石油学报

作者：刘争, 孙宝江, 王志远, 陈龙桥, 王鄂川, 陈立涛, 王金堂

单位：1. 中国石油大学(华东)石油工程学院 山东青岛 266580;2. 中国石油集团海洋工程有限公司 天津 300280

关键词：天然气水合物,电潜泵,气液两相流,生产压差,液位,参数设计

基金：刘争,男,1992年11月生,2018获中国石油大学(华东)硕士学位,现为中国石油大学(华东)博士研究生,主要从事井筒多相流、水合物开发及流动保障等方面的研究工作。Email:liuz1113@126.com

摘要： 针对海域天然气水合物降压开采井身结构和管柱设计的特点,综合考虑水合物储层-生产井动态耦合、井下加热器预热和电潜泵实时排采的影响,建立了水合物降压生产期间井筒气液两相流模型及数值求解算法,提出了基于瞬态多相流实时优化泵排量的生产压差自动控制方法,并利用日本第1次水合物试采和中国南海深水气井现场实测数据对模型进行了验证。结合海域水合物试采的地质条件和环境特征,开展数值模拟研究,检测了不同生产压差控制方法的性能,分析了不同生产设计参数条件下生产管柱内的气液流动特性。研究结果显示,所提出的方法能够准确完成降压目标,而Shimizu方法具有一定的随机性;在水合物降压开采过程中,增大生产管柱的管径、施加井口回压、降低电潜泵的安装深度和提高生产压差均可以降低井内的液位高度,其中井口回压对液位高度的影响起着绝对主导作用,而电潜泵位置的影响最小;当采气管线的管径减小至0.108 m、井口回压低于0.12 MPa、生产压差小于2.16 MPa时,主流管线内会出现连续排水现象。

来源：2022年第8期

《石油学报》期刊编辑部

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