井口注入参数对CO2注入井井底温度、压力影响研究

井口注入参数对CO2注入井井底温度、压力影响研究
王庆;吴晓东
【摘要】CO2 flooding,the most studied oil displacement technique home and broad,can increase crude oil recovery and pull off CO2 sealing.The key link for CO2 flooding is to provide theoretical backup for injection well designs by choosing the best well injection parameter according to shaft calculations based on the bottom-hole pressure designed by reservoir projects.The existing calculating methods of shaft temperature and pressure profile tend to consider CO2 in a single phase state which result in poor accuracy.If taking the phase change of CO2 into consideration,the calculation model achieves higher accuracy in measuring the tested well according to the comparison of calculated results and the measured results.A sensitivity analysis shows that the temperature and amount of CO2 injection both has affected the temperature and pressure of the bottom of the injection well.%CO2驱既可以提高原油采收率又可以实现CO2气体的埋存,是目前国内外研究较多的驱油技术。

对于CO2驱,一个重要工作就是根据油藏工程设计的井底压力通过井筒计算来优选井口注入参数,从而为注入井设计提供理论依据。

目前CO2注入井筒温度、压力剖面计算主要将井筒中的CO2考虑为单一相态进行计算,因而计算结果精度较差。

若将井筒中CO2的相态变化加以考虑,建立计算模型,对实例井进行计算。

计算结果与实测结果对比显示模型计算精度较高。

在此基础上,对注入温度、注入量等CO2井口注入参数进行了敏感性分析,结果表明,二者对CO2注入井井底温度、压力均有一定影响。

【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》
【年(卷),期】2012(025)004
【总页数】3页(P22-24)
【关键词】二氧化碳驱;井筒流动;温度;压力;注气
【作者】王庆;吴晓东
【作者单位】中原油田博士后工作站,河南濮阳457001 中国石油大学,北京昌平102249;中国石油大学,北京昌平102249
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.7
利用CO2驱油可实现CO2埋存和提高原油采收率的双重作用，是一项富有前景
的绿色驱油技术。

据油气杂志报道，2010年世界范围内的提高石油采收率（EOR）项目数为317个，其中CO2混相／非混相驱项目129个，年增产油量1394万吨，占 EOR总产量的16.1%［1－2］。

我国目前已在吉林、大庆、胜利、江苏等地开展了多个CO2驱试验区块，但对CO2驱的相关研究仍与国外有较大差距［3－4］。

对CO2驱工程设计来说，一个重要工作就是根据油藏工程设计的井底压力
通过井筒计算来优选井口注入参数，从而为注入井设计提供理论依据。

CO2在注入井筒过程中将会经历液态、气态以及超临界态等相态转变，前人的研
究多以利用常规的气体状态方程来对CO2密度进行计算，未考虑到CO2在井筒
中的相态变化。

计算结果与实际有较大误差［5］。

本文根据文献6提供的方法进行注二氧化碳井筒温度、压力场计算，并在此基础上，对井口注入参数敏感性进行分析，以优化井口注入参数。

式中，Tf—流体温度，K；y—井筒位置，m；Jt—焦耳－汤姆逊系数；H—焓，KJ／Kg；Cpm—注入流体定压比热容，J／（Kg·K）；Q—换热量，KJ；g—重
力加速度，m／s2；φ—井筒与水平面夹角，（）；v—流体线速度，m／s。

地层到水泥环外缘的热流量dQ／dy为：
式中，Ke—地层导热系数，J／（s·m·K）；W—注入流体质量流量，Kg／s；TD—瞬态传热函数；Tei—地层温度，K；Twb—井筒温度，K。

水泥环外缘到流体的热流量dQ／dy为：
式中，Uto—总传热系数，W／（m2·K）；rto—油管外壁半径，m。

则式（2）和式（3）结合消去Twb后，得：
将式（4）代入式（1）得井筒中能量守恒方程为：
对于井筒中任一单元段dy，根据动量守恒有：式中，f—摩擦阻力系数；rti—油管内壁半径，m。

根据质量守恒有：
以上方程（5）、（6）组成了CO2注入井井筒温度压力场计算模型，通过数值差分方法可对该模型进行求解。

模型中有关参数的计算详见文献6，本文不再详述。

根据以上建立的模型对实例井进行了计算，A井有注CO2井筒压力温度实测资料，实测资料与计算结果对比（见图1、2）。

计算中所取参数如下：井口注入温度
263K、注入压力12.9 MPa，日注气量40 t／d，井深2400 m，地温梯度
0.0329 K／m，地面温度293 K，油管内径0.062 m，套管内径0.1617m，井筒
直径0.24m，油套管导热系数56.5J／（s·m·K），水泥环导热系数14.0J／（s·m·K）。

图1、图2分别为A井井筒压力、温度分布曲线，从实测数据与计算数据对比来看，井筒中温度计算最大相对误差为1.48%，压力为2.05%，46个测试点与计算点的总的平均相对误差压力为1.11%，温度为0.68%。

计算与实测数据对比吻合
较好，说明本文模型计算较准确。

根据以上模型计算结果，对CO2井口注入温度、注入流量对井筒温度、压力剖面的影响进行分析（见图3、4、5、6），具体结果如下：
从图3可以看出，井口注入温度对井筒压力分布有一定影响，井口注入温度越低，则相同井口注入压力情况下，井底压力越高，因此，为了能在较低的注入压力下达到较大的井底压力，应该尽可能地降低井口注入温度。

从图4可以看出，井口注
气温度对井筒温度分布有影响，但随着井深的增加，影响幅度逐渐减小。

图5 、图6为井口注入流量对井筒压力、温度分布的影响。

图5显示随着井口注
入流量的增加，井底压力增加；图6显示不同井口注入流量对井筒温度剖面影响
较大，相同状况下井口注入流量较大时则井底温度较低，但随着井深的增加，影响幅度逐渐减小。

1）根据能量守恒原理建立了CO2注入井井筒温度、压力分布计算模型，运用该
模型对实例井进行了计算，对比结果表明，模型计算数据与实测数据吻合较好。

2）对井口注入温度、注入流量对井筒温度、压力分布的影响进行了分析，结果表明，井口注入温度越低、注入流量越大则井底压力越高；不同注入温度、注入流量对井筒温度分布影响较大，但随着井深的增加，影响幅度变小。

【相关文献】
［1］江怀友，沈平平，陈立滇等.北美石油工业二氧化碳提高采收率现状研究［J］.中国能源，2007，29（7）：30－34.
［2］Guntis Moritis.Special Report：EOR／Heavy Oil Survey：CO2miscible，stream dominate enhanced oil recovery processes.Oil ＆ Gas Journal，Apr.19，2010，P.41.
［3］李士伦，周守信，杜建芬等.国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望［J］.油气地质与采
收率，2002，9（2）：1－5.
［4］谷丽冰，李治平，欧谨.利用二氧化碳提高原油采收率研究进展［J］.中国矿业，2007，16（10）：66－69.
［5］唐人选.CO2注入井井筒压力温度分布研究［J］.试采技术，2007，28（1）：53－57.
［6］吴晓东，王庆，何岩峰.考虑相态变化的注CO2井筒温度、压力场耦合计算［J］.中国石油大学学报（自然科学版）2009，33（1）：73－77.。