趙忠武 劉捷

摘 ?????要： CO₂驅(qū)作為一項(xiàng)具有前景的工藝技術(shù)，既能補(bǔ)充地層能量，又能降低原油的黏度，相比注水開(kāi)發(fā)具有獨(dú)特優(yōu)勢(shì)。但由于CO₂對(duì)原油物性參數(shù)有較大影響，使得井筒中氣液兩相流動(dòng)規(guī)律發(fā)生變化，不同于常規(guī)天然氣和原油體系的流動(dòng)規(guī)律。在CO₂-原油物性計(jì)算模型分析的基礎(chǔ)上，建立了高含CO₂油井的節(jié)點(diǎn)分析模型，考慮高CO₂含量下的相態(tài)特點(diǎn)，在幾種不同出口壓力條件下，針對(duì)新疆油田不同CO₂含量和不同含水率情況下的停噴壓力進(jìn)行了預(yù)測(cè)。分析結(jié)果表明，停噴壓力隨含水率上升而增大，隨CO₂含量上升而減小。

關(guān) ?鍵 ?詞：二氧化碳;節(jié)點(diǎn)分析;狀態(tài)方程;停噴壓力

中圖分類(lèi)號(hào)：TE 357????????文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：?A ??????文章編號(hào)： 1671-0460（2020）01-0125-04

Analysis on the Timing of Lifting Process for Wells With High CO₂?Content

ZHAO?Zhong-wu， LIU?Jie

（School of Petroleum Engineering， Yangtze University， Hubei Wuhan 430100，?China）

Abstract： As?a promising process，?CO₂?flooding can not only supply the formation energy， but also reduce?the?viscosity of crude oil.?It has more advantages comparing?with the development of water injection.?However， due to?the influence of CO₂?on the physical parameters of the crude oil， the gas-liquid two-phase flow pattern changes in the wellbore， which is different from the flow rules of conventional natural gas and crude oil systems.On the basis of the analysis of the physical property calculation model of CO₂-crude oil， a node analysis model for oil wells?with high CO₂?content was?established. Considering the phase characteristics under the high CO₂?content， the unflowing pressure of oil well with different CO₂?content and different water content?in Xinjiang oilfield?was?predicted under different?outlet pressure. The analysis results?showed?that?the unflowing pressure?increased?with the increase of water content， and it decreased?with the increase of CO₂?content.

Key words： Carbon dioxide; Node analysis; Equation of state; Unflowing pressure

二氧化碳驅(qū)是當(dāng)前世界范圍內(nèi)一項(xiàng)較為成熟、高效的采油技術(shù)，相比傳統(tǒng)水驅(qū)油具有獨(dú)特的技術(shù)優(yōu)勢(shì)^[1]，因此具有廣闊的應(yīng)用前景，也一直是我國(guó)的研究重點(diǎn)。國(guó)內(nèi)外大量學(xué)者對(duì)CO₂-原油體系的基本物性進(jìn)行了研究^[2-25]，結(jié)果表明，CO₂在原油中具有很好的溶解性，且CO₂在原油中的溶解會(huì)導(dǎo)致原油黏度、體積系數(shù)以及密度等物性參數(shù)發(fā)生變化，變化規(guī)律與天然氣和原油體系表現(xiàn)出來(lái)的變化規(guī)律存在明顯差異，這就使得常用多相管流計(jì)算方法無(wú)法適應(yīng)CO₂-原油-水流動(dòng)過(guò)程中壓降的計(jì)算。

因此，從CO₂-原油混合物相平衡計(jì)算出發(fā)，在確定高含CO₂井筒壓力計(jì)算方法的基礎(chǔ)上，建立了高含CO₂油井的節(jié)點(diǎn)分析模型，并對(duì)油井的停噴壓力進(jìn)行了預(yù)測(cè)。

1 ?建立模型

1.1 ?狀態(tài)方程優(yōu)選

Phillips^[26]（1912）首次提出基于狀態(tài)方程建立黏度模型的可行性，隨后大量研究者開(kāi)發(fā)出基于不同狀態(tài)方程的黏度模型。常用的狀態(tài)方程有PR^[27]、SRK^[28]、BWRS^[29]這三種，這些狀態(tài)方程半理論、半經(jīng)驗(yàn)的關(guān)系式，都有一定的使用范圍，為了能夠準(zhǔn)確進(jìn)行井筒壓降的計(jì)算，首先根據(jù)CO₂-原油體系室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，對(duì)三種狀態(tài)方程進(jìn)行評(píng)估，選擇計(jì)算精度最高的狀態(tài)方程作為后期井筒CO₂-原油-水體系壓降計(jì)算的基礎(chǔ)。

依據(jù)新疆油田現(xiàn)場(chǎng)得到的混合相黏度數(shù)據(jù)資料對(duì)狀態(tài)方程進(jìn)行選擇，分別計(jì)算出不同狀態(tài)方程下對(duì)應(yīng)的混合相黏度值，然后與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行誤差分析，以誤差最小原則優(yōu)選適合該區(qū)塊的狀態(tài)方程。表1計(jì)算結(jié)果表明，PR狀態(tài)方程平均相對(duì)誤差1.67%，是三個(gè)狀態(tài)方程中誤差最小的，因此，節(jié)點(diǎn)分析過(guò)程中油氣體系物性參數(shù)的計(jì)算時(shí)狀態(tài)方程選PR方程。

對(duì)于多組分體系，PR狀態(tài)方程的形式：

式中：P?—壓力，MPa;

R?—?dú)怏w通用常數(shù)，0.008?314?MPa×m³/（kmol×K）;

T?—溫度，K;

V?—比容，m³/kmol;

X_i、X_j、n分別表示組分i和組分j的摩爾分?jǐn)?shù)以及組分個(gè)數(shù);

k_ij?—二元交互作用系數(shù);

m?—混合物。

1.2 ?考慮相態(tài)的多相管流計(jì)算模型

CO₂會(huì)對(duì)原油黏度、體積系數(shù)和密度等參數(shù)造成影響，因此必須結(jié)合相平衡和狀態(tài)方程，對(duì)多相管流模型進(jìn)行修正才能運(yùn)用于高含CO₂的油井。國(guó)內(nèi)外多相管流計(jì)算方法很多，對(duì)模型的選擇是針對(duì)具體的油氣藏條件，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)和對(duì)比計(jì)算來(lái)選擇固定的計(jì)算方法，本次研究依據(jù)經(jīng)驗(yàn)選用Hagedorn- Brown方法，Hagedorn-Brown^[30]導(dǎo)出的多相管流壓降公式：

式中： ?p?—壓力增量，MPa;

?H?—深度增量，m;

ρ_m?—?dú)庖夯旌衔锩芏?，kg/m³;

f_m?—兩相摩阻系數(shù);

q_l?—地面產(chǎn)液量，m³/d;

M_t?—地面標(biāo)準(zhǔn)條件下每生產(chǎn)1 m³氣液混合物的總質(zhì)量，kg/m³;

d?—油管內(nèi)徑，m;

v_m?—?dú)庖夯旌衔锼俣?，m/s。

為了使Hagedorn-Brown方法適合高含CO₂油井的多相流計(jì)算，相關(guān)式中的各參數(shù)要考慮井筒內(nèi)CO₂-原油體系的相態(tài)變化特點(diǎn)，確定如下：

（1）混合物的單位體積質(zhì)量

M_t?=1?000g ₀?+?1.205GORg_g

式中： ?GOR?—?dú)庥捅?

g_o?—油相對(duì)密度;

g_g?—CO₂相對(duì)密度。

（2）氣相密度、液相密度、氣液混合物密度

式中：?Z_g?—?dú)怏w壓縮因子;

Z_o?—原油體積系數(shù);

y_i?—組分i的摩爾分?jǐn)?shù)，無(wú)因次;

M_i?—組分i的質(zhì)量流量，kg/m³;

H_l?—持液率，無(wú)因次。

（3）氣相速度、液相速度、氣液混合物速度

式中：`T —平均溫度，K;`

P —平均壓力，MPa;

A —橫截面積，m²。

（4）氣液混合物黏度

式中：?m_m?—混合物黏度，mPa×s;

m_o?—原油黏度，mPa×s;

m_g?—?dú)庀囵ざ龋琺Pa×s。

1.3 ?流入動(dòng)態(tài)模型

流入動(dòng)態(tài)模型，即流入動(dòng)態(tài)方程，是在一定的油氣壓力下，流體產(chǎn)量與相應(yīng)井底壓力的關(guān)系方程，流入動(dòng)態(tài)計(jì)算方程最常見(jiàn)的有四種：Vogel方法、Jones方法、Fetkovich方法、采油指數(shù)方法。每一種方法都有各自的應(yīng)用范圍，沒(méi)有一種方法能夠適合所有的油井，某方法在一口油井中預(yù)測(cè)精度可靠，但是在另一口井中預(yù)測(cè)精度可能是最差的。本文為了便于計(jì)算，選用采油指數(shù)方程，模型數(shù)學(xué)形式為：

式中：??J —采油指數(shù)，m³/（d×MPa）;

P_r?—地層壓力，MPa;

P_wf?—井底壓力，MPa。

2 ?高含CO₂油井停噴預(yù)測(cè)

過(guò)去預(yù)測(cè)油氣藏的廢棄地層壓力最常用的方法是將同一相似氣藏的開(kāi)采動(dòng)態(tài)相比較，通過(guò)類(lèi)比分析和經(jīng)驗(yàn)公式來(lái)計(jì)算，由于計(jì)算機(jī)技術(shù)和多相流計(jì)算方法的發(fā)展，越來(lái)越多的工程師應(yīng)用更加精確地分析技術(shù)來(lái)預(yù)測(cè)停噴壓力-這就是節(jié)點(diǎn)分析技術(shù)（SNA）。

這種方法是繪制出不同流量和儲(chǔ)層靜壓下的流入、流出動(dòng)態(tài)曲線，然后進(jìn)行分析。停噴壓力是指在該壓力下流入動(dòng)態(tài)曲線和油管動(dòng)態(tài)曲線不再相交，如圖1所示。流入動(dòng)態(tài)曲線和油管動(dòng)態(tài)曲線的交點(diǎn)即為一定井口壓力下定產(chǎn)量生產(chǎn)油井可能生產(chǎn)的最小地層壓力。

以新疆油田A區(qū)的油井為例，在油井含水10%、含CO₂分別為18.58%和51.86%的情況下，對(duì)1～4 MPa不同井口壓力時(shí)的停噴壓力進(jìn)行預(yù)測(cè)，預(yù)測(cè)過(guò)程中由于CO₂的百分含量無(wú)法直接參與計(jì)算，因此轉(zhuǎn)化為混合相中的氣液比來(lái)進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算結(jié)果如圖2、圖3所示。

根據(jù)節(jié)點(diǎn)分析方法，圖2中井口壓力1～4 MPa對(duì)應(yīng)的停噴壓力分別為20、22、23、24 MPa;圖3中井口壓力1～4 MPa對(duì)應(yīng)的停噴壓力分別為16、21、23、24 MPa。綜合分析可以發(fā)現(xiàn)，隨著井口壓力的降低，停噴壓力也在降低，這主要是由于在保持產(chǎn)量一定的情況下，井底流壓會(huì)同時(shí)降低，最終使得停噴壓力變小。

二氧化碳含量越高，也就是氣液比越大，停噴壓力值越低，尤其是當(dāng)出口壓力較低時(shí)體現(xiàn)得更為明顯，因?yàn)殡S著二氧化碳含量的增加，原油中溶解的二氧化碳?xì)怏w越多，原油的黏度越低，流動(dòng)性能越好，在孔隙中流動(dòng)阻力越小，并且大量溶解的二氧化碳?xì)怏w會(huì)使原油體積發(fā)生膨脹，膨脹能使得油井自噴能量增大。

3 ?停噴壓力的影響因素分析

3.1 ?CO₂含量對(duì)停噴壓力的影響

對(duì)比圖2和圖3可以看出，CO₂含量越高，也就是氣液比越大，停噴壓力值越低，為了能更進(jìn)一步分析CO₂含量的影響，同樣以含水10%的油井為例，用節(jié)點(diǎn)分析的方法確定不同CO₂含量時(shí)的停噴壓力，停噴壓力隨CO₂含量的變化趨勢(shì)如圖4所示。

從圖形中可以直觀的看出，隨著氣液比的增加，也就是二氧化碳含量的增加，初期停噴壓力保持不變，當(dāng)氣液比增大到一定程度后，油井的停噴壓力開(kāi)始下降，井口壓力越大下降趨勢(shì)越平緩，井口壓力越小下降趨勢(shì)越明顯。初期由于氣液比較小，管流過(guò)程中能量的損失以滑脫為主，雖然氣液比增大，但對(duì)能量損失的影響不大，因此停噴壓力基本不變;氣液比增大到一定程度，管流過(guò)程中的能量損失就以摩擦為主，隨氣液比的增大，流動(dòng)過(guò)程中的壓力損失降低，使得停噴壓力也會(huì)隨之降低。

3.2 ?含水率對(duì)停噴壓力的影響

由于CO₂在原油和水中溶解度的不同，含水率必然會(huì)影響油水混合物的物性參數(shù)，進(jìn)而影響油井的停噴壓力，如圖5-8所示，反映了不同井口壓力條件下含水率對(duì)停噴壓力的影響。

圖5-8中停噴壓力曲線都是呈上升趨勢(shì)的，并且上升的幅度越來(lái)越大，這說(shuō)明不管在哪種出口壓力條件下，停噴壓力都隨含水率的上升而增大，而且含水率越高，停噴壓力增大的也越快。

由于二氧化碳在水中的溶解度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于在原油中的溶解度，所以含水率上升后，流體中溶解的二氧化碳含量降低，氣體膨脹能減小，流動(dòng)過(guò)程中的各種壓降損失增大，就造成了停噴壓力隨含水率增加的趨勢(shì);圖中還有一個(gè)共同點(diǎn)就是高二氧化碳含量對(duì)應(yīng)著低停噴壓力曲線，這是由于二氧化碳含量增加，原油中溶解的量也會(huì)增加，溶解的二氧化碳一方面增大了原油體積，儲(chǔ)存了彈性能量，驅(qū)替原油流動(dòng)，另一方面降低了原油黏度和流動(dòng)過(guò)程中的壓降損失、摩阻損失，使得自噴時(shí)間延長(zhǎng)，停噴壓力降低。圖5-8停噴壓力曲線間距逐漸變小，因?yàn)槌隹趬毫υ降停a(chǎn)壓差相對(duì)就變大，壓差增大了，就會(huì)使得自噴時(shí)間延長(zhǎng)，停噴壓力值降低。

4 ?結(jié)論

（1）依據(jù)PR狀態(tài)方程而建立的用來(lái)預(yù)測(cè)停噴壓力的節(jié)點(diǎn)分析模型準(zhǔn)確性較強(qiáng)，通過(guò)模型分析的停噴壓力值對(duì)新疆油田A區(qū)實(shí)際生產(chǎn)具有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義;

（2）在含水率相同的條件下，停噴壓力值隨二氧化碳含量的增加而降低，油井自噴生產(chǎn)周期變長(zhǎng);在二氧化碳含量相同的條件下，停噴壓力值隨含水率的上升而增大，含水率上升，油井自噴生產(chǎn)周期變短;

（3）綜合考慮二氧化碳含量和含水率因素，發(fā)現(xiàn)二氧化碳含量在對(duì)停噴壓力值預(yù)測(cè)時(shí)起主導(dǎo)作用，也就是說(shuō)二氧化碳對(duì)自噴的有利作用大于含水率帶來(lái)的不利影響，表明了注氣生產(chǎn)相比于注水開(kāi)發(fā)的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，也說(shuō)明了二氧化碳驅(qū)油具有適用范圍廣，應(yīng)用前景大的優(yōu)點(diǎn)。

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