松南高含CO2酸性气田采气工艺 11030.docx

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松南高含CO2酸性气田采气工艺11030

松南高含CO2酸性气田采气工艺

技术研究

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司

二○一一年八月

松南高含CO2酸性气田采气工艺

技术研究

项目负责人：

陈传东

编写人：

刘芳李翠萍张贵芳王连习

尹依娜

主要研究人：

陈传东赵宇新关建庆魏鲲鹏

魏瑞玲李翠萍刘芳张贵芳

王连习张晓梅尹依娜唐祖友

汪沈阳胡庆祥马翠真

报告审核人：

陈传东

单位负责人：

吴信荣

一、气藏概述1

二、单井生产动态分析2

（一）YP1井2

（二）YP3井4

（三）YP9井6

（四）YS1井8

（五）YP7井9

（六）YP11井12

（七）YS101井15

三、单井携液能力分析19

（一）携液模型选择20

（二）携液能力分析21

四、排液采气适应性分析24

（一）国内外比较成熟的排液采气技术简介24

（二）现有排液采气技术的技术水平及适应性28

五、水合物分析30

（一）松南气田气井井筒水合物形成预测30

（二）常用水合物防治技术34

（三）水合物防治技术优选35

六、缓蚀剂防腐技术研究36

（一）缓蚀剂的分类37

（二）缓蚀剂的作用机理39

（三）影响缓蚀剂性能的因素46

（四）缓蚀剂的应用原则47

（五）缓蚀剂优选评价48

一、气藏概述

松南气田累计探明储量484.65×108m3，其中2007年提交营城组火山岩气藏储量433.6×108m3，含气面积16.83km2，2008年提交登娄库组碎屑岩气藏51.05×108m3，含气面积16.83km2。

2009年动用营城组气藏地质储量177.00×108m3。

方案规划钻井14口，建产能12.74亿方。

目前气田内钻井10口，YS1、YS101、YS102、YP1、YP3、YP4、YP7、YP9、YP10、YP11井，分两个井区YS1和YP7（见图1），有7口井（YS101、YS1、YP1、YP3、YP7、YP9、YP11）进行了试采，累产气4.75×108m3。

一、单井生产动态及存在问题分析

图1松南气田火山岩气藏营城组顶面构造图

二、单井生产动态分析

（一）YP1井

1、生产层位

YP1井于2008年11月26日投产，生产层位营城组（水平段：

3593.97~3796.11m、4010.11~4307.25m）。

2、完井情况

完钻井深4358.0m，采用27/8″油管，完井管柱见图2。

图2YP1完井管柱图

3、生产状况

YP1井于2008年11月26日投产，生产情况见图3。

图3YP1井生产曲线

YP1井投产初期平均油压为27.5MPa、套压为30.0MPa、日产气量20.2×104m3、日产水量3.28m3；2009年10月份平均油压为29.5MPa、套压为30.1MPa、日产气量20.33×104m3、日产水量3.31m3；目前，该井平均油压为27.72MPa、套压为27.4MPa、日产气量为24.27×104m3、日产水量为7.28m3。

水样化验各个离子含量趋势平稳（见图4），矿化度平均为15000mg/L，呈现地层水性质。

图4YP1井水样化验结果

气样化验结果（见图5）显示：

各个参数趋势平稳。

图5YP1井气样化验结果

根据目前生产情况，结合产出水分析和气样化验结果，认为YP1井：

油、套压基本相等，气井持续增产。

（二）YP3井

1、生产层位

YP3井于2009年10月29日投产，生产层位营城组（水平段：

3649.76~5020.39m）。

2、完井情况

采用27/8″油管，完井管柱见图6。

图6YP3完井管柱图

3、生产状况

YP3井于2009年10月29日投产，生产情况见图7。

图7YP3井生产曲线

YP3井投产初期油压平均为29Mpa、套压为21Mpa、日产气量30.0×104m3，日产水量5.9m3；目前，该井平均油压为25.3MPa、套压为24.1MPa、日产气量为40.23×104m3、日产水量为1.09m3。

水样化验结果显示：

水样参数稳定（见图8），为凝析水性质。

图8YP3井水样化验结果

气样监测（见图9）显示：

气样参数稳定。

图9YP3井气样化验结果

根据目前生产情况，结合产出水分析和气样化验结果，认为YP3井：

地层能量充足，产量稳中有升。

（三）YP9井

1、生产层位

YP9井于2009年10月30日投产，生产层位营城组（水平段：

3716.11~4555.37m）。

2、完井情况

采用27/8″油管，完井管柱见图10。

图10YP9完井管柱图

3、生产状况

YP9井于2009年10月30日投产，生产情况见图11。

图11YP9井生产曲线

YP9井（2009年10月份只有2天的产量，11月份只有8天的产量，所以从12月份的产量开始分析）2009年12月，平均油压为28.7MPa、套压为0MPa（下有封隔器）、日产气量23.5×104m3、日产水量4.43m3；目前，该井经过调整采气量，油套压随之波动，平均油压为26.7MPa、套压为6.1MPa、日产气量为33.2×104m3、日产水量为2.65m3。

水样化验结果显示：

水样参数稳定（见图12），为凝析水性质。

图12YP9井水样化验结果

气样监测（见图13）显示：

N2含量略有波动、CO2平均含量22%。

图13YP9井气样化验结果

根据目前生产情况，结合产出水分析和气样化验结果，YP9井产量在增加，说明该井地层能量充足。

2010年10月以后呈现套压上升现象，需考虑封隔器密封问题。

（四）YS1井

1、生产层位

YS1井于2009年11月26日投产，生产层位营城组（3544.4~3749.0m）。

2、完井情况

完钻井深3750m，采用27/8″油管，完井管柱见图14。

图14YS1完井管柱图

3、生产状况

YS1井于2009年11月26日投产，生产情况见图15。

图15YS1井生产曲线

YS1井投产初期平均油压为17.9MPa、套压为0MPa（下有封隔器）、日产气量12.7×104m3、日产水量2.3m3；2011年1月，该井油压为16MPa、套压为4.5MPa、日产气量17.6×104m3、日产水量2.03m3。

根据目前生产情况，认为YS1井：

地层能量充足，产量稳中有升。

（五）YP7井

1、生产层位

YP7井于2008年8月28日投产，生产层位营城组（水平段：

3758.51~4333.9m，垂直段：

3660.42~3782.48m）。

2、完井情况

完钻井深4363.61m，采用27/8″油管，完井管柱见图16。

图16YP7完井管柱图

3、生产状况

YP7井于2008年8月28日投产，生产情况见图17。

图17YP7井生产曲线

YP7井2009年10月平均油压27.20MPa、套压0.0MPa（下有封隔器）、日产气14.25×104m3/d、日产水量7.79m3/d；2011年1月平均油压23.6MPa、套压11.5MPa、日产气量9.8×104m3/d、日产水量15.8m3/d；目前，该井平均油压为23.1MPa、套压为11.2MPa、日产气量为9.6×104m3、日产水量为16.1m3。

水样化验结果显示：

水样参数较稳定（见图18），矿化度为11461-15037mg/L，PH为8.64，为地层水性质。

图18YP7井水样化验结果

气样监测（见图19）显示：

气样参数稳定。

图19YP7井气样化验结果

根据目前生产情况，YP7气井产气能力降低，地层压力下降，地层出水，含水量持续上升，采取平衡产量措施抑制携水后，趋势变缓。

目前带液生产，但随着井底生产压差的减小，气井会因积液影响而停喷，需要采取适应的排液措施延长气井携液稳产期。

（六）YP11井

1、生产层位

YP11井于2011年1月5日16：

00开始生产投产，生产层位营城组（水平段：

3738.91~4660.11m）。

2、完井情况

完钻井深4668.0m，采用27/8″油管，完井管柱见图20。

图20YP11完井管柱图

3、生产状况

YP11井于2011年1月5日投产，生产情况见图21。

图21YP11井生产曲线

YP11井投产初期油压平均为24Mpa、套压为0Mpa、日产气量13.36×104m3，日产水量5.9m3；2011年2月份，该井平均油压为24.48MPa、套压为0Mpa、日产气量10.2×104m3、日产水量6.5m3；目前产气量、油压急剧降至4.6×104m3、7.3MP，套压为0MPa、日产水量为3.59m3；2011年3月27日16:

50关井，关井后16小时油压迅速回升至24MP。

水样化验结果显示（见图22）：

矿化度为18611mg/L，表现为地层水特征。

图22YP11井水样化验结果

气样监测（见图23）显示：

气样参数稳定，CH4含量平均为82.9%，CO2含量10.1%；

图23YP11井气样化验结果

根据目前生产情况，YP11气井产气能力降低，地层压力大幅度下降，水气比逐渐上升，需考虑结垢影响。

（七）YS101井

1、生产层位

YS101井于2010年7月20日投产，生产层位登娄库组（3570.8~3583.5m）、营城组（3740.5~3767.5m）。

2、完井情况

完钻井深3882m，采用27/8″油管，完井管柱见图24。

图24YS101井井身结构图

3、生产状况

YS101井于2010年7月20日投产，。

生产情况见图25。

图25YS101井生产动态曲线

YS101井投产初期油压平均为20.22Mpa、套压为24.8Mpa、日产气量13.22×104m3，日产水量2.6m3；在投产初期2-3个月时间内产气量和油套压快速下降；目前该井平均油压为7.9MPa、套压为8Mpa、日产气量1.57×104m3、日产水量0.44m3，水气比受产气量影响出现波动。

水样化验结果显示（见图26）：

矿化度为23060mg/l，Ca2+浓度为2776mg/l，Ca2+浓度、矿化度持续降低。

图26YS101井水样化验结果

气样监测（见图27）显示：

气样参数稳定。

图27YS101井气样化验结果

通过所提供的生产资料和测试资料我们对Ys101井生产情况分析，该井地层压力大幅度下降，水气比逐渐上升，需考虑井筒积液和结垢影响。

4、问题分析

（1）该井矿化度高，可能会造成射孔孔眼处结垢

以下为该井水样结垢分析报告：

YS101井地层压力42.49MPa，压力系数为1.15，地层温度为138.68℃，温度梯度为3.52℃/100m，为常温、常压系统。

气体主要组份为CH4，含量69.39%、其次为CO2，含量25.30%，N2含量为5.35%，相对密度为0.82，为含CO2酸性干气。

第二层水样的离子组份分析情况（见表1）：

表1Ys101井水样的离子组份分析情况统计表

阳离子

阴离子

亚组

矿化度

水型

K+、Na+

mg/L

Ca2+

mg/L

Mg2+

mg/L

Cl-

mg/L

SO42-

mg/L

CO32-

mg/L

HCO3-

mg/L

mg/l

2131.58

104.83

2236.41

1294.43

82.31

0.00

3644.24

5020.98

HCO3-

（Na+）

7257.39

碳酸氢钠

2022.59

80.64

2103.23

1078.69

88.9

0.00

3644.24

4811.83

HCO3-

（Na+）

6915.06

碳酸氢钠

2078.23

104.83

0．00

2183.06

1294.43

85.6

0．00

3498.47

4878.50

HCO3-

（Na+）

7061.56

碳酸氢钠

根据离子组份，水性为碳酸氢钠型，碳酸氢根HCO3-含量高，含有钙离子，因此容易产生碳酸钙垢。

流体从井底向上运移的过程，发生了温度、压力的变化，则碳酸盐的溶解度也会发生变化，容易造成不溶性的垢析出、沉积。

依据标准SY/T0600-1997《油田水结垢趋势预测》，采用饱和指数法，对YS101井的碳酸钙结垢趋势进行预测（见表2）。

表2饱和指数结垢判断依据表

SI>0

SI＝0

SI<0

有结垢趋势

临界状态

无结垢趋势

因为没有PH值的数据，根据介质环境，估计为PH=5.5-6.0。

温度设定30、40、60、80℃四个值。

结果如下（见表3）：

表3温度一定是K、pCa、pAlk、SI预测结果统计表

温度

pH值

pCa

pAlk

30℃

5.5-6.0

2.2

1.6

1.3

0.4-0.9

40℃

5.5-6.0

1.8

1.6

1.3

0.8-1.3

60℃

5.5-6.0

1.5

1.6

1.3

1.1-1.6

80℃

5.5-6.0

1.1

1.6

1.3

1.5-2.0

预测结果可以看出，饱和指数SI均大于0，有明显的结垢趋势。

温度越高，修正系数K值越小，结垢趋势越明显。

因此，SY101井存在较严重的碳酸钙结垢趋势，有可能在井筒或井底发生结垢现象，造成压力降低、产量下降。

当然，这只是从理论上分析的结果，若要明确结垢的影响到底有多大，以及如何才能解决结垢的问题，还需要进一步的研究。

（2）井筒积液影响

该井在开井生产过程中就已经有地层水产出，在产气量大幅下降的情况下，就无法实现稳定携液生产，产生井筒积液，致使产气量和井口压力进一步降低。

因该井没有最新的压力梯度测试资料，无法判断井筒积液是否对产量造成影响，需最新的压力梯度测试资料来验证。

三、单井携液能力分析

根据松南气田生产动态分析和产出水分析（见表4）。

目前产出水为地层水的井有YS101、YP7和YP11井。

主要针对这三口井进行携液能力分析。

表4松南气田生产动态分析

井号

投产时间

yy-m-d

初期

目前（2011.2）

气液比

m3/m3

水分析

Cl-含量

mg/l

完钻垂深

产水来源

日产气

104m3/d

日产水

m3/d

水气比

m3/104d

日产气

104m3/d

日产水

m3/d

YP1

2008-11-26

1.5

0.044

26.0089

7.6

7092

116-539

3747

凝析水

YP3

2009-10-29

7.4

0.2

38.1855

1.5

9901

17-402

3739

凝析水

YP9

2009-10-30

6.7

0.19

35.2059

1.4

10101

168-459

3655

凝析水

YS1

2007-11-20

0.2

14.3

1.6

9090

188-839

3750

凝析水

YS101

2010-7-20

14.2

2.8

0.2

关井

3906

920-1077

3882

可动水+凝析水

YP7

2008-8-28

4.3

0.27

9.8318

15.8

1475

16-5638

3772

底水+可动水

YP11

2011-1-5

19.2

5.4

0.28

10.2018

6.5

3058

8848

底水+可动水

（一）携液模型选择

常用携液模型有TURNER和MIN-LI模型。

TURNER模型适用于气液比非常高（GLR>1367m3/m3）,流态属雾状流的气液井。

Min-Li模型考虑了被高速气流携带液滴变形的因素，导出的气井携液临界流速和产量的计算公式只有TURNER模型计算的临界流速和产量的38%，适用于低压、低产井。

YS101、YP7、YP11井目前气液比为3906m3/m3、1475m3/m3、3058m3/m3，均高于MIN-LI模型适用的界限，采用TURNER模型进行携液能力分析。

TURNER模型计算公式：

（1）

（2）

vcr—气井携液临界流速，m/s；

σ—气水（凝析油）界面张力，N/m，对凝析油σ=0.02N/m；

g—重力加速度，g=9.8m/s2；

ρl—液体的密度；

ρg—气体的密度，kg/m3；

A—油管截面积，m2；

P—井筒压力，MPa；

T—井筒温度，K；

Z—P、T条件下的气体压缩因子。

借鉴YS101井试气资料，按天然气相对密度0.79，地层水相对密度1.09，Z=0.9，带入TURNER模型。

推导出松南气田的携液模型简化式：

（3）

（二）携液能力分析

根据携液模型简化式，可以模拟出不同压力条件下各种管径的携液能力。

根据现场录取资料状况，采用井口压力模拟最小临界携液气量进行对比分析。

1、YS101井

YS101井采用内径62mm管柱生产。

根据生产资料，2011.2.25，井口套压8.2MPa，产气量1.3957×104m3/d，产水1.1m3/d。

计算出不同井口套压下，内径φ50.3mm、φ62mm、φ75.9mm油管连续携液所需最小气量（见表5）。

表5YS101井套压和管径对携液能力的影响

套压

MPa

不同管径最小携液气量

（×104m3/d）

50.3

75.9

2.5510

3.8757

5.8084

2.7896

4.2383

6.3518

6.1

2.8123

4.2728

6.4034

3.0079

4.5700

6.8489

3.2100

4.8770

7.3090

8.2

3.2488

4.9359

7.3972

8.5

3.3059

5.0227

7.5273

3.3988

5.1638

7.7387

3.5763

5.4335

8.1429

3.7442

5.6886

8.5252

3.9036

5.9309

8.8883

4.0557

6.1619

9.2345

4.2012

6.3829

9.5657

4.3406

6.5948

9.8833

4.4747

6.7985

10.1886

4.6039

6.9947

10.4826

4.7285

7.1840

10.7663

4.8489

7.3669

11.0405

4.9654

7.5440

11.3057

5.0782

7.7154

11.5627

5.0782

7.7154

11.5627

5.1877

7.8818

11.8120

5.2940

8.0432

12.0540

5.3972

8.2001

12.2891

5.4976

8.3526

12.5177

5.5953

8.5011

12.7401

内径62mm管径下，井口套压8.2MPa下对应的最小临界携液气量为4.9359×104m3/d，高于目前的产气量（1.3957×104m3/d），表明在目前的压力下，采用内径62mm油管无法稳定带液生产。

需要及时采取排液采气措施。

2、YP7井

YP7井采用内径62mm生产管柱生产。

2011.2.25，套压11.5MPa，产气量9.3802×104m3/d，产水15.8m3/d。

根据生产资料计算出不同套压下，内径φ50.3mm、φ62mm、φ75.9mm油管连续携液所需最小气量（见表6）。

表6YP7井套压和管径对携液能力的影响

套压

MPa

不同管径最小携液气量

（×104m3/d）

50.3

75.9

4.5

2.4221

3.6800

5.5150

2.5510

3.8757

5.8084

2.7896

4.2383

6.3518

3.0079

4.5700

6.8489

7.5

3.1108

4.7263

7.0831

7.9

3.1905

4.8473

7.2644

3.2100

4.8770

7.3090

8.1

3.2295

4.9066

7.3532

8.2

3.2488

4.9359

7.3972

8.8

3.3620

5.1079

7.6550

3.3988

5.1638

7.7387

9.9

3.5590

5.4072

8.1035

3.5763

5.4335

8.1429

3.5763

5.4335

8.1429

10.3

3.6276

5.5115

8.2598

10.5

3.6614

5.5627

8.3366

3.7442

5.6886

8.5252

11.3

3.7928

5.7625

8.6360

11.5

3.8249

5.8112

8.7090

3.9036

5.9309

8.8883

由上表可见，井口套压11.5MPa时，内径62mm油管对应的最小临界携液气量为5.8112×104m3/d，远远低于目前的产气量（9.3802×104m3/d），表明目前的压力下，采用内径62mm油管可以稳定带液生产。

3、YP11井

YP11井2011.2.5采用内径62mm生产管柱投产。

根据2011.2.25生产数据，井口油压24MPa，产气量8.5863×104m3/d，产水6.4m3/d。

计算出不同油压下，内径φ50.3mm、φ62mm、φ75.9mm油管连续携液所需最小气量（见表7）。

表7YP11井油压和管径对携液能力的影响

油压

MPa

不同管径最小携液气量

（×104m3/d）

50.3

75.9

4.9654

7.5440

11.3057

5.0782

7.7154

11.5627

5.1877

7.8818

11.8120

5.2940

8.0432

12.0540

5.3972

8.2001

12.2891

24.2

5.4175

8.2309

12.3353

24.5

5.4478

8.2769

12.4042

5.4976

8.3526

12.5177

5.5953

8.5011

12.7401

5.6905

8.6456

12.9568

5.7832

8.7864

13.1678

5.8735

8.9237

13.3735

5.9616

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