高含CO2油井举升工艺接替时机分析

    赵忠武 刘捷

    

    

    

    

摘 ?????要： CO2驱作为一项具有前景的工艺技术，既能补充地层能量，又能降低原油的黏度，相比注水开发具有独特优势。但由于CO2对原油物性参数有较大影响，使得井筒中气液两相流动规律发生变化，不同于常规天然气和原油体系的流动规律。在CO2-原油物性计算模型分析的基础上，建立了高含CO2油井的节点分析模型，考虑高CO2含量下的相态特点，在几种不同出口压力条件下，针对新疆油田不同CO2含量和不同含水率情况下的停喷压力进行了预测。分析结果表明，停喷压力随含水率上升而增大，随CO2含量上升而减小。

关 ?键 ?词：二氧化碳;节点分析;状态方程;停喷压力

中圖分类号：TE 357????????文献标识码：?A ??????文章编号： 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

    二氧化碳驱是当前世界范围内一项较为成熟、高效的采油技术，相比传统水驱油具有独特的技术优势[1]，因此具有广阔的应用前景，也一直是我国的研究重点。国内外大量学者对CO2-原油体系的基本物性进行了研究[2-25]，结果表明，CO2在原油中具有很好的溶解性，且CO2在原油中的溶解会导致原油黏度、体积系数以及密度等物性参数发生变化，变化规律与天然气和原油体系表现出来的变化规律存在明显差异，这就使得常用多相管流计算方法无法适应CO2-原油-水流动过程中压降的计算。

    因此，从CO2-原油混合物相平衡计算出发，在确定高含CO2井筒压力计算方法的基础上，建立了高含CO2油井的节点分析模型，并对油井的停喷压力进行了预测。

    1 ?建立模型

1.1 ?状态方程优选

    Phillips[26]（1912）首次提出基于状态方程建立黏度模型的可行性，随后大量研究者开发出基于不同状态方程的黏度模型。常用的状态方程有PR[27]、SRK[28]、BWRS[29]这三种，这些状态方程半理论、半经验的关系式，都有一定的使用范围，为了能够准确进行井筒压降的计算，首先根据CO2-原油体系室内实验数据，对三种状态方程进行评估，选择计算精度最高的状态方程作为后期井筒CO2-原油-水体系压降计算的基础。

    依据新疆油田现场得到的混合相黏度数据资料对状态方程进行选择，分别计算出不同状态方程下对应的混合相黏度值，然后与实验数据进行误差分析，以误差最小原则优选适合该区块的状态方程。表1计算结果表明，PR状态方程平均相对误差1.67%，是三个状态方程中误差最小的，因此，节点分析过程中油气体系物性参数的计算时状态方程选PR方程。

    对于多组分体系，PR状态方程的形式：

    式中：P?—压力，MPa;

R?—气体通用常数，0.008?314?MPa×m3/（kmol×K）;

T?—温度，K;

V?—比容，m3/kmol;

Xi、Xj、n分别表示组分i和组分j的摩尔分数以及组分个数;

kij?—二元交互作用系数;

m?—混合物。

1.2 ?考虑相态的多相管流计算模型

    CO2会对原油黏度、体积系数和密度等参数造成影响，因此必须结合相平衡和状态方程，对多相管流模型进行修正才能运用于高含CO2的油井。国内外多相管流计算方法很多，对模型的选择是针对具体的油气藏条件，根据经验和对比计算来选择固定的计算方法，本次研究依据经验选用Hagedorn- Brown方法，Hagedorn-Brown[30]导出的多相管流压降公式：

    

    式中： ?p?—压力增量，MPa;

?H?—深度增量，m;

ρm?—气液混合物密度，kg/m3;

fm?—两相摩阻系数;

ql?—地面产液量，m3/d;

Mt?—地面標准条件下每生产1 m3气液混合物的总质量，kg/m3;

d?—油管内径，m;

vm?—气液混合物速度，m/s。

    为了使Hagedorn-Brown方法适合高含CO2油井的多相流计算，相关式中的各参数要考虑井筒内CO2-原油体系的相态变化特点，确定如下：

    （1）混合物的单位体积质量

    Mt?=1?000g 0?+?1.205GORgg

    式中： ?GOR?—气油比;

go?—油相对密度;

gg?—CO2相对密度。

    （2）气相密度、液相密度、气液混合物密度

    式中：?Zg?—气体压缩因子;

Zo?—原油体积系数;

yi?—组分i的摩尔分数，无因次;

Mi?—组分i的质量流量，kg/m3;

Hl?—持液率，无因次。

    （3）气相速度、液相速度、气液混合物速度

    

    

    式中：`T —平均温度，K;`

P —平均压力，MPa;

A —横截面积，m2。

    （4）气液混合物黏度

    

    式中：?mm?—混合物黏度，mPa×s;

mo?—原油黏度，mPa×s;

mg?—气相黏度，mPa×s。

1.3 ?流入动态模型

    流入动态模型，即流入动态方程，是在一定的油氣压力下，流体产量与相应井底压力的关系方程，流入动态计算方程最常见的有四种：Vogel方法、Jones方法、Fetkovich方法、采油指数方法。每一种方法都有各自的应用范围，没有一种方法能够适合所有的油井，某方法在一口油井中预测精度可靠，但是在另一口井中预测精度可能是最差的。本文为了便于计算，选用采油指数方程，模型数学形式为：

    

    式中：??J —采油指数，m3/（d×MPa）;

Pr?—地层压力，MPa;

Pwf?—井底压力，MPa。

    2 ?高含CO2油井停喷预测

    过去预测油气藏的废弃地层压力最常用的方法是将同一相似气藏的开采动态相比较，通过类比分析和经验公式来计算，由于计算机技术和多相流计算方法的发展，越来越多的工程师应用更加精确地分析技术来预测停喷压力-这就是节点分析技术（SNA）。

    这种方法是绘制出不同流量和储层静压下的流入、流出动态曲线，然后进行分析。停喷压力是指在该压力下流入动态曲线和油管动态曲线不再相交，如图1所示。流入动态曲线和油管动态曲线的交点即为一定井口压力下定产量生产油井可能生产的最小地层压力。

    以新疆油田A区的油井为例，在油井含水10%、含CO2分别为18.58%和51.86%的情况下，对1～4 MPa不同井口压力时的停喷压力进行预测，预测过程中由于CO2的百分含量无法直接参与计算，因此转化为混合相中的气液比来进行计算，计算结果如图2、图3所示。

    根据节点分析方法，图2中井口压力1～4 MPa对应的停喷压力分别为20、22、23、24 MPa;图3中井口压力1～4 MPa对应的停喷压力分别为16、21、23、24 MPa。综合分析可以发现，随着井口压力的降低，停喷压力也在降低，这主要是由于在保持产量一定的情况下，井底流压会同时降低，最终使得停喷压力变小。

    二氧化碳含量越高，也就是气液比越大，停喷压力值越低，尤其是当出口压力较低时体现得更为明显，因为随着二氧化碳含量的增加，原油中溶解的二氧化碳气体越多，原油的黏度越低，流动性能越好，在孔隙中流动阻力越小，并且大量溶解的二氧化碳气体会使原油体积发生膨胀，膨胀能使得油井自喷能量增大。

    3 ?停喷压力的影响因素分析

3.1 ?CO2含量对停喷压力的影响

    对比图2和图3可以看出，CO2含量越高，也就是气液比越大，停喷压力值越低，为了能更进一步分析CO2含量的影响，同样以含水10%的油井为例，用节点分析的方法确定不同CO2含量时的停喷压力，停喷压力随CO2含量的变化趋势如图4所示。

    从图形中可以直观的看出，随着气液比的增加，也就是二氧化碳含量的增加，初期停喷压力保持不变，当气液比增大到一定程度后，油井的停喷压力开始下降，井口压力越大下降趋势越平缓，井口压力越小下降趋势越明显。初期由于气液比较小，管流过程中能量的损失以滑脱为主，虽然气液比增大，但对能量損失的影响不大，因此停喷压力基本不变;气液比增大到一定程度，管流过程中的能量损失就以摩擦为主，随气液比的增大，流动过程中的压力损失降低，使得停喷压力也会随之降低。

3.2 ?含水率对停喷压力的影响

    由于CO2在原油和水中溶解度的不同，含水率必然会影响油水混合物的物性参数，进而影响油井的停喷压力，如图5-8所示，反映了不同井口压力条件下含水率对停喷压力的影响。

    图5-8中停喷压力曲线都是呈上升趋势的，并且上升的幅度越来越大，这说明不管在哪种出口压力条件下，停喷压力都随含水率的上升而增大，而且含水率越高，停喷压力增大的也越快。

    由于二氧化碳在水中的溶解度远远小于在原油中的溶解度，所以含水率上升后，流体中溶解的二氧化碳含量降低，气体膨胀能减小，流动过程中的各种压降损失增大，就造成了停喷压力随含水率增加的趋势;图中还有一个共同点就是高二氧化碳含量对应着低停喷压力曲线，这是由于二氧化碳含量增加，原油中溶解的量也会增加，溶解的二氧化碳一方面增大了原油体积，储存了弹性能量，驱替原油流动，另一方面降低了原油黏度和流动过程中的压降损失、摩阻损失，使得自喷时间延长，停喷压力降低。图5-8停喷压力曲线间距逐渐变小，因为出口压力越低，生产压差相对就变大，压差增大了，就会使得自喷时间延长，停喷压力值降低。

    4 ?结论

    （1）依据PR状态方程而建立的用来预测停喷压力的节点分析模型准确性较强，通过模型分析的停喷压力值对新疆油田A区实际生产具有较强的指导意义;

    （2）在含水率相同的条件下，停喷压力值随二氧化碳含量的增加而降低，油井自喷生产周期变长;在二氧化碳含量相同的条件下，停喷压力值随含水率的上升而增大，含水率上升，油井自喷生产周期变短;

    （3）综合考虑二氧化碳含量和含水率因素，发现二氧化碳含量在对停喷压力值预测时起主导作用，也就是说二氧化碳对自喷的有利作用大于含水率带来的不利影响，表明了注气生产相比于注水开发的独特优势，也说明了二氧化碳驱油具有适用范围广，应用前景大的优点。

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