多相流体取样新技术及其应用.docx
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多相流体取样新技术及其应用
多相流体取样新技术及其应用
一种新型多相流体取样仪器可帮助作业者采集代表性流体样本,而无需分离设备。
新型取样仪器使用更高效、更精确的多相流量计,能够实时分析流体组分,有望取代常规测试设备。
对于油田开发规划或生产管理人员来说,试井数据质量差与没有试井数据一样糟糕。
采用不可靠的数据进行长期规划(尤其当对大型或复杂油气藏进行模拟时),必定会导致不理想的开采策略。
一些常见的事件往往会使测量结果出现错误,此类事件如井中流体的流速超出试井分离器的测量范围,或者井中流体以泡沫、油水乳液、稠油或富凝析液湿气的形式到达地面。
高效开采地层流体需要准确预测温度和压力变化对流体及地层特性产生怎样的影响。
在偏远区域或深水平台,受基础设施缺乏、空间与重量限制以及运输后勤难度的影响,传统的试井与计量设备变得不切实际。
深水中采出的流体需在接近零度的水下环境中流经数千英尺的管线才能到达地面,这一过程中流体受到冷却,有时无法将其加热到实现分离的温度。
石油行业不仅面临这些难题,而且在作业者的资产组合中,有一部分储量因以前很难经济开采而没有开采,这部分储量所占比例正在日益提高,其中包括稠油、湿气和其他难于实现相分离的非常规流体等。
在必须考虑空间和重量因素或存在很难进行相分离的复杂流体的生产设施中,多相流量计(MPFM)作为传统分离器与测试设备的替代设备,很快获得认可。
与传统分离流量计和测试设备相比,多相流量计操作更简便,体积更小,同时可在无需事先对流体进行相分离的情况下测量流速。
此外,MPFM为流通式装置,操作更安全,不会形成需要处理的流体(下图)。
而对于分离器来说,流体必须经受一段时间的压力和高温,以实现分离。
体积更小、质量更轻。
传统的CleanPhase测试分离器(左)的占地面积为6.0×2.46米,高2.70米(19.7×8.1×8.9英尺),重15000千克(33000磅)。
而PhaseTesterMPFM(右)的占地面积为1.50×1.65米,高1.77米(4.92×5.41×5.81英尺),重1700千克(3750磅)。
然而直到最近,一个明显的弊端影响了MPFM的使用效果,即缺少用于验证的代表性流体样品,这使人们对不分离流速计算数据的准确性缺乏信心。
在测定地层容积比和干气特性(用于最小化流量测量中的不确定性)方面,代表性流体样品发挥着至关重要的作用。
另一种井下取样方法是利用电缆仪器采集流体样品,并将其在地下环境条件下通过取样筒取至地面,然后送至实验室进行分析。
由于这一过程存在需要修井的风险和费用,因此许多作业者更倾向于在地面通过分离器获得样品。
井下取样需要以确保样品能真正代表整个储层的方式进行,这同样也影响了井下样品分析的准确性。
储层流体性质变化无常,必须在储层内复杂流体空间分布的框架下对实验室结果进行分析。
不确定的地层分隔增加了井下取样的不确定性。
存在多个断块的储层可在一个产层内产出极不相同的流体,从而对总采收率产生影响[1]。
为了应对这些难题,斯伦贝谢开发出了PhaseSampler流体取样与分析系统,可与便携式PhaseTesterMPFM或永置式PhaseWatcherMPFM配合使用。
取样仪器体积小巧,可安装在MPFM上,且操作简便(下图)。
通过这几种服务的配合使用,实验室测试对常规流体的流速与特性数据进行了计算,结果与传统方法获得的数据具有相同的准确度。
连接简单。
PhaseSampler多相取样设备(插图)安装在PhaseTester或PhaseWatcherMPFM的取样孔上。
该取样设备体积小巧、操作简便,无需额外的外接电源。
实验室测试结果还证明,与传统的分离器相比,利用MPFM测试产出稠油与湿气的油气井时,可获得更加准确的流动、流量和流速瞬间变化数据[2]。
相分离的效率太低,一般无法满足精确流量计算的需要。
在制定储层开采策略的过程中,确定流体性质、计算流速和预测流体动态是密不可分的几部分。
随着流体与储层复杂性的不断增加,准确确定这几方面因素变得更加重要。
这主要是因为测试结果以前被认为只不过是辅助完井决策的普通工具,而现今测试结果已成为建模和开发规划必不可少的数据来源。
利用MPFM获得的生产数据用于预测油气井开采多年以后出现的问题以及流体组分随着温度与压力的变化而发生的变化。
本文介绍了斯伦贝谢近期开发的多相取样仪器,它无需传统分离器即可获取流体样品,是对多相流量计的完善补充。
西伯利亚的一个实例说明了如何通过多相取样与流量计对偏远的凝析油井进行测试,从而提高流量。
另一个阿尔及利亚的实例则展示了利用新型取样系统获得流体性质数据的准确性。
缩小误差范围
多相计量技术。
PhaseTesterMPFM技术以利用压差传感器来测量文氏管中的质量流量为基础,该质量流量测量法是众所周知的用于单相流动状态的流速计量法。
通过钡源发射伽马射线,并测量两个不同能级上射线的衰减情况。
在多相介质中测量射线的衰减情况可用于计算流体密度以及油、气和水的质量/体积比例。
将这些技术与数学模型相结合,可提供有关油、气和水的生产信息。
工程师可利用这些试井数据连续诊断生产异常现象,迅速解决问题并实现油井的高效开采。
这一技术也可用于在洗井过程中获取流速测量数据。
MPFM技术以文氏管压差测量方法为基础,该方法是一种众所周知的单相流测量法,可通过添加一个核部件实现多相流测量,用于测量油、气和水的总质量流量和持率(上图)[3]。
与必须利用分离器进行的定期诊断相比,获得的试井数据可用于连续识别生产异常现象。
同样也可在洗井过程中采集数据,从而加强对可能出现的流动保障问题的了解、更好地评价井动态并减少试井时间。
这对于分离器来说是不可能实现的,利用分离器测试时,必须保持离线状态,直到钻井液或在钻完井过程中进入地层的其他污染物返出。
利用MPFM进行试井的直接经济效益还包括减少了设备的占地面积。
并且由于需要很少或无需稳定时间,因此能够在单位时间内测试更多的井。
这些特性对于节省时间和空间直接关乎项目经济效益的偏远区域和深水作业来说,尤其具有吸引力。
作为一种生产监测工具,MPFM的优点包括:
对脉动流动有出色响
应;需要很少或无需稳定时间;不会受到复杂流动状态(如段塞、泡沫或乳状液)的影响等。
MPFM的操作不易受流速、相持率或压力状态变化的影响,因此无需过程控制。
作业者可利用MPFM的这些特性识别一些时间相关事件,如流动状态的变化或开始形成水化物等。
因此,井场工程师能够在生产效率受到影响之前,调整油井处理方案、流速或其他参数。
MPFM设备用于测量管线环境下的流速。
因此,工程师必须通过PVT计算将这些测试结果转化成标准状态,以便于计算油、气和水的流速。
需要三组PVT数据来计算标准环境下的流速:
密度、体积换算系数(从管线环境到标准环境)和溶解率。
当稠油为其中一相时,还必须考虑管线环境下的流体粘度。
通过分析采集的样品可获得这些数据,可在地面采集样品或在可行的情况下,利用电缆仪器(如QuicksilverProbe取样器)在井下采集[4]。
在多相环境中,可以两种方式在地面采集样品。
第一种是利用传统三相分离器获取已知量的各相代表性混合样品。
第二种是在管线环境下采集一组代表性相样品(油、气和水),并单独测量混合流体中的各个相比例以重建整个流体环境[5]。
分离器取样
通过分离器获得的样品来计算流速,其准确性受到质疑,因为正确的分析结果取决于热动平衡。
在这种状态下,液体与气体处于相同的压力与温度下且彼此互相平衡。
有关分离过程中真正达到热动平衡的时间和位置等问题的讨论仍在继续,但专家普遍认为在流体流经节流器后的数英尺时达到这一状态,管线装置中出现管道尺寸或其他压损变化。
因此,在从管线采集的样品中,各相的温度和压力通常不能达到平衡状态[6]。
此外,不可能在高压环境中获取分离器样品,并且当其中一相处于优势地位时,会出现明显的气中带水或水中带气现象并影响流量测量结果[7]。
一旦采集到各相样品,即可通过几种方式获得流体性质数据。
这些方式包括:
利用黑油模型(BOM)并通过储罐测量数据来评价流体性质;井场测量;利用在油田勘探和评价阶段获得的PVT数据进行状态方程(EOS)计算;或进行全面的PVT实验室分析。
黑油模型以统计函数为基础,假设储层流体由三相(油、气和水)
组成。
压力、温度和密度数据为输入参数,流体组分包含在统计测量结果中,根据统计测量结果可推导出相互关系。
与BOM模型相比,EOS模型包含更多的流体性质参数并能给出更加科学的解释,但EOS模型仅与PVT数据分析具有相同的准确性。
当流体随压力和温度的变化而发生改变时,PVT数据就不再能代表流体,则这些模型就不能发挥有效作用。
在出现这些条件的情况下,只能对一些必要数据进行估算,因此其不确定性水平增加到BOM模型的不确定性水平。
为了确保井场测量数据的准确性,必须由专家进行测量,而专家不一定随时在现场。
PVT实验室分析虽然耗时,但如果数据的准确性要比生产时间损失更加重要,这就不是一个问题。
虽然可以根据对比关系进行计算,但对比关系可能会影响某些流体计算结果的准确性,并且对比关系特别不能适用于稠油与凝析油环境。
管线取样
采集管线环境下的代表性相样品可减少由于压力、温度和流出物的变化所产生的不确定性。
然而在有些情况下,多相流动状态的复杂性使得作业者不能一次获得一个单独的相样品。
为了应对这一难题,研究人员开发出了PhaseSampler系统,对于在管线环境下其中一相占优势地位且油、气和水处于平衡状态的液流而言,该系统可用于在该液流的区域内进行取样。
系统硬件包括:
●安装在流量计端口的三探头取样器。
●光学相探测器,用于检测流入或流出样品室的流体类型。
●工具包,可在井场直接测量在管线与标准环境下的关键流体性质数据,以输入至各类MPFM。
●______专用数据采集软件,用于接收流体性质测量数据,是标准多相流量计对比方法的替代方案。
通过样品采集器,探头被放置在管线的多相流中,并使文氏管位于探头前方。
这样的位置安排可确保样品充分混合,且不会受到段塞流或类似流动异常现象的影响,从而能代表文氏管正在测量的流体。
其中两个探头分别位于油管顶部和底部,朝向上游方向,主要采集液体样品。
第三个探头位于流动通道的中部,朝向下游方向,主要采集气体样品(下图)。
多相取样。
PhaseSampler探头在液流内的位置和方向可确保其能采集在管线环境下的离散相富集样品。
其中两个探头分别位于流动通道的顶部和底部,朝向上游方向,主要采集液体样品。
第三个探头位于油管中部,朝向下游方向。
大量实验表明这样的位置安排最大限度地减少了流入油管的液体量,使采集的样品主要为气体。
采集的流体样品放在相分离样品室内,直到采集到足够量的目标相样品(下图)。
单相分离。
探针采集的流体(上,黑色箭头)进入样品室(左中),通过光学相探测器对油、气和水进行识别。
这一动态流体剖面测量法贯穿于整个取样过程。
利用液压驱动活塞(右中、左下-底部水管线未显示出)将非目标相从样品室驱替至管线,直到样品室中仅剩下目标相为止(右下)。
之后将单相样品放置在闪光装置中,利用相取样器硬件测量流体性质,或将其转移至取样瓶中,并运送至PVT实验室进行再混配PVT研究[8]。
对MPFM测量结果的准确描述提高了GOR数据的精度,从而可实现更可靠的再混配与后续PVT分析。
采集样品的有效性对于再混配来说至关重要。
为此,斯伦贝谢提出了一套质保/质检(QA/QC)理念,包括取样QA、快速取样QC、饱和压力确定以及在可行的情况下,利用分离器或井下样品进行交叉检验等。
其中,最有效的QC工具为PVTExpress,可现场确定取样温度下的泡点(下图)。
质保与质检。
在取样温度下获得的饱和压力可用于验证多相取样装置获得的样品。
液体样品泡点(上)和气体样品露点(未标注)应与取样压力相等。
当在管线环境和热动平衡状态下获得有效样品时,液体与气体的相态包络线在取样点相交(下)。
为了确保数样品质量,取样泡点测量值的可接受误差为±5%。
由于露点值测量的难度更大,因此露点测量值的允许误差为±20%。
(根据Afanasyev等人的资料修改,参考文献2。
)
在再混配中成功再现原始地层流体取决于若干因素,包括储层条件、井参数和取样程序等。
例如,当井底流压低于原始露点压力时,地层流体就会双相流动,就不能开采地层或近井区域存储的流体。
因此,再混配只反映管线中的流体。
可通过物理或数学方式完成再混配。
物理再混配需要油、气或水的单相样品,以及通过MPFM测量获得的气/液比。
虽然数学再混配中无需进行物理实验,但却需要一些额外信息。
输入的数据包括再混配条件下的液体密度、液体分子量、气体膨胀系数和液/气比等。
虽然物理方法需要投入更多的时间和人力成本,且更容易出现人为误差,但与数学方法相比,该方法具有明显优势。
这些优势包括:
●单相样品、结果确定
●减少了计算带来的不确定性
●能够进行进一步分析
●实验饱和点
●地下与储罐条件下密度
通过再混配,可建立地层或开采条件下的单相流体组分模型。
物理方法可依照实验参考点对该模型进行微调。
然后利用状态方程模拟复杂测试。
可利用获得的地层流体模型了解油气田的开采情况,并可将其用于油气田的勘探、开发、生产和预测[9]。
西伯利亚实例
有些情况下,很难通过传统的分离器来了解油气田的开采情况。
例如,在高气体体积系数(GVF)的油气田,样品必须具有真正的代表性,否则PVT属性的精确性不足以进行正确的流速计算[10]。
传统方法对相分离的要求较高,而对于此类流体来说,相分离难度很大,因此利用传统方法很难采集到这些样品。
多年以来,作业者Rospan国际公司一直通过定期进行常规测试来计算流速。
2007年,该公司开始研究多相试井项目,以改进其在西伯利亚北部Urengoyskoe凝析油田的地质与动态模型。
之所以做出上述决定,是由于大部分储层的开采环境均在露点之下,因此需要更全面地了解储层的开采情况。
尽管早期开采已经出现衰竭现象,但分析人员认为储层未来还有很大的生产潜力[11]。
该油气田发现于1966年,位于北极圈以南80公里(50英里)处。
在该地区采集代表性流体样品并将其运送至数千英里外的实验室进行分析是不切实际的,并且需要高昂的成本。
此外,复杂的储层构造、较高的地层压力以及采出液的物理与化学性质,使得作业者很难进行传统的试井作业和数据解释。
大部分产量来自地下3000米(9800英尺)处的Achimov地层。
储层由砂岩和粉砂组成,夹杂泥岩带,储层呈不规则分布,岩相变化非常明显。
油层和气层的净产层厚度分别为0-5米(0-16英尺)和0-60米(0-197英尺)。
平均孔隙度为15%-18%。
含油饱和度为60%,含气饱和度介于56%至77%之间[12]。
地层压力为530-660巴(7700-9570psi),地层温度为17°C-91°C(62°F-196°F)。
GVF介于97%至99.5%之间。
Rospan公司利用PhaseTester多相流量计和PhaseSampler装置解决了有关距离远和储层复杂的问题。
斯伦贝谢PVTExpress便携式实验室服务可在现场提供气体与凝析油的组分分析。
这些样品用于进行样品验证与流体性质描述[13]。
在一口井中,PhaseSampler装置采集了MPFM流体,井下单相取样器采集了井底流体样品。
由于取样压力高于露点,因此为储层流体最初为单相。
但在储层流体流至地面的过程中,压力降低使得储层流体分成两相。
之后对样品进行了分析,并利用取样周期的平均气/液比对其进行了再混配。
采集的多相样品与井底样品的相态包络线在图上的取样点处相交,表明凝析油和气体相在穿过流量计时处于平衡状态(下图)。
利用井下样品(BHS)验证地面样品。
该图将BHS相态包络线和多相取样装置采集的数学再混配样品进行叠加显示。
图中也显示出了井下条件与管线环境,以供参考。
多相样品的包络线在取样点处相交(绿色圆点)。
在状态方程中利用单相储层样品(SRS)获得其相态包络线。
最佳拟合相图(蓝色)向露点测量值(橙色三角)和数学方法再混配的单相样品(红色曲线)靠近。
从图中可以看出,通过该试验作业者得出了以下几个重要结论:
●多相取样装置的样品可作为再混配的可靠原始材料。
●再混配获得的气/液比可用于再现单相流动情况。
●与实验参考点相比,状态方程模型的效果更好。
●多相取样与测试是地层流体模拟的有效工具。
在该油田进行的第二项研究中,利用井场分析设备和PhaseSampler服务工具对从新井中获得的样品进行了物理再混配。
在储层条件下将样品还原一天后,将25厘米3的样品送至PVT实验室进行质检,并确定饱和压力。
该实验测定的露点压力为376.8巴(5463.6psi),基本上与先前基于数学方法再混配的状态方程预测的382巴(5539psi)一致。
这一结果证明了利用物理方法再混配多相取样装置所采集样品的可行性。
同时也表明,与通过在下游放置分离器的常规方法获得的样品相比,利用多相取样装置采集的样品更容易完成再混配。
研究结果最终表明,物理再混配与井底数据相结合可为作业者提供有关流动状态的基本信息。
基于以上实例以及六个月内所做的其他努力,斯伦贝谢与Rospan公司的团队制定了一套专门针对Urengoyskoe凝析油田的多相取样与分析方案。
该方案包括在每口井使用多相取样装置和MPFM。
如果条件许可,该方案规定在最大和最小油嘴尺寸下分别采集一个样品,并将其送至实验室进行分析。
对每个样品对都进行数学方法再混配,并对从新井中获得的样品进行物理方法再混配。
每隔四口井采集一个井下样品。
阿尔及利亚实例
在Urengoyskoe油田中,流量与流体性质测量难题是复杂地质情况和位置偏僻造成的。
在阿尔及利亚东部的Berkine盆地中,作业者在流体参数变化明显的四口井中进行了多相取样试验。
油井的GOR为1000-18000英尺3/桶(176-3200米3/米3),API重度为40-53,底部沉积物和水在0%-33%之间,水的含盐量从淡水到过饱和盐水[14]。
Sonatrach和Anadarko两大作业公司共同合作对Berkine盆地的油田进行管理,他们设法确定PhaseSampler技术是否能准确测量每个井场的储层流体性质。
他们需要完成下述三步验证过程:
●将PhaseSampler测量结果与BOM预测结果进行比较。
●将PhaseSampler和PVT的GOR测量结果及气体组分进行比较。
●通过在相同流动状态下比较多次闪蒸结果,进行重复性测试。
在测量溶解气、对游离气和溶解气进行组分分析以及确定气体体积和密度方面,不同产层的PhaseSampler测量结果与实验室结果十分相近(下图)。
油和气各八次闪蒸的结果证实了多相取样测量的重复性。
有效性验证。
虽然实验室环境温度为77°F(25°C),井场温度在104°F(40°C)至122°F(50°C)范围内,但对溶解气的测量而言,PhaseSampler分析结果与实验室结果十分相近(上)。
在测量游离气(右上)、溶解气(左下)以及GVF和气体密度(右下)方面,PhaseSampler测量结果也与PVT组分分析结果基本一致。
游离气和溶解气在每张图中都用两根柱形图表示,以指示用两种不同类型的气相色谱仪测量的样品。
然而,在溶解气体积、原油体积系数和原油密度方面,BOM与
PhaseSampler的计算结果存在着明显差异(下图)。
该结果证实了专家早期的担忧,即利用BOM的分析结果会低估原油收缩率并高估原油密度。
对于一个规模相当于Berkine盆地中所测试储层的油气藏来说,如果将这些错误数据应用于其决策过程中,就会产生巨大影响[15]。
差异与潜在误差。
在溶解气、原油体积系数和油密度方面,BOM与PhaseSampler的分析结果存在明显差异。
利用BOM分析结果,会低估原油收缩率并高估油密度,从而在大型Berkine盆地中产生很大的误差。
(根据Bastos和Harrison的资料修改,参考文献13。
)
关键解决方案
油气行业一直采用分离器测量法来测试流量和储层开采潜力,该方法需要在测量各相之前,先将多相井产物分离成各个单相。
但分离过程的质量问题一直是人们担忧的一个问题,该分离过程需要利用依靠重力和压降的测试容器。
即使当测试结果看似准确时,该方法也存在着固有缺陷。
这些固有缺陷包括气中带水、水中带气和测量不连续等问题。
在复杂流态(如段塞水流)下,若在错误的时间读取结果,这些缺陷就会导致得出有关含水率的错误结论[16]。
此外,油气行业正在开采的储量类型也在不断变化。
目前,作业者对先进技术的需求越来越高,如对气/液比进行高分辨率测量以确定节流器交叉处流体性质的变化。
同时作业者还在努力实现更好的测试可重复性,以确定正在缓慢变化的趋势,降低与传统分离器相关的风险。
传统分离器在高温高压条件下采集油气并从永置式监测装置中获得高质量数据[17]。
多相取样装置的成功有望打消业界对将MPFM用于测试和生产监测的顾虑。
通过实验室测试、与传统取样方法的比较以及分析,证明了多相取样装置能够采集代表性流体样品进行实时组分分析,从而为多相流量计测量难题提供了关键的解决方案-RvF
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