节流阀和防砂装置的生产系统中多相流的复杂情况 分析人员用数学模型通过数值方法或算法进行求解 这些计算方法充分利用计算机处理能力和计算速度方面的先进技术得到数字解, 相当精细地模拟真实世界中的流动现象 采用数值方法求解, 分析人员首先将管线中的整个流体流划分成离散小网格或单元 每个单元都有各自的压力 温度 流体组分 密度 流速和流量 [26] 求解每 ^ 多相流模拟软件划分的流态类型 分层流态广泛用于刻画层流或环形流 ( 上 ), 而分散流态是分散泡状流或水力段塞流 ( 下 ) 上述类别可以根据流体流是两相还是三相 管段是水平还是垂直 是直的还是弯的进行进一步细分 个单元的守恒方程时, 首先应用离散化概念如迎风加权 ( 将上游单元的流体性质用于流动计算 ), 将连续方程重新写入离散网格 这个过程形成一组能够代表模型的 10. 在生产管道中, 随时间变化的现象包括管道地表条件引起的流动动态变化, 如地形引起的段塞流 管道启动 管道关闭 气量相对于液量的产量变化以及清管等 11. Bendiksen KH,Malnes D,Moe R 和 Nuland S: The Dynamic Two-Fluid Model OLGA: Theory and Application,SPE Production Engineering 6 卷, 第 2 期 (1991 年 5 月 ):171 180 12. IFE 是挪威一家独立的能源与核技术研究基金会 13. Bendiksen 等人, 参考文献 1 14. 油藏中的流动可用很多油藏模拟软件进行模拟, 其中油藏被划分成很多被称为网格单元的 3D 组分, 每个网格中的流态用多相流进行模拟 关于油藏模拟的详细内容, 请参考 :Edwards 等人, 参考文献 1 15. SINTEF 是一家总部位于斯堪的纳维亚半岛的独立非商业研究机构 16. 从 1980 年开始,SINTEF 一直在挪威特隆赫姆的大型 Tiller 实验室进行实验项目 其研究基金也由 1984 年支持 IFE/SINTEF 联合研究项目的公司提供 OLGA 扩展模拟软件的输出成果用这项初始工作采集的资料进行了验证 17. Bendiksen 等人, 参考文献 11 18. Brandt, 参考文献 6 19. 流态指的是流动管道中气相和液相在物理分布上的大规模变化 普通微分方程和代数方程 然而, 由于方程可能表现出较强的非线性特征, 必须对其加以约束 总流量必须等于管道体积 因此必须谨慎设计求解方法 20. Danielson TJ,Brown LD 和 Bansal KM: Flow Management: Steady-State and Transient Multiphase Pipeline Simulation, 论文 OTC 11965, 发表在海上技术会议上, 休斯敦,2000 年 5 月 1-4 日 21. 持液率指的是两相管道流中的一个状态, 其中气相以快于液相的线性速度流动 流速慢的液相占据管段较低区域 22. 在均质两相流模型中, 因为假设气相和液相都以相同速度流动, 因此滑移关系是 1 在很多实际情形下, 两相的流速差异很大, 具体取决于所研究系统的流态 23. Brandt I: Some Aspects of Particle Flow Modeling Within a Commercial, Transient, Multiphase Flow Simulator, 发表在 Geoff Hewitt 庆祝会上, 多相流动, 伦敦,2014 年 7 月 23 25 日 24. Bendiksen 等人, 参考文献 11 25. Biberg D,Holmås H,Staff G,Sira T,Nossen J, Andersson P,Lawrence C,Hu B 和 Holmås K: Basic Flow Modelling for Long Distance Transport of Wellstream Fluids, 发表在第 14 届多相流生产技术国际会议上, 法国戛纳,2009 年 6 月 17 19 日 26. 对于给定管线所确定的网格单元数量仅受到具体所模拟管线复杂程度的限制 在需要更加精确模拟研究的管线周围区域, 如阀门周围或流入控制装置周围, 可以增加网格单元 对于给定管线, 最佳网格单元数量通常是在对处理时间和数值模拟要求精度进行权衡后确定的 2015 年 5 月 31
随后根据方程的特点将整个方程组细 分成组 划分后的方程组按级求解, 按照相同的时间步长逐级进行求解 这些级在时间步长上明确地耦合在一起 采用迭代 : N = 0 : P, T, ν g ν L (N = 0) N N 方法数值求解方程, 直到整个系统收敛 这些方法既可应用于研究稳态流, 也可应用于研究动态流 ( 下图 ) [27] t = t + t. 执行原则当应用于现场作业时, 动态多相流模拟有助于科研人员了解生产系统中产生有关流体的副产品 ( 如水合物 结蜡 结垢 乳化液 ) 的可能性和严重程度 设计工程师用这类模拟预测实际现场系统中是否会出现上述副产品, 然后测试各种设计方案, 目的是将其影响降到最低 理想情况是在生产系统建立之前进行这类模拟, 这样就可以使作业者设计和建造的生产系统 从井筒到地面处理设备 尽量避免出现流动保障方面的问题 雪佛龙公司采用动态多相流模拟技术帮助管理安哥拉海上 14 区块 Lobito -Tomboco 水下油田的流动保障和作业风险 ( 下一页图 ) [28] 该油田开发包括三个水下中心, 均回接到 Benguela Belize(BB) 随动塔式平台 [29] Lobito 油藏和 Tomboco 油藏都蕴藏轻质 (API 重度为 31-32) 低含硫 低酸性原油, 其中的沥青质和石脑油含量极少 N + 1P, T, ν g ν L t + t P, T, ν g ν L 雪佛龙公司的工程师面临的挑战是要设计一个可靠的生产系统, 能够将油田产出液以经济方式从海底生产井输送到地 面, 同时还能充分管控可能出现的作业和 流动保障风险 为了尽量提高每个水下中 心的产量, 需要注水驱油, 给每口井提供 N = N + 1. 压力支持 另外, 随着含水率的上升, 作业者必须实施气举 预计的流动保障风险 Is N = N? Is t t? 挑战还包括形成水合物 结垢 结蜡 腐蚀等副产品, 以及出砂和段塞流等 ^ 凝析油 - 气管线中层流的两相流模型求解步骤 对于稳态流模型 ( 左 ), 首先将管段分割成小段 (N), 输入管线初始点处的边界条件 : 压力 (P) 温度(T), 液相流速 (V L) 和气相流速 (V g) 稳态流模型利用初始条件求解第一段 (N=0) 的连续方程, 计算该段上的压力 温度和液相流速 然后将这些值作为下一段 (N+1) 的输入参数 重复以上过程, 直到求解到最后一段 ( 管线的另一端 )N 最大 动态流模型的求解过程 ( 右 ) 与上述过程类似, 但增加了一项迭代步骤, 以考虑流体性质 流动参数和边界条件随时间 (t) 的变化 由于流动方程是非线性的, 因此有必要进行迭代以得到精度合格的解 作业者首先通过收集和分析储层中的油样和水样, 评估发生流动保障风险的可能性 分析包括流体的 PVT( 压力 体积和温度 ) 特征, 以及对每个储层的流体组分进行综合评估 [30] 通过 OLGA 流动模拟软件, 建模人员将分析结果用于开发各种热水力学模型, 用来研究热力系统中的水力流动特征 作业者开发出了下列热水力学模型 : 每个水下生产中心和整个一体化生产系统 ( 加上井和管线 ) 的单井 单条管线以及单个生产系统的模型 32 油田新技术
模拟是在稳态条件下进行的, 作业者 把稳态条件定义为产出液以相当均匀和无阻碍方式通过井筒 油气管线和地面处理管道的任何条件 还进行了多次瞬态流动模拟, 用来确定生产流在系统试运行 启动 关闭 ( 计划 / 意外, 短期 / 长期 ) 生产井初次提产 清管 死油循环 段塞流等动态情况下的反应 通过多方面的广泛模拟, 使雪佛龙公司得以做出科学的决策, 从而有效降低了项目启动资本支出, 同时确保了生产更加可靠, 使故障和意外停产风险保持在较低水平 [31] 在抑制水合物的形成方面, 作业者能够为海底油气管线设计最佳热绝缘层厚度和不规则部件, 如接头和管线终端等 通过模拟, 指导如何最佳使用处理化学剂, 确定化学剂的注入速度, 包括水合物抑制剂 防腐剂, 生物抑制剂和氧清除剂, 从而有效减缓腐蚀的影响 BB C B A 为了降低出砂风险, 作业者用模拟结果指导决策, 采用可靠的砾石充填, 并限制完井过程中的最大压降, 对所有生产井进行了完井, 这也在一定程度上将细粒运移的风险降到最低 根据动态流动模拟结果, 制定段塞流风险控制策略, 包括生产井的正确提产和降产工序以及每段油气管线的最小流速, 以确保畅流, 且平台节流阀设置达到理想状态, 从而有效控制清管和死油循环过程中发生段塞流 为了进一步降低 Lobito-Tomboco 油田的流动保障和作业风险, 作业者利用 OLGA 模拟软件对现场员工进行了培训, 使其熟悉各种生产条件下海底生产系统与海面平台系统是如何相互影响的 作为作业者管道管理系统的部分内容, 也进行了动态流动模拟, 以模拟海底生产系统中多相流的实时状态 该管理系统可用于三种模式 : 在线实时监测生产系统的当前状态 ; 根据生产系统的计划变更, 在线预测未来工况 ; 针对计划和工程研究进行离线状况假设应用 ^ 雪佛龙公司的水下油田 在 Lobito-Tomboco 水下油田, 三个水下中心 A B 和 C 均在水下约 396-550 米 (1300-1800 英尺 ) 处, 它们都回接到 Benguela Belize(BB) 随动塔式平台, 该平台海域水深约 390 米 (1280 英尺 ) 每个中心都通过 10 英寸的出油管线 ( 绿色 ) 连接至平台, 将产出液从井筒输送到平台, 另外还连接一条 8 英寸的测试管线 ( 红色 ) 该水下系统的能力是 115,000 桶 / 日 (18,300 立方米 / 日 ) 这一体积可以满足 BB 平台上的 Lobito-Tomboco 生产设施的要求,BB 平台上轻质油生产链可用能力为 80,000 桶 / 日 (12,700 立方米 / 日 ) 该水下系统的能力还可满足附近开发区块内未来待建水下中心的产量 ( 根据 Song 的资料修改, 参考文献 28 ) 在系统建成且三个海底中心开始生产后, 将采集的现场数据与 OLGA 模拟软件提供的模拟结果进行了对比分析 实际数据与模拟数据在每种情形下都有很好的相关性, 说明用于制定油田作业程序的热水力学模型是准确的 用 OLGA 模拟软件计 27. Changjun L,Wenlong J 和 Xia W: Modeling and Simulation for Steady State and Transient Pipe Flow of Condensate Gas,Moreno-Piraján JC( 编辑 ): Thermodynamics Kinetics of Dynamic Systems 克罗地亚 Rijeka:Intech Books (2011):65 84 28. 关于 Lobito-Tomboco 水下油田的开发情况, 请参考 :Song S: Managing Flow Assurance and Operation Risks in Subsea Tie-Back System, 论文 OTC 19139, 发表在海上技术会议上, 休斯敦, 2008 年 5 月 5 8 日 算的稳态流动压力在油田实测压力的 90% 范围内, 计算的温度在油田实测温度的 95% 范围内 实测和模拟的采油树和管汇的冷却时间也相当吻合 系统非常适合实际生产作业, 设计合理, 实现了有效的流动保障 29. 随动塔式平台是一种固定钻井平台结构, 用于深水油气生产 塔式平台由挠性 ( 随动 ) 腿组成, 这样可以减少共振影响, 并能将海浪冲击力降到最低 在挠性腿的上面是一个平台, 提供钻井和生产作业空间 30. PVT( 压力 体积和温度 ) 特征是一种描述油藏流体系统特征的手段, 通过实验室实验和状态模拟方程确定 得到的流体参数作为油藏 管道和处理设施建模的输入参数 31. 当物理条件如流体压力 温度或流速引起沉淀或乳化时, 产出流体的流动就会出现问题 2015 年 5 月 33
供的信息用来支持或增加到当前控制系统的可用数据中 实时模拟结果有助于作业者监测漏失, 评估水合物形成的风险, 了解管线出现段塞流的可能性, 以及追踪清管进程等 ( 下一页, 上图 ) 也可以运行在线动态模拟软件, 使其 预测未来生产问题或潜在流动保障问题 例如, 作业者可以以固定时间间隔模拟未 来 5 小时的生产情况, 从而对可能引起系 统关闭的报警事件提前发出警示信息 作 Ras Laffan 0 0 100 200 km 75 150 mi 业者还可以用该模拟软件了解计划内设计变更对管线和处理设施工作状况的影响 Dolphin Taweelah Maqta Al Ain ^ Dolphin 能源公司在卡塔尔和阿联酋的项目 Dolphin 能源公司参与了天然气价值链的每个环节 从其两个海上平台开采天然气, 在陆上 Ras Laffan 天然气处理厂加工天然气, 然后将处理过的天 然气通过外输管线输送到阿联酋 Dolphin 能源公司还将生产的天然气输送至阿联酋和阿曼各地的 用户 凝析气田动态生产管理实例 如今, 对作业者来说, 将动态流动模 拟工具用于生产管理系统以优化油田作业的做法非常普遍 Dolphin 能源公司在其 Dolphin 天然气项目中使用了这种系统, 该项目涉及两个海上生产平台, 平台距离卡塔尔海岸 80 公里 (50 英里 )( 上图 ) 这两个平台从 Khuff 组地层生产湿天然气 ; 通过两条 91 厘米 (36 英寸 ) 的海底管线, 将产出气输送到岸上处理厂 处理厂分离出烃类液体 ( 凝析油和液化石油气 ) 进行销售, 然后将剩余天然气进行压缩处理, 并通过管线输送到阿联酋 为了应对凝析气田 ( 如 Dolphin 天然气项目 ) 中产出液体带来的挑战, 设计人员在项目计划阶段必须选择合适的管线尺寸 在作业阶段, 面临的挑战包括产量变化的 管理 清管作业 关井和开井 另外, 准确预测凝析气田管线中的流态和段塞流的发生时间也比较困难 ; 要有效抑制水合物的形成, 作业公司应为海底管线精选最佳类型和厚度的保温层, 以及生产过程中要使用的适当类型和剂量的水合物抑制剂 项目上安装了一套管线管理系统, 用来解决流动保障问题 该系统包括 OLGA 在线动态生产支持系统, 这是一款在线模拟软件, 它生成的实时模型用于与油田条件进行匹配, 同时它还为从井口到岸上的天然气收集与处理厂之间的多相流管线的可靠工作提供支持 在线模拟软件综合了油田现场监测数据, 包括管线中的流体压力 温度 流速和持液率 然后用模拟软件实时建模, 提 对于 Dolphin 天然气项目, 管线管理系统针对这两条长度为 85 公里 (53 英里 ) 直径为 91 厘米的多相流管线建立了模型 另外, 还用管理系统模拟了几套海上系统的作业情况, 包括涉及 15 口生产井的两个平台和清管器发送筒, 以及水合物抑制剂和防垢剂的注入和跟踪 在岸上, 该系统为清管器接收筒和段塞流捕集器的工作状态提供了实时模型更新 自从 2007 年底安装到项目中后, 该系统一直被用于日常管线作业管理 通过连续监测水合物形成的风险, 管线管理有力确保了水合物抑制剂的最佳注入量 该系统被用于液体总量主动管理和追踪清管作业进程 Dolphin 能源公司的管线完整性专家还用该管理系统追踪缓蚀剂的使用情况, 从而为计算管线的可行工作周期提供所需数据 Kitan 油田洗井和开井实例动态模拟技术还用于洗井和开井作业 [32] 埃尼集团澳大利亚公司利用多相流瞬态数值模拟方法指导 Kitan 油田的洗井决策 ( 下一页, 下图 ) [33] Kitan 油田距离东 32. 洗井是一个受控生产时段, 一般是在完成增产措施后进行 通过洗井将增产液从地层中驱出, 并返回地面 洗井持续时间取决于增产措施的复杂程度 ; 砾石充填和水力压裂等作业要求更加细致 缓慢地洗井, 以免影响增产措施的长期效果 33. 关于洗井作业的详细信息, 请参考 :Yokote R, Donagemma V 和 Mantecon JC: Dynamic Simulation Applications to Support Challenging Offshore Operations: A Kitan Oil Field Offshore East Timor Case Study, 论文 SPE 156146, 发表在 SPE 年度技术会议暨展览会上, 美国得克萨斯州圣安东尼奥,2012 年 10 月 8-10 日 34 油田新技术
^ OLGA 在线清管追踪顾问模块 在 OLGA 在线清管追踪顾问模块中, 操作员能够看到海底生产循环和水底集油系统的示意图 ( 上图, 黄色 ) 连接到海面平台处理系统的装置包括清管发送接收器 向生产循环系统的其中一根柱子发送清管器后, 其位置用一个图标标记, 在生产循环系统中可以看到图标 操作员还可以监测管线的动态 ( 左下图 ), 包括持液率 管线高程变化 估算变量 ( 右下图 ) 如估算清管器到达接收器的时间 清管器的当前位置和行进速度等 Kitan 0 0 2,000 4,000 km 1,000 2,000 mi ^ Kitan 油田 Kitan 油田 ( 左 ) 位于东帝汶东南 200 公里 (124 英里 ) 处, 距澳大利亚西北部 500 公里 (310 英里 ) 从海底 5 井 3 井和 2 井 侧钻 1 井生产出的油气流进浮式生产储油卸油装置 (FPSO)( 右 ) 通过柔性生产管线( 下图中的黑色曲线 ) 将油气从生产井输送到 FPSO 装置 ( 右上图 ), 而通过独立管线 ( 红色 ) 将气举气从 FPSO 输送到到井口 ( 黑色 ) 生产指令由 FPSO 上的控制装置 ( 黄色 ) 发出, 通过一条主控制电缆 ( 黄色和黑色 ) 向井中心发布
帝汶南海岸线约 200 公里 (124 英里 ), 由三口海底智能生产井 海底油管 立管和浮式生产储油卸油装置 (FPSO) 组成 FPSO 装置到位前, 三口井已经完井并进行了洗井 在三口井中智能完井装置都安装在相同深度上, 用来控制来自上下层的流量 每口井的上层在实测深度 3,344 米和 3,367 米 (10,971-11,047 英尺 ) 之间进行了射孔 ; 下层射孔深度在 3,384 米和 3,394 米 (11,102-11,135 英尺 ) 之间 井下流动控制阀有 8 个节流位置 可设置全开放 全闭合或中间 6 个位置 控制每一层的流量 还安装了井下压力计和温度计以监测每一层的压力和温度 因为油田位置偏远, 作业者需要确保在部署 FPSO 装置之前根据要求完成洗井 他们用动态流动模拟软件模拟了智能完井和几种预选井洗井方案, 改变不同目标点 4,800 4,790 4,780 4,770 psi 4,760 4,750 4,740 的洗井时间 压力和温度以及流速等参数, 以确定它们对洗井效果的影响 研究的目的是估算所需的流速和持续时间, 以确保所注入的基础油和盐水在洗井期间尽量返排, 并将估算结果作为制定油田实际洗井计划的指导 [34] 另外, 对油藏参数如渗透率 压力和温度的敏感因素都进行了模拟, 以评估其对井下计量仪处以及节流管汇上游所测压力 温度和流速的影响 根据模拟结果提供的信息, 钻机工程师得以预测洗井和恢复生产前井内的流动条件 通过模拟, 当产出储层油中所含盐水和基础油地面实测含量按质量算小于 1% 时, 认定为洗井结束 最佳产油速度估计为 7,000 桶 / 日 (1100 立方米 / 日 ), 估测井口流压和温度分别是 1,200-1,400 psi (8.3-9.7 MPa) 和 43 C(109 F) 还在关键位置如井下计量仪处和节流管汇上游对温度和压力进行了动态预测 作业者用模拟提供的结果作为参照指导洗井和试井作业 洗井和试井后, 通过对比模拟数据和实测井数据, 发现在所有井下测试点上二者匹配较好, 最大差异小于 1%( 左下图 ) 节流管汇上游测试点上匹配效果也较好, 混相流阶段最大误差为 1% 经过验证的井模型随后与作业者出油管线模型结合在一起, 运行后向油田投产小组提供信息 该小组用动态出油管线模拟结果估算井下流量控制阀的最佳位置, 没有超出系统的生产极限 通过模拟也可以帮助作业者确定建议的提产时间表, 估算出油管线和 FPSO 中不同位置上的压力和温度, 估算采出流体到达 FPSO 的时间 生产系统模型用实际生产数据进行了验证 在马来西亚海上窄钻井范围内钻井实例动态建模方法在钻井作业中也是有用的, 特别是有助于作业者制定窄动态范围海上井的钻井计划 Petronas 公司在马来西亚马来盆地西边 PM 区块的 SB 油田钻一口探井时就遇到了这种情况 [35] 马来盆地的地层特征是砂岩 煤层和页岩互层 这种条件, 加上高温高压 (HPHT) 环境和不断上升的压力斜坡, 带来了很多钻井挑战, 如井涌控制极限范围下降, 孔隙压力和破裂梯度 高钻井液密度及流体当量循环密度 (ECD) 之间的钻井窗口变窄等 [36] 4,730 4,720 4,710 4,700 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 ^ 压力历史拟合 在 Kitan 油田某井中记录的井下实测压力 ( 绿色 ) 与 OLGA 模拟软件提供的模拟压力 ( 红色 ) 基本吻合 实测压力和模拟压力之间的最大差异为 1% 34. 基础油是油基钻井液中的连续相 在 Kitan 油田洗井时, 作业者向井下泵入基础油, 用来驱替完井作业过程中使用的盐水 35. 关于动态模拟的详细信息, 请参考 :Nordin NAB, Umar L,Aziz IABA,Nas S 和 Woo WK: Dynamic Modeling of Wellbore Pressures Allows Successful Drilling of a Narrow Margin HPHTExploration Well in Malaysia, 论文 IADC/SPE 155580, 发表在 IADC/ SPE 亚太钻井技术会议暨展览会上, 中国天津,2012 年 7 月 9 11 日 36. 关于钻井窗口 孔隙压力和破裂压力梯度的更多信息, 请参考 Cook 等人, 参考文献 2 20 22 24 在该地区钻了第一口探井, 尽管作业者采用了 MPD 技术, 但涌入井筒的油藏流体超过了井涌控制极限和储层的破裂压力梯度, 导致钻井液完全漏失和井报废 因此钻井作业宣告失败 作业者计划在距第一口井 50 米 (160 英尺 ) 处钻第二口探井, 但决定采取更为严格的井筒压力管理措施, 包括使用 Drillbench 钻井动态模拟软件 ( 下一页图 ) 这种模拟软件采用的建模技术类似于 OLGA 流动模拟软件采用的建模技术, 但其重点是预测与维持随钻井控相关的井下动态条件 Drillbench 模拟软件提供的动 36 油田新技术
3,500 3,700 3,900 4,100 4,300 4,500 4,700 4,900 5,100 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 ^ 孔隙压力 - 破裂压力钻井窗口 Drillbench 模拟软件提供显示压力状态的剖面图, 包括整个井筒任何时刻的孔隙压力 ( 蓝线 ) 和破裂压力 ( 绿线 ) 了解整个体系的状态, 可以确保井筒当量循环密度 (ECD, 红线 ) 保持在地层压力和强度确定的作业窗口内 模拟过程中不断更新并保存最大值和最小值 ( 虚线 ), 从而提供检测井下边界的有效工具, 确保任何井段都不会发生由建议的 ECD 导致地层被压裂的危险 态图模拟整个井筒在任何时间点的压力状通过模拟, 钻井工程师得以使用合适态, 特别侧重于识别地层的薄弱区域和狭的钻进速度 起下钻速度 泥浆循环速度和窄钻井范围层段 据此作业者可以调整钻地面回压完成每个井段, 尽量避免井控事井计划, 确保在进入潜在问题地层前, 尽件的发生 利用动态流动模拟方法和 MPD 量降低井涌或其他井控事件发生的风险 技术, 作业者在较窄的钻井窗口内完钻了第二口探井, 钻深达到了目标深度 2,800 工程师们收集了第一口井的资料之米 (9,200 英尺 ) Petronas 公司计划将后开始制定第二口井的钻井计划, 然后用基于本次水力井控模拟经验建立的工作流收集的资料验证模拟软件输入资料的有效程作为将来在本地区钻评价井和开发井的性 输入的资料包括计划的井几何形状 预依据 测的孔隙压力和破裂压力 下套管位置 预测的井底到井口的温度剖面 钻井液比流动模拟的未来发展重 不同井段上的流变参数 为满足作业者对模型准确性和细节方面的更高要求, 必须不断改进多相流模拟接着, 工程师针对每个井段进行动态软件 在这方面, 斯伦贝谢公司通过那些钻井模拟, 以确定不同泥浆流速和比重下侧重于扩展模拟软件物理和数值模型的行的 ECD 还进行了起下钻作业模拟, 以调业联合项目 (JIP), 已经积累了丰富的经查改变井筒温度和潜在波动压力造成的影验 响, 特别是在孔隙压力 - 破裂压力窗口较窄的较深井段 另外, 对每个井段还计算了例如 1996 年开始的为期三年的 OVIP 井涌控制极限值 ; 通过动态模拟还估测了 OLGA 验证与改进项目旨在根据合作油公流体循环速度对井涌限值的影响 司 ( 包括 Statoil Saga Norsk Hydro BP Elf 道达尔 阿吉普 埃克森 Conoco 和雪佛龙 ) 提供的油田数据验证模拟软件的输出结果 这一首个项目的成功 ( 包括微调模型, 使之与油田实际情况更加匹配 ) 催生了一系列后续 OVIP 项目 JIP 项目从成立以来一直在运行 2013-2015 年的 OVIP 成员公司包括 BG 集团 BP 埃克森美孚 Gassco 埃尼 Repsol 沙特阿美 壳牌 Statoil 道达尔 Woodside 和墨西哥国家石油公司等 OVIP 项目的主要目的是提供一个平台, 分享关于 OLGA 模拟软件预测结果与油田数据和实验室数据如何对比的知识 该项目也提供了一种成员公司间分享流动保障方面的知识和经验的途径 成员公司提供其 OLGA 在线系统长时间内收集的油田作业数据 去年, 其中一个成员公司给 OVIP 项目组提供了 8 条陆上和海上管线记录的详细资料 目前, 还有一个成员公司正计划进行实验, 实验覆盖整个直径为 34 英寸 (86 厘米 ) 的海上凝析气管线的作业范围 另一项 JIP, 即 HORIZON I 项目, 从 2004 年开始, 参与成员公司包括 IFE 雪佛龙 埃尼 埃克森美孚 Statoil 和壳牌 该项目开发的模型旨在更好地模拟更深储层和更大水深 更长管线以及更高温度与压力环境下的流动条件 接下来又开展了 HORIZON II JIP, 时间从 2008 年到 2012 年 首批参加 HORIZON II 项目的公司包括道达尔和康菲 HORIZON II 项目旨在提升 OLGA 模拟软件的建模能力, 使之适应长距离凝析气集输和长距离产出油气流的集输 这些项目促使了新软件模块的开发, 进一步改进了 OLGA 模拟软件的性能 ; 目前这些模块正在用于全球长距离深埋管道和处理系统 未来发展方向是通过进一步将流动模拟软件与油藏模拟 钻井和生产优化软件系统融合来扩大多相流模拟软件的应用范围 这项工作的最终目标是为作业者提供无缝 完整的生产系统模拟, 使作业者更好地控制油田长期开发成本并提高生产潜能 RvF/TM 2015 年 5 月 37