CO2井筒相態(tài)分布3學(xué)習(xí)資料

1、Good is good, but better carries it.精益求精，善益求善。CO2井筒相態(tài)分布3-CO2井筒壓力溫度的分布張勇唐人選（中石化華東分公司采油廠，江蘇泰洲，225300）摘要：本文根據(jù)垂直管流的能量平衡方程，結(jié)合Ramy井筒溫度分布計(jì)算方法，推導(dǎo)出CO2在不同的注入速度、注入溫度、注入時(shí)間等因素下的井筒壓力、溫度分布。文章以蘇北工區(qū)草8井試注實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)為例加以驗(yàn)證，其中壓力誤差3.8%，溫度誤差2.5%。在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步討論了影響CO2井底溫度的因素，并預(yù)測(cè)了3口注入井井筒壓力溫度分布。關(guān)鍵題：二氧化碳井筒壓力井筒溫度預(yù)測(cè)前言蘇北工區(qū)目前正在進(jìn)行中石化草舍油田泰州組油

2、藏CO2驅(qū)提高采收率先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目，其中CO2注入井井底的壓力和溫度是大家關(guān)心主要問題之一。因?yàn)槠浯笮≈苯記Q定了油田是否混相，如注入井井底附近均不能混相，那么其它地方更不能混相，因?yàn)樽⑷刖讐毫σ哂谟筒氐膲毫ΑＡ硗?，?shí)測(cè)壓力溫度也很費(fèi)工費(fèi)時(shí)，文章基于地層熱力學(xué)計(jì)算及CO2物性數(shù)據(jù)，編制了相應(yīng)的預(yù)測(cè)軟件，預(yù)測(cè)井底壓力和溫度，實(shí)例表明該方法是可行的。1、注入井壓力計(jì)算方法根據(jù)能量平衡方程，注入井單位管長的壓降損失可寫為（見文獻(xiàn)1）：（1）其中：為流體的重力；為加速度損失；為摩擦損失?？紤]加速度損失主要取決于速度的改變，對(duì)于可壓縮流體而言主要取決于流體密度的改變，從實(shí)際數(shù)據(jù)分析，CO2在井筒中的密

3、度變化不是很大，因此該項(xiàng)損失可忽略不計(jì)。為井筒軸線與水平方向的夾角，實(shí)際計(jì)算可用水平位移與相應(yīng)的垂深來確定。在上式中有關(guān)參數(shù)的確定：1.1、注入速度的計(jì)算（2）1.2、密度的計(jì)算為井筒中CO2的密度，與溫度壓力值有關(guān)。根據(jù)真實(shí)氣體壓縮方程，考慮氣體偏差系數(shù)，則在不同壓力溫度下的氣體密度為（3）1.3、氣體偏差系數(shù)的計(jì)算氣體的偏差系數(shù)可采用Redlich-Kwong方程求得，Redlich-Kwong方程如下：（4）給定實(shí)際壓力和溫度，求解方程（4）即得不同壓力溫度下的偏差系數(shù)（圖1）。將偏差系數(shù)代入（3），即可求得不同壓力溫度下的井筒密度（圖2）。圖1不同壓力溫度下CO2的壓縮系數(shù)圖2不同壓力

4、溫度下CO2的密度4、CO2在井筒中溫度的計(jì)算在CO2注入過程中，由于CO2溫度與周圍井筒溫度不同而存在溫差，因此注入的CO2必然與周圍存在熱交換，導(dǎo)致注入的CO2的溫度發(fā)生改變，Ramy在文獻(xiàn)2中推導(dǎo)出流體溫度沿井筒的變化關(guān)系式，該關(guān)系式考慮了注入時(shí)間、注入速度等因素。（5）其中：（6）（7）由于油管和套管的熱阻很小，從注入流體到地層總的傳熱系數(shù)Ut可表示為（8）Ut的求法見文獻(xiàn)3，是經(jīng)過反復(fù)迭代求得。另外，在求Ut的過程中需要用到若干參數(shù)，如環(huán)空是充滿防腐液的水，需求不同溫度下的水的密度、水的粘度、水的熱膨脹系數(shù)、水的熱容及水的導(dǎo)熱系數(shù)等參數(shù)，這些參數(shù)均是壓力溫度的函數(shù)，其參數(shù)大小參見文獻(xiàn)

5、3。求出Ut后，再求出A，代入公式（5）即可求得某一深度下的溫度T。在采用Ramy法計(jì)算井筒中流體的溫度時(shí)，需要對(duì)以下參數(shù)進(jìn)行確定：CO2的熱容C文獻(xiàn)4列出了不同壓力溫度下CO2的熱容值，經(jīng)分析CO2的熱容隨溫度的升高而降低，隨壓力的升高先升后降。實(shí)際應(yīng)用時(shí)，可將其簡化，在壓力P10MPa，溫度0t100條件下，CO2的熱容變化范圍在0.8181.38kJ/(kg.K)，取其平均值1.09kJ/(kg.K)；在P10MPa時(shí)，溫度0t100條件下，CO2的熱容變化范圍在1.4272.66kJ/(kg.K)，取其平均值2.04kJ/(kg.K)。地層的導(dǎo)熱系數(shù)與地層熱擴(kuò)散系數(shù)文獻(xiàn)3列出了美國熱采

6、工程常用的油藏巖石熱物性參數(shù)，典型的孔隙性巖石的導(dǎo)熱系數(shù)K=1.72.4(W/(m.K)，取其平均值2.09(W/(m.K)，地層熱擴(kuò)散系數(shù)約為0.0037m2/h。水泥漿導(dǎo)熱系數(shù)和水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)，文獻(xiàn)3列出了泥漿的導(dǎo)熱系數(shù)0.60W/(m.K)，水泥環(huán)的導(dǎo)熱系數(shù)0.35W/(m.K)。以上這些參數(shù)已為美國某些油公司廣泛采用，并列入某些熱采工程手冊(cè)中。1.5摩阻系數(shù)的確定摩阻系數(shù)的大小一般根據(jù)雷諾數(shù)由經(jīng)驗(yàn)公式確定，不同粗糙管的摩阻系數(shù)的經(jīng)驗(yàn)公式見文獻(xiàn)5。在計(jì)算井筒中CO2雷諾數(shù)的大小時(shí)，需要用到CO2的粘度，其大小同樣與壓力溫度有關(guān)，文獻(xiàn)4列出了不同壓力溫度下CO2的粘度（圖3）。圖3不同壓力

7、溫度下CO2的粘度在上述參數(shù)均確定后，即可求得在不同注入速度、注入溫度、注入壓力及注入時(shí)間下井筒中壓力溫度的分布。2、實(shí)際應(yīng)用分析2.1壓力、溫度計(jì)算值與實(shí)測(cè)值的對(duì)比實(shí)例：草舍油田草8井2005年8月24日進(jìn)行CO2試注試驗(yàn)。用MPS97電子壓力計(jì)于24日9為22下至3100m，所測(cè)靜壓40.18MPa/3100m（井筒水壓力），靜溫108/3100m（井底溫度）。試驗(yàn)具體過程及數(shù)據(jù)見下表（表1）。由于總體注入時(shí)間較短，四個(gè)測(cè)試點(diǎn)又在同一深度測(cè)試，計(jì)算結(jié)果可能重復(fù)，下面以第3個(gè)測(cè)試點(diǎn)為例。表1草8井注入?yún)?shù)及注入過程對(duì)表1數(shù)據(jù)整理，第4個(gè)測(cè)試點(diǎn)累計(jì)注入13個(gè)小時(shí)（t=0.54d），累積注入量為

8、30t，折算平均每天注入量為Gt=55.4t/d。井口注入壓力24.5MPa，注入溫度-20。該井的水泥返高2074m。井眼結(jié)構(gòu)參數(shù)如下：井眼直徑rh=215.9mm，套管外徑rco=137mm，套管內(nèi)徑rci=124.37mm。將以上注入?yún)?shù)、地層熱力學(xué)參數(shù)及井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)代入壓力溫度程序進(jìn)行計(jì)算，其中深度迭代步長取50m（不能太大否則誤差較大），求得井深3100m處的壓力50.06MPa(實(shí)測(cè)壓力52.02MPa)，CO2的溫度101.25(實(shí)測(cè)溫度101)。壓力、溫度誤差分別為3.76%，2.47%。井筒壓力溫度相圖見圖4。井筒壓力溫度數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)見表2。草8井試注CO2壓力溫度計(jì)算誤差均在工

9、程誤差允許范圍之內(nèi)，說明本文收集的地層熱力學(xué)數(shù)據(jù)、CO2流體物性數(shù)據(jù)及壓力溫度計(jì)算方法是可行的。采用此方法可以討論不同注入溫度、注入速度及注入時(shí)間對(duì)井底溫度的影響，并可預(yù)測(cè)其它井在注入狀態(tài)和關(guān)井狀態(tài)下井筒壓力溫度數(shù)據(jù)分布。2.2、影響井底溫度因素的討論2.2.1注入溫度、注入時(shí)間對(duì)井底溫度的影響圖4列出了草8井不同注入時(shí)間下的井底溫度的變化，從圖形趨勢(shì)分析，隨著注入時(shí)間的增加，井底溫度有下降的趨勢(shì)，起初溫度變化幅度較大，隨著時(shí)間的增加，溫度變化幅度較小，但溫度總體下降幅度較小。從注入時(shí)間分析，當(dāng)注入時(shí)間大于50d后，溫度下降幅度不大。從注入溫度的對(duì)比分析，注入溫度的大小對(duì)井底溫度的影響甚微。說

10、明注入溫度的大小和注入時(shí)間對(duì)井底溫度的影響均很小。圖4井底溫度隨時(shí)間的變化關(guān)系曲線圖5草8井試注CO2井筒相圖分布注入速度對(duì)井底溫度的影響仍以草8井為例，從圖6計(jì)算結(jié)果可以看出，注入速度的變化對(duì)井底溫度的影響較大。注入速度20t/d與70t/d比較，兩者井底溫度相差5.86。從上述井口注入溫度、注入時(shí)間及注入速度對(duì)井底溫度影響的分析比較可知，注入速度影響較大，其次是注入時(shí)間的影響，注入溫度影響最小。圖6不同注入速度對(duì)井底溫度的影響(數(shù)據(jù)取自草8井)表2草8井試注CO2井筒壓力溫度預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)表序號(hào)井深(m)溫度()壓力(MPa)密度(Kg/m3)相態(tài)10-20.0024.501006.86液相21

11、000.8725.45956.95液相365030.8530.26871.24液相470032.3930.69868.73氣相5200071.5341.38815.82氣相6300098.2549.28794.13氣相7305099.7549.67792.87氣相83100101.2550.06791.62氣相2.2.3、對(duì)草8井正常注入CO2時(shí)井筒壓力及溫度分布預(yù)測(cè)井口注入溫度為20，井口注入壓力30MPa，平均每天注CO221.17t/d，連續(xù)注入時(shí)間26.58d，則井筒壓力溫度分布數(shù)據(jù)見表3。從表3數(shù)據(jù)可以看出，注入26.58d之后，井底溫度為103.14，比正常地溫108略有下降。表3

12、草8井注CO2井筒壓力溫度分布（2006.08數(shù)據(jù)）序號(hào)井深(m)溫度()壓力(MPa)密度(Kg/m3)相態(tài)1020.0030.00903.71液相210018.2230.89912.64液相365030.8435.80901.60液相470032.3436.24899.45氣相5100041.3438.86886.82氣相6195069.8746.93850.83氣相7200071.3747.35849.23氣相83000100.1455.54822.60氣相93100103.1456.35820.29氣相3、結(jié)論(1)、介紹了井底壓力溫度分布的計(jì)算方法，并以實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行了驗(yàn)證，誤差均小于

13、5%。(2)、列出了地層熱力學(xué)參數(shù)，CO2部分物性參數(shù)，氣體偏差系數(shù)的計(jì)算，經(jīng)實(shí)例驗(yàn)證，這些數(shù)據(jù)是可行的。(3)、討論了不同注入時(shí)間、注入溫度及注入速度對(duì)井底溫度的影響。其中注入速度的影響最大，注入溫度的影響最小。(4)、預(yù)測(cè)了草8井正常注入時(shí)的井筒壓力溫度分布。符號(hào)注釋a為地溫悌度，取0.03/m；A為注入管橫截面積，m2；b為地面平均溫度，；C為CO2的熱容，KJ/(Kg.K)；D為注入管內(nèi)徑，m；hc為傳熱系數(shù)，W/(m.K)；hr為輻射熱系數(shù)，W/(m2.K)；f(t)為隨時(shí)間變化的導(dǎo)熱傳熱函數(shù)；H為地層深度,m；Gt為注入速度，t/d；K為地層導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m.K)；P為壓力，MP

14、a；Pc為氣體臨界壓力,MPa；Q為流量，m3/d；To為注入流體的溫度，；T為氣體絕對(duì)溫度,K；Tc為氣體臨界溫度，K；t為注入時(shí)間,d；R為氣體常數(shù)，0.008314kJ/kmol.Krto為油管外徑，m；rco為套管外徑，m；rh為井眼半徑，m；V為流體在管中的流速，m/s；為氣體粘度,Pa.s；Ut為總傳熱系數(shù)，W/(m2.K)；為流體的密度，Kg/m3；為熱擴(kuò)散系數(shù)，m2/h；為摩阻系數(shù)，無因次。Z為氣體的壓縮系數(shù)，無因次。主要參考文獻(xiàn)1、王鴻勛，張琪.采油工藝原理(修訂本）M北京：石油工業(yè)出版社，1994.P282、Ramy,H.J.Jr為“WellboreHeatTransmis

15、sion”，Trans，AIME，225（1962）。JPT(April1962)P427-4353、萬仁溥、羅英俊.采油技術(shù)手冊(cè)(第8分冊(cè))（修訂本）M北京：石油工業(yè)出版社，2001。P131；P136-1504、石油化學(xué)工業(yè)部化工設(shè)計(jì)院.氮肥工藝設(shè)計(jì)手冊(cè)M北京：石油化學(xué)工業(yè)出版社1977.P50，P865、袁恩熙.工程流體力學(xué)M.北京石油工業(yè)出版社，1986.P116STUDYOFDISTRIBUTIONOFWELLBOREPRESSUREANDTEMPERATUREOFCO2INJECTIONWELLWTPT2007,28(1)ZhangYongTangRenxuan(OilProduc

16、tionPlantofHuadongBranch,Sinopec)InthelightoftheenergybalanceequationofverticalconduitflowandcombinedwiththecomputationalmethodfortheRamywellboretemperaturedistribution,thepapergivesthedistributionsofwellborepressureandtemperaturewhenCO2isinjectedatdifferentinjectionrates,injectiontemperaturesandinj

17、ectiontimeetc.andverifiesitbyactualdataofinjectiontestatCao-8WellinSubeiOilfield.Theresultisthatthepercentageerrorofpressureis3.8%andthepercentageerroroftemperatureis2.5%.Onthebasisofthis,thepaperfurtherdiscussesthefactorsinfluencingwellboretemperatureofCO2injectionwellandbelievesthattheinjectionrat

18、eofCO2isamaininfluencefactor.KeywordsCO2,wellborepressure,wellboretemperature,forecastFig-1:TheCO2compressmodulusesvsthedifferentpressuresandtempreturesFig-2:TheCO2densitiesvsthethedifferentpressuresandtempreturesFig-3:TheCO2viscostiesvsthethedifferentpressuresandtempreturesFig-4:ThebottomtemperaturevstheinjectingtimesFig-5:TheCO2phasestatechartofCAO-8wellunderinjec