深层凝析气结蜡规律的软件模拟与实验研究

2019-11-18刘己全黄怡潇周福建杨向同谭艳新

石油化工高等学校学报 2019年5期

钟诚，汪杰，刘己全，黄怡潇，周福建，杨向同，谭艳新

（1.塔里木油田油气工程研究院，新疆库尔勒841000；2.中国石油大学（北京）非常规天然气研究院，北京102249）

自20世纪30年代美国发现并开发凝析气藏以来，人们对凝析气相态已进行了深入且细致的研究[1]。我国目前共发现凝析气藏44个，其中大中型凝析气藏（田）13个，主要分布在渤海湾、塔里木、吐哈等盆地及东、南沿海陆架地区[2]。凝析气藏开发最突出特征是在温度、压力下降过程中储集层凝析气会反凝析而析出液态凝析油，同时含蜡凝析气藏会进一步析出固相蜡，形成气-固-液三相共存的状态[3-4]。相对于析液而言，严重的结蜡问题会造成气井产量急剧降低，甚至停产。因此，研究凝析气结蜡规律是预防气井结蜡的重要前提。

当前，高温高压凝析气“气-固-液”三相变化过程研究方法主要包括软件模拟、理论计算和物理模拟实验为主。高温高压环境凝析气析蜡现象的物理模拟实验主要包括激光法、显微法等。朱维耀等[5-7]通过高温高压可视化微观模型研究了凝析气在微观可视化仿真模型中的渗流规律，对凝析油的形成、分布规律及流动方式进行比较详细的解释和阐述。刘健仪等[8-10]使用加拿大DBR公司的无汞高压固相沉积探测系统（SDS）对高温高压凝析气相变行为进行研究，其主要原理是通过记录和观察均一单相的油气藏相变过程中对激光的透射率出现的拐点确定固相析出点。本文以博孜区块104凝析气井井流物样品为例，通过KBC Multiflash结蜡模块对凝析气析蜡规律进行数值模拟，并结合自主研发可视化高倍显微耐高温高压固相沉积测定仪测量的析蜡点进行拟合校正，为凝析气井防蜡工艺提供指导意义。

1 凝析气析蜡规律实验研究

1.1 实验材料

实验用凝析气由斯伦贝谢公司在井深6 821.77 m处取得，流体样品体积700 mL，取样点压力115.7 MPa，取样点温度123.66℃，井号为博孜104井。气油比为21 095 m3/m3，井流物的摩尔分数C1+N2为87.328%，（C2～C6+）+CO2为 11.928%，C7+为0.746%。

1.2 主要实验设备

自主研发的耐高温高压显微可视化固相沉积测定仪可直观观察到凝析气在相变过程中蜡晶形成过程、形态，其最小可观察蜡型尺寸为1～14 μm，设备主要包括恒温系统（-30～200℃）、耐高压可视化蓝宝石窗口、耐高压平衡釜（0～150 MPa）、搅拌系统、温度传感器、恒速恒压泵、电脑控制系统等。

其他实验设备：PVT240/1500FV型超高压PVT仪（法国ST公司），其工作压力为0～150 MPa，温度为20～200℃。精度：压力±0.01 MPa，温度±0.1 K，体积±0.01 mL；Agilent 7890A型色谱分析仪（安捷伦科技（上海）有限公司）等。

1.3 实验流程

整个实验过程均在高温高压可视化系统中完成，其实验流程主要由注入系统、PVT相态仪、闪蒸分离器、油/气相色谱仪、固相沉积测定仪等组成（见图1）。实验包括三部分：地层凝析气相态实验，地面凝析油石蜡沉积实验和地层凝析气析蜡点测试实验。

图1 凝析气相态与析蜡实验流程Fig.1 Experimental flow chart of condensate gas phase behavior and wax precipitation

1.4 实验结果与分析

1.4.1 凝析气PVT露点线实验又称相态包络线测试，它是气相区和两相区的分界线，该线代表气相摩尔分数为100%，当压力降低到露点压力时，体系会出现第一批液滴。凝析气藏凝析气露点线的测试，可用于预测模拟凝析气藏在降温、降压开采过程中凝析气何时产生液滴。博孜104井凝析气在气藏温度123.7℃时露点压力为42.78 MPa（见图

2）。根据实验结果可知，一定温度范围内，凝析气露点压力随温度升高而降低，这主要是由于温度升高，气相重烃分子溶解度降低，重烃分子更易析出形成液滴。

1.4.2 凝析气析蜡点测试实验凝析气在不同压力下，析蜡温度点存在一定差异，这与单一油相析蜡点只受温度影响明显存在不同。高于露点压力时，C20+重烃组分可以在气相中形成蜡沉积且析蜡温度受压力影响较小。压力降至露点压力以下，重烃在液相中溶解度增加，析蜡温度降低[11-18]。图3为博孜104井凝析气相态包络线与析蜡曲线。从图3可以看出，在露点压力以上，凝析气平均析蜡温度为29.8℃，受压力影响较小；露点压力附近，凝析气析蜡点出现明显拐点，呈现增大趋势，后随着压力降低而逐渐减小。拐点产生主要是由于露点压力附近优先析出重烃组分形成的蜡晶造成的。凝析气相态包络线在设备测试范围内没有出现临界点，但存在气相、气-液两相、气-固两相、气-固-液三相共四个相态区域。由图3还可知，地层、井筒与地面管线中是否产生凝析现象与其P-T关系位于相图中不同的位置有关：气相区域内均不会产生凝析物堵塞问题；气-液两相区域会产生凝析油，降低储层渗透率，降低气井生产与地面管线输送效率；气-液-固三相区域会同时产生凝析油和蜡堵问题，气-固两相区域会产生蜡堵问题。

图2 博孜104井露点压力随温度变化Fig.2 Curve of dew point pressure with temperature change,Bozi 104

图3 博孜104井凝析气相态包络线Fig.3 Condensation gas phase envelope of Bozi 104 well

2 凝析气析蜡规律软件模拟与校正

凝析气析蜡规律的模拟预测采用KBC Multiflash 6.1软件Wax模块，根据组分数据结果，井流物样品中的蜡摩尔分数和重馏分的分子质量（在这种情况下是C30+）两个关键数据缺失。因而进行模型预测需要定义储层流体中的蜡摩尔分数。Multiflash模型预测得到的露点和析蜡温度（WAT）与实验室测量值进行比较，若模型匹配性较差，则使用实验室分析数据转换模型。建模预测具体步骤如下：

（1）定义储层流体的蜡摩尔分数。起初假定储层流体中蜡摩尔分数为C20+的总量。

（2）定义蜡预测模型，设置蜡摩尔分数为零时绘制露点压力线及析蜡包络线。

（3）预测得到的露点与实验室测量的露点相比较，如果差异较大（如＞5 MPa），则通过室内测定的露点压力拟合露点压力线。

（4）在蜡摩尔分数为零时绘制析蜡包络线。若预测的析蜡温度高于测量析蜡温度，则改变蜡摩尔分数直到预测的析蜡温度与测量析蜡温度匹配。

（5）如果预测得到的析蜡温度低于或高于测量析蜡温度，回到步骤（1），增加蜡摩尔分数使其包括较小的组分（例如C19+、C18+或C21+、C22+），然后重复步骤（1）—（3）直到预测析蜡温度值与测量的析蜡温度值相匹配。

2.1 凝析气露点线预测与校正

定义凝析气样品蜡模型，假定所有C20+组分都是蜡，预测得出露点压力线，预测露点压力与实测露点压力之间的差值约为10 MPa，拟合实测的露点压力，再次预测得到拟合后的露点压力线。图4为预测露点压力线及拟合后的露点压力线。

图4 预测露点压力线及拟合后露点压力线Fig.4 Predicting dew point line and the matched dew point line

2.2 凝析气析蜡线预测与校正

通过增加蜡摩尔分数使其包括较小的组分（例如C19+、C18+或C21+、C22+），并重复步骤（1）—（3），预测得到拟合露点压力前的析蜡温度、拟合露点压力后的析蜡温度及拟合实验室实测析蜡温度后的析蜡线，预测结果见图5。从图5可以看出，拟合露点压力后只影响到露点压力线周围的析蜡温度。拟合实验室实测析蜡温度后，模型预测常压下析蜡温度为17.6℃，实验室实测温度为14.7℃，模型预测得到的析蜡温度线略高于实验室析蜡温度测量值。因此，当模型定义总蜡摩尔分数为C20+时，模型预测给出了较好的拟合，得到符合要求的析蜡温度值，误差小。

图5 拟合露点压力前后的析蜡线及拟合实测析蜡温度后析蜡线Fig.5 The waxing line before and after matching the dew point pressure and the wax temperature after matching the measured wax temperature

3 现场应用

3.1 凝析气井筒P-T关系与相态曲线

博孜104井井筒深度6 821.77 m时对应的气藏温度123.7℃，气藏压力115.7 MPa，2017年平均井口温度45.13℃，平均油压80.79 MPa。将井口温度-压力关系与相图绘制于同一曲线中（见图6）。由图6可知，博孜104井从井筒6 821.77 m处到井口的P-T关系曲线位于相态图中的单相气相中，因此，凝析气从井筒到井口不会产生凝析油和结蜡问题。

图6 博孜104井凝析气井筒P-T关系与相态包络线Fig.6 P-T relationship and phase envelope of condensate gas,Bozi 104

3.2 凝析气油压、回压、套压与相态曲线

博孜104井2017年“油压、套压、回压-时间关系曲线”（见图7）可知，博孜104井平均油压80.79 MPa，平均套压 39.02 MPa，平均回压 12.67 MPa。将油压、回压、套压绘制于相态图内，井口平均油压80.79 MPa，位于相图单相气体区域，凝析气从地层到井筒、井筒到地面井口都处于单相气体状态，不会产生凝析油和结蜡问题。凝析气到达井口后通过油气分离器和地面管线输送，平均生产回压12.67 MPa，处于相图的“气-液-固”三相中，并结合博孜104井所在地的全年气温曲线（最高42℃，最低-10℃）（见图8）可知，凝析气在地面分离器和管线中均会产生凝析油和析蜡问题。综上所述，博孜104井凝析气生产过程中，凝析气在井筒中不会产生凝析油和析蜡问题；由于地面输送过程中，生产回压和地面温度变化位于相图的“气-液-固”相态内，因此博孜104井凝析气主要在地面管线中产生凝析油和结蜡问题。