基于井下解码器的EGS合采技术

2021-07-16张彦廷徐敬玉綦耀光于杨杨

中国石油大学学报（自然科学版） 2021年3期

张彦廷, 黄峥, 张晧, 徐敬玉, 王林, 綦耀光, 袁翔, 于杨杨

(1.中国石油大学(华东)机电工程学院,山东青岛 266580; 2.上海昊姆节能科技有限公司,上海 200335;3.河南科技大学土木工程学院,河南洛阳 471003)

增强型地热系统(EGS)是现阶段利用地热能进行发电的主要研究技术。该技术原理表现为:通过将换热工质进行“注入-提取-换热-再注入”的循环式作业,实现对目标地热层热值的提取及利用[1]。对于EGS关键技术的研究,国内外已取得许多相应成果[2-9]。但是从经济性角度考虑,Rutqvist等[10]通过对储层进行换热模拟分析,得出换热过程随着作业时长增加,换热区域存在一定的临界边界。从技术性角度考虑,同井筒同压力体系下多储层的合采作业生产中,由于各储层进井压力差异显著,复杂多变,生产中最大的问题是层间干扰现象,致使虽然开发模式为合采,但产量及效益甚至不如单采井,并且严重的干扰现象诸如储层倒灌还会对地层造成永久伤害[11-13]。因此在EGS技术开发过程中,需要对工质流量、压力进行调节,优化热值生产,一方面需要满足在不同生产阶段内换热储层不发生井下干涉、倒灌等现象,另一方面需要实现整个EGS系统在其产量内热值利用最大化[14-15]。为此笔者结合井下解码器等技术,形成井下多层位换热合采的EGS开发技术,能够控制各个换热层的进井油压,可满足整个管柱内压力体系相互兼容,避免生产中出现干扰现象。并通过设置节点,结合Beggs-Brill迭代法建立基于井下解码器的EGS合采井筒压力与产量模型,探究明解码器技术中作业滑套的层位及闭合位移会对EGS合采系统内压力梯度变化及工质产量产生影响。

1 基于井下解码器EGS合采技术设计

1.1 EGS合采技术

同井筒同压力体系下多储层的合采作业生产中,由于各储层进井压力差异显著,复杂多变,生产中最大的问题是层间干扰现象,致使虽然开发模式为合采,但产量及效益甚至不如单采井,并且严重的干扰现象诸如储层倒灌还会对地层造成永久伤害。

井下解码器及配产器等技术均可作用在井下调压过程中。其中配产器与分采器类似,通过增加压力损耗,提高液体流速来调整井筒内压力,该技术用在调压合采作业中会受到两方面的限制:一方面此类技术只适用于初始调压作业,在后期的生产过程中,是无法对井下的配产器参数进行调整的;另一方面,由于此类技术调控工艺较为简单,因此只适用于层数较少(通常为两层)的合采井适用开发[16]。

井下解码器技术是由地面通过液压管线向井下解码器打入液压,在控制对应的液压滑套开关后,再由液压控制滑套位移来调整工质进入油管的入流面积,从而控制各个换热层进入油管的压力,即可满足整个油管内压力体系相互兼容,避免生产中出现干扰现象。

1.2 解码器设计

EGS地热井通常较深、井下空间有限,避免由于管线过多导致管线在井下缠绕、堵塞等现象,采用三线路控制六层位的井下解码器技术进行EGS的合采作业。现阶段三线路控制六层位的井下解码器技术工艺过程大都较为复杂,针对EGS的合采要求,设计一套较为简单的解码器作业工艺,并附上相关液压线路,其管线原理见图1。

图1中,井下每层位均有两个顺序的二位二通阀连接着作业滑套,其中二位二通阀左端为进液控制端口,右端为复位端口,共同组成一个解码器译码系统,每层位上对应的译码系统接口与三根液压管线连接方式不同,形成层位译码,构建整个井下解码器组。

图1 解码器原理简图

解码器设计为两个顺序的二位二通阀组合,选用阀的开启压力为低压px,对应滑套的开启压力为高压pX,将3根液压管线命名为管线a、b和c,上级二位二通阀为阀A,下级二位二通阀为阀B,三根管线a、b、c分别通过地面二级控压系统进行压力控制,给定的滑套作业动力为一级作业力,解码器所属的二位二通阀开启压力为二级作业压力,通过一级作业压力大于二级作业压力的设定,同时基于通压顺序的不同,实现三管线控制六层位的作业工艺。解码器第一层滑套工序如下:

(1)第一层位滑套正向位移(井底方向)。对管线c进行通压,打开阀A(第一层位阀A表示为A1),对管线b进行通压,打开阀B,滑套向井底方向工作,到达规定级数后停止对管线c通压,关闭阀A,滑套工作停止。

(2)第一层位滑套反向位移(井口方向)。分别对管线c、b先后通低压px,打开阀A,B,后对管线a通入高压pX,滑套向井口工作,到达规定级数后,先后停止对管线c、b通压,关闭阀A、B,滑套工作停止。

2 理论验证

2.1 层间干扰验证

表1为地层参数。根据表1中解码器作业工艺结合构建的解码器译码系统连接方式,以第一层位解码器正向位移作业的工序为例进行解码器作业的独立性验证。按照工艺,首先对管线c通入低压px,在低压px作用下,可以同时打开第一层位与第二层位的阀A,且其余4个层位上的阀A无法通开,再对管线b通入低压,此时除了可以打开阀B1外还同时通开阀A3与阀A4,1 min后对管线c进行保压,且将管线b的压力切换为高压pX,第一层位滑套向井底方向工作,第二层位与第四层位阀B无法打开,第三层位由于管线c处于保压状态无法开启滑套工作,第五层位与第六层位阀A无法打开,因此除第一层位可按照需求独立工作之外,其他层位均不满足工作条件。

表1 地层参数

综上当第一层位作业滑套进行作业时,其余5层的滑套并没有开启条件,因此依照所设计的解码器工艺结合顺序连接的译码系统进行作业,可以保障井下解码器独立进行作业,不发生干涉现象。以井底作为滑套位移的正向作业方向,井口作为滑套的反向作业反向,通过控制井下滑套位移,调节油管内的过流面积,可以调节每一层位的进井油压,确保在油管内的压力体系不发生倒灌等较为严重的层间干涉现象。此外井下解码器可以独立控制每一层位的滑套位移,即可以独立控制每一层位进井工质的产量,进而优化整个EGS换热过程。

2.2 井筒内合采技术压力产量控制验证

根据解码器技术能够独立控制每一层的滑套位移与产量,但要实现整个EGS系统在其产量的最大化,需考虑井筒内6个层位耦合的压力产量模型。解码器技术适用于EGS合采作业的前提是确保井下压力体系的可控性[17]。

根据井下解码器技术的作业原理,层位与层位之间由封隔器隔开,油套环空的压力体系相互独立。油管内的压力体系视为一个整体,控制地面井口压力及滑套位移改变整个油管内的压力梯度。压力模型包含6个层位的储层压力、进井流压及油管压力体系所对应的层位压力。

图2中,pri为6个层位的储层压力,MPa;pwfi为由储层进入管套环空的进井流压,MPa;pi为储层对应的油管内压力,MPa。

图2 不同作业时长下换热区模拟

假设:①假定工质为不可压缩的单相流体;②设在储层中工质循环流动遵循渗流规律及达西定律;③假设油管采用隔热材料,不考虑工质在油管内的温度损失,且温度对工质黏度影响不大;④假设每一层滑套所控制的油管开口上下均匀。

根据井下的层位关系,在井筒内建立节点,由井口端至井底,分段计算井筒内的压力梯度,将井筒分为6段,分别采用数字0～6表示。

模型中节点间压降计算采用Beggs-Brill梯度模型进行迭代计算,表达式为式(1),表征了管道内压力随工质位势差、流动摩擦损耗及工质流动加速度的变化。

(1)

式中,p为管道内压力,MPa;Z为流动位移,m;ρ为井内工质平均密度,kg/m3;v为井内工质平均流速,m/s;dE为单位质量的井内工质机械能量损失,J/kg;θ为管道与水平方向夹角,(°)。

参照Muradov, Eggs等[18-19]研究中的Beggs-Brill梯度法,结合建立的井筒节点压力模型导出井筒内的压降表达式为

(2)

式中,h为井深,m;ρi为井内工质密度,kg/m3;θ为井身坡度,(°);qi为当前井筒内工质流量,m3/d;vi为当前井筒工质流速,m/s;dp为井筒油管内径,m;Ap为油管截面积,m2;pi为当前井筒内压力,MPa。

在节点工质流量计算中,通过建立质量守恒方程,结合达西渗流模型,由储层流进管套环空的工质流量与换套环空流进油管内的工质流量应相等,根据节点的对应参数得

(3)

其中

Cq=0.964Re-0.05.

式中,qi为第i层位工质产量,m/d;pri、pwfi和pi分别为第i层位的平均储层压力、工质的进井流压和油管内压力,MPa;ki为第i层位的储层渗透率,m2;hi为第i层位的储层有效厚度,m;rei为第i层位的供油半径,m;rw为井筒的井眼半径,m;si为第i层位的表皮系数;μ为工质黏度,Pa·s;a为不同单位制的换算系数;ATi为第i层位滑套作用下油管孔口的通流截面积,m2;Cq为滑套作用下油管的孔口系数;Re为雷诺数。

q0=∑qi,i=1,2,…,6.

(4)

每个层位的参数变量关系可以用图3表示。

图3 节点参数关系

调整任一层位的滑套位移及井口压力,均可以改变整个管柱的压力梯度,从而调整工质总产值。结合压力模型给出模型的调控流程,见图4。

图4 解码器多层产量调控流程

根据井筒压力模型,适当地调整井口压力以及每个层位上的滑套位移,可以有效控制生产井井筒的压力梯度,从而控制每个层位上工质的循环流量,避免由于工质流量过大对储层结构造成不可逆的破坏,并以此来调整EGS系统的预期工质产量。

3 实参分析

建立的模型为层深2 700 m的地热井模型,其中含有6个埋藏深度不同的换热储层,储层间设有封隔器环封,假设6个储层之间无孔隙联通。地层的生产参数借鉴了中国羊易ZK212井、韩国PX-1 井等地热井完井后的井况参数[20-22],建立井筒内6个层位的地层参数见表1。

模型采用内径为122 mm套管,内径为48 mm油管。所设定的泄流半径为10 m,工质参数采用常规下水与CO2的密度、黏度、溶解气液比等,井口压力为1.2 MPa,设置初始工质流量为1 500 m3/d。选用具有最大位移量103.1 mm,7级滑控位移的滑套结构。

带入用于计算井筒压力梯度的迭代流程,可得出各层位滑套作业下井筒不同阶段的压力梯度变化,见图5。

图5 滑套位移与井筒压力梯度关系

通过该井况所反映的数据显示:由第一滑套至第六滑套作业过程中,第二层位与第三层位阶段的压力梯度变化最为显著,达到了0.001 32 MPa/m;第二层位与第三层位阶段的压力梯度变化也达到了0.001 15 MPa/m;第一层位至井口阶段的压力梯度变化最为平缓,仅为0.000 16 MPa/m。在解码器井筒控压控制EGS合采作业过程中,下层位的滑套作业将使井筒内压力梯度变化更加显著,以此可以有效控制井筒压力梯度的变化速度。

不同层位滑套作业下的各层位工质产量变化关系见图6。

图6 滑套位移与各层位工质产量关系

由图6中可以看出,原始工质产量与所对应的层位生产参数相关,模型中第三层位的生产参数使得在无滑套调压作业情况下,该层位的工质产量达到最高。而滑套影响下,每一层位的滑套作业将显著影响该层位的工质产量。根据计算出的数据可以看出,每个层位滑套的作业虽然降低了该层位的工质产量,但其余层位的产量均会呈一定的增长趋势,由滑套位移与各层位工质产量的变化关系,得出该EGS合采模型下滑套位移与工质总产量的变化关系,见图7。

由图7可以看出,并不是滑套闭合位移越大,产量越低。当解码器不工作时,工质产量为929 m3/d;在第二层位滑套发生闭合位移时,井筒的总产量呈上升趋势,滑移至第7级时,工质总产量达到最大值为977 m3/d,相对于无解码器工况下提高5.2%;当第四、第五和第六层位滑套作业时,滑套滑移至第4级时,工质总产量提升量均达到最大值,提升量分别为17、23和44 m3/d;第三层位滑套进行作业时,随着滑套闭合位移增大,总产量逐渐下降;第一层位滑套作业时,总产量变化不显著,产量趋于平稳。