CO2井筒相态分布3

1、CO2井筒压力温度的分布张 勇 唐人选（中石化华东分公司采油厂，江苏泰洲，225300）摘要：本文根据垂直管流的能量平衡方程，结合Ramy井筒温度分布计算方法，推导出CO2在不同的注入速度、注入温度、注入时间等因素下的井筒压力、温度分布。文章以苏北工区草8井试注实测数据为例加以验证，其中压力误差3.8%，温度误差2.5%。在此基础上进一步讨论了影响CO2井底温度的因素，并预测了3口注入井井筒压力温度分布。关键题：二氧化碳 井筒压力 井筒温度 预测 前 言苏北工区目前正在进行中石化草舍油田泰州组油藏CO2驱提高采收率先导试验项目，其中CO2注入井井底的压力和温度是大家关心主要问题之一。因为其大小

2、直接决定了油田是否混相，如注入井井底附近均不能混相，那么其它地方更不能混相，因为注入井井底压力要高于油藏的压力。另外，实测压力温度也很费工费时，文章基于地层热力学计算及CO2物性数据，编制了相应的预测软件，预测井底压力和温度，实例表明该方法是可行的。1、注入井压力计算方法根据能量平衡方程，注入井单位管长的压降损失可写为（见文献1）： （1）其中：为流体的重力；为加速度损失；为摩擦损失。考虑加速度损失主要取决于速度的改变，对于可压缩流体而言主要取决于流体密度的改变，从实际数据分析，CO2在井筒中的密度变化不是很大，因此该项损失可忽略不计。为井筒轴线与水平方向的夹角，实际计算可用水平位移与相应的垂

3、深来确定。在上式中有关参数的确定：1.1、 注入速度的计算 （2）1.2、 密度的计算 为井筒中CO2的密度，与温度压力值有关。根据真实气体压缩方程，考虑气体偏差系数，则在不同压力温度下的气体密度为 （3）1.3、气体偏差系数的计算 气体的偏差系数可采用Redlich-Kwong方程求得，Redlich-Kwong方程如下： （4） 给定实际压力和温度，求解方程（4）即得不同压力温度下的偏差系数（图1）。将偏差系数代入（3），即可求得不同压力温度下的井筒密度（图2）。图1 不同压力温度下CO2的压缩系数图 2 不同压力温度下CO2的密度4、CO2在井筒中温度的计算 在CO2注入过程中，由于CO

4、2温度与周围井筒温度不同而存在温差，因此注入的CO2必然与周围存在热交换，导致注入的CO2的温度发生改变，Ramy在文献2中推导出流体温度沿井筒的变化关系式，该关系式考虑了注入时间、注入速度等因素。 （5）其中： （6） （7）由于油管和套管的热阻很小，从注入流体到地层总的传热系数Ut可表示为 （8）Ut的求法见文献3，是经过反复迭代求得。另外，在求Ut的过程中需要用到若干参数，如环空是充满防腐液的水，需求不同温度下的水的密度、水的粘度、水的热膨胀系数、水的热容及水的导热系数等参数，这些参数均是压力温度的函数，其参数大小参见文献3。求出Ut后，再求出A，代入公式（5）即可求得某一深度下的温度T

5、。在采用Ramy法计算井筒中流体的温度时，需要对以下参数进行确定： CO2的热容C 文献4列出了不同压力温度下CO2的热容值，经分析CO2的热容随温度的升高而降低，随压力的升高先升后降。实际应用时，可将其简化，在压力P<10MPa，温度0t100条件下，CO2的热容变化范围在0.8181.38kJ/(kg.K)，取其平均值1.09 kJ/(kg.K)；在P10MPa时，温度0t100条件下，CO2的热容变化范围在1.4272.66kJ/(kg.K)，取其平均值2.04 kJ/(kg.K)。 地层的导热系数与地层热扩散系数 文献3列出了美国热采工程常用的油藏岩石热物性参数，典型的孔隙性岩石

6、的导热系数K=1.72.4(W/(m.K)，取其平均值2.09(W/(m.K)，地层热扩散系数约为0.0037m2/h。 水泥浆导热系数和水泥环导热系数，文献3列出了泥浆的导热系数0.60W/(m.K)，水泥环的导热系数0.35 W/(m.K)。以上这些参数已为美国某些油公司广泛采用，并列入某些热采工程手册中。1.5 摩阻系数的确定 摩阻系数的大小一般根据雷诺数由经验公式确定，不同粗糙管的摩阻系数的经验公式见文献5。 在计算井筒中CO2雷诺数的大小时，需要用到CO2的粘度，其大小同样与压力温度有关，文献4列出了不同压力温度下CO2的粘度（图3）。图3 不同压力温度下CO2的粘度在上述参数均确定

7、后，即可求得在不同注入速度、注入温度、注入压力及注入时间下井筒中压力温度的分布。 2、实际应用分析2.1 压力、温度计算值与实测值的对比实例：草舍油田草8井2005年8月24日进行CO2试注试验。用MPS97电子压力计于24日9为22下至3100m，所测静压40.18MPa/3100m（井筒水压力），静温108/3100m（井底温度）。试验具体过程及数据见下表（表1）。由于总体注入时间较短，四个测试点又在同一深度测试，计算结果可能重复，下面以第3个测试点为例。表1 草8井注入参数及注入过程对表1数据整理，第4个测试点累计注入13个小时（t= 0.54d），累积注入量为30t，折算平均每天注入量

8、为Gt=55.4t/d。井口注入压力24.5MPa，注入温度-20。该井的水泥返高2074m。井眼结构参数如下：井眼直径rh=215.9mm，套管外径rco=137mm，套管内径rci=124.37mm。 将以上注入参数、地层热力学参数及井筒结构参数代入压力温度程序进行计算，其中深度迭代步长取50m（不能太大否则误差较大），求得井深3100m处的压力50.06MPa(实测压力52.02MPa)，CO2的温度101.25(实测温度101)。压力、温度误差分别为3.76%，2.47%。井筒压力温度相图见图4。井筒压力温度数据预测见表2。 草8井试注CO2压力温度计算误差均在工程误差允许范围之内，说

9、明本文收集的地层热力学数据、CO2流体物性数据及压力温度计算方法是可行的。采用此方法可以讨论不同注入温度、注入速度及注入时间对井底温度的影响，并可预测其它井在注入状态和关井状态下井筒压力温度数据分布。2.2、影响井底温度因素的讨论注入温度、注入时间对井底温度的影响 图4列出了草8井不同注入时间下的井底温度的变化，从图形趋势分析，随着注入时间的增加，井底温度有下降的趋势，起初温度变化幅度较大，随着时间的增加，温度变化幅度较小，但温度总体下降幅度较小。从注入时间分析，当注入时间大于50d后，温度下降幅度不大。从注入温度的对比分析，注入温度的大小对井底温度的影响甚微。说明注入温度的大小和注入时间对井

10、底温度的影响均很小。图4 井底温度随时间的变化关系曲线图 5 草8井试注CO2井筒相图分布 注入速度对井底温度的影响 仍以草8井为例，从图6计算结果可以看出，注入速度的变化对井底温度的影响较大。注入速度20t/d与70t/d比较，两者井底温度相差5.86。 从上述井口注入温度、注入时间及注入速度对井底温度影响的分析比较可知，注入速度影响较大，其次是注入时间的影响，注入温度影响最小。图6 不同注入速度对井底温度的影响(数据取自草8井)表2 草8井试注CO2井筒压力温度预测数据表序号井深(m)温度()压力(MPa)密度(Kg/m3)相态10-20.00 24.50 1006.86 液相21000.

11、87 25.45 956.95 液相365030.85 30.26 871.24 液相470032.39 30.69 868.73 气相5200071.53 41.38 815.82 气相6300098.25 49.28 794.13 气相7305099.75 49.67 792.87 气相83100101.25 50.06 791.62 气相2.2.3、对草8井正常注入CO2时井筒压力及温度分布预测 井口注入温度为20，井口注入压力30MPa，平均每天注CO221.17t/d，连续注入时间26.58d，则井筒压力温度分布数据见表3。从表3数据可以看出，注入26.58d之后，井底温度为103.

12、14，比正常地温108略有下降。表3 草8井注CO2井筒压力温度分布（2006.08数据）序号井深(m)温度()压力(MPa)密度(Kg/m3)相态1020.00 30.00 903.71 液相210018.22 30.89 912.64 液相365030.84 35.80 901.60 液相470032.34 36.24 899.45 气相5100041.34 38.86 886.82 气相6195069.87 46.93 850.83 气相7200071.37 47.35 849.23 气相83000100.14 55.54 822.60 气相93100103.14 56.35 820.2

13、9 气相3、结 论(1)、介绍了井底压力温度分布的计算方法，并以实际数据进行了验证，误差均小于5%。(2)、列出了地层热力学参数，CO2部分物性参数，气体偏差系数的计算，经实例验证，这些数据是可行的。(3)、讨论了不同注入时间、注入温度及注入速度对井底温度的影响。其中注入速度的影响最大，注入温度的影响最小。(4)、预测了草8井正常注入时的井筒压力温度分布。符号注释a为地温悌度，取0.03/m；A为注入管横截面积，m2；b为地面平均温度，；C为CO2的热容，KJ/(Kg.K)；D为注入管内径，m；hc为传热系数，W/(m.K)；hr为辐射热系数，W/(m2.K)；f(t)为随时间变化的导热传热函

14、数；H为地层深度,m；Gt为注入速度，t/d；K为地层导热系数，W/(m.K)；P为压力，MPa；Pc为气体临界压力,MPa；Q为流量，m3/d；To为注入流体的温度，；T为气体绝对温度,K；Tc为气体临界温度，K；t为注入时间,d；R为气体常数，0.008314kJ/kmol.Krto为油管外径，m；rco为套管外径，m；rh为井眼半径，m；V为流体在管中的流速，m/s；为气体粘度,Pa.s；Ut为总传热系数，W/(m2.K)；为流体的密度，Kg/m3；为热扩散系数，m2/h；为摩阻系数，无因次。Z为气体的压缩系数，无因次。主要参考文献1、王鸿勋，张琪.采油工艺原理(修订本）M北京：石油工业

15、出版社，1994.P28为“Wellbore Heat Transmission”，Trans，AIME，225（1962）。JPT(April 1962) P427-4353、万仁溥、罗英俊.采油技术手册(第8分册)（修订本）M北京：石油工业出版社，2001。P131；P136-1504、石油化学工业部化工设计院.氮肥工艺设计手册M北京：石油化学工业出版社 1977.P50，P865、袁恩熙.工程流体力学M.北京石油工业出版社，1986.P116STUDY OF DISTRIBUTION OF WELLBORE PRESSURE AND TEMPERATURE OF CO2 INJECTIO

16、N WELL WTPT 2007, 28(1)Zhang Yong Tang Renxuan (Oil Production Plant of Huadong Branch, Sinopec) In the light of the energy balance equation of vertical conduit flow and combined with the computational method for the Ramy wellbore temperature distribution, the paper gives the distributions of wellbo

17、re pressure and temperature when CO2 is injected at different injection rates, injection temperatures and injection time etc. and verifies it by actual data of injection test at Cao-8 Well in Subei Oilfield. The result is that the percentage error of pressure is 3.8% and the percentage error of temp

18、erature is 2.5%. On the basis of this, the paper further discusses the factors influencing wellbore temperature of CO2 injection well and believes that the injection rate of CO2 is a main influence factor.Key words CO2, wellbore pressure, wellbore temperature, forecastFig-1:The CO2 compress moduluses vs the different pres