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摘要：随着注CO2气体时间的延长和注入量的增加，剖面均衡性变差，注入的CO2气体前沿缘会沿高渗透条带突进，导致油井采出流体中CO2含量远超出最初的开发预测数据，导致部分油井井口出油温度过低，甚至造成井筒冻堵。建立CO2原油混合体系在井筒流动中的温度、压力耦合模型，编制“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，分析了CO2摩尔分数、日产油量及井深对井口采出液温度的影响。结果表明，随着CO2摩尔分数增加，井口采出液温度降低；相同CO2摩尔分数下，随着井深、日产油量的增加，井口采出液温度均表现为逐渐增加的趋势。此外，该软件界面友好，方便现场人员操作，具有一定的工程实际价值。
关键词：二氧化碳驱；井筒流动；软件编制
近年来，我国新增中低-特低渗透油藏储量逐年增加，CO2作为一种驱油剂，在低渗透油藏开发中具有明显的增油降水效果。向地层中注入CO2不仅能有效降低原油粘度，减少残余油饱和度，溶解储层中胶质，提高渗透率，而且能有效的减少空气污染，降低温室效应，故应用CO2驱油在低渗透油田有较好的前景。国外开展CO2驱油时间较早，采用黑油模型对CO2原油混合体系物性不能进行准确的描述。因此，考虑采用组分模型对混合体系物性进行描述，建立CO2原油混合体系井筒流动温度压力模型，编制“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，分析CO2摩尔分数、日产油量及井深对井口采出液温度的影响，对现场作业具有一定的参考价值。
一、CO2驱采出井筒水力热力计算
CO2驱油是一种将CO2封存和减排、提高石油采收率结合在一起的经济有效的方法，起到“一箭双雕”的作用，是CO2资源化利用和提高石油采收率的切实可行的技术手段。但是，随着注CO2气体时间的延长和注入量的增加，剖面均衡性变差，注入的CO2气体前沿缘会沿高渗透条带突进，导致油井采出流体中CO2含量远超出最初的开发预测数据，导致部分油井井口出油温度过低，甚至造成井筒冻堵。本章通过调用Refprop软件计算CO2物性参数，计算采出井筒的温度场和压力场分布，为后续判断井口是否存在CO2水合物及分析冻堵机理奠定基础。
1、CO2驱采出井筒温度场模型。目前，常采用“Ramey模型”及改进的“Hasan-Kabir模型”计算井筒温度场分布，在计算时，将热量在井筒和地层的传热过程分为：①地层产出的热流体在井筒中由下至上流动，在井筒中产生热对流；②热流体通过油、套管壁热传导，环空热对流和热辐射，以及水泥环热传导将热量传递至水泥环外边界；③热流体的热量在无限大地层中的热传导。在处理井筒温度模型时，通常将热量在井筒中对流换热及其在油管-环空-套管-水泥环等介质中的热传导简化成稳态传热，并将油管-环空-套管-水泥环等介质考虑为一种传热介质，引入总传热系数；而将热量在地层中的热传导看作非稳态传热，将热阻看作随时间变化的函数。但是，这种处理方法与真实的井筒传热情况不符，在计算短时间传热的计算精度不高。因此，可将油管-环空-套管-水泥环等介质考虑为一种传热介质，并认为油管-环空-套管-水泥环-地层间的热传导均为非稳态传热，更准确地计算井筒的温度场分布。
通过分析，可将井筒和地层的传热过程分解为两个部分：①油管-环空-套管-水泥环-地层间的非稳态传热；②油管内和油套环空的对流换热。下面，对这两个传热过程分别建立数学模型，进而建立采出井筒温度场分布的计算模型。
（1）井筒流体传热模型
在井筒中选取单元控制体，建立柱坐标系，如图。
考虑流体在井筒内流动和传热的复杂性，需作出如下假设条件：①井筒内流体流动为一维稳态流动，同一截面上气液两相温度、压力相等；②在单元控制体内，各相温度相同；③在计算时间步长内，流体的热物性参数为常数。
（2）井筒和地层瞬态传热模型。考虑流体在井筒内流动和传热的复杂性，在建立井筒温度场计算模型时，需作出如下假设条件：①由牛顿冷却定律来表征热流体在油管内的热对流状态；②将油管-环空-套管-水泥环-地层间考虑为均一传热介质，认为油管-环空-套管-水泥环-地层间的热传导均为非稳态传热，不考虑纵向的传热；③油套管同心。
二、CO2驱采出井筒温度与压降耦合计算
在计算井筒温度模型时，需要已知的流体热物性参数和压力数据，求解得到的井筒温度又会影响流体的热物性参数和压力；计算井筒压力梯度模型时，需要已知的流体热物性参数和温度数据，求解得到的井筒压力梯度又会影响流体的热物性参数和温度；流体的热物性参数随流体的温度及压力变化，又会对井筒的温度和压力梯度产生反作用；井筒的温度、压力梯度和气液两相流的热物性参数三者之间相互影响，在求解井筒温度场和压力场分布时需要耦合求解。
井筒的温度、压力梯度和气液两相流的热物性参数三者无法联立求解，需要对模型进行相应的网格划分和计算时间步划分。在每一个控制体内，假定初始压力为静气柱压力、初始温度为地温、初始热物性参数为初始温度和初始压力下的热物性参数，进行耦合求解，若计算结果不满足精度要求，则将计算结果赋值给计算初值，进行循环计算，直至达到计算精度，并将计算得到的温度、压力和热物性参数，作为下一单元控制体的初始条件，依次计算，即可求得整个井筒的温度场和压力场分布。将计算时间步推后，再次进行由井底到井口的温度、压力梯度和热物性参数计算，则可以得到下一时间步下的井筒温度场和压力场分布。
应用上述传热、压降耦合模型，以VisualStudio为编程平台，C#为汇编语言，开发了“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，软件结构整体框图如图2所示。该软件可以进行垂直井筒流动温度压力的相关计算，给定相应的工况参数和操作参数后，可以确定井筒流动温度压力分布，及影响井口采出液温度的因素。软件操作界面友好，易于现场人员使用。
三、井口采出液温度影响因素的分析
某CO2驱采油井为例进行计算，通过“井筒流动温度和压力耦合软件”进行计算，并分析CO2摩尔分数、日产油量及井深对井口采出液温度的影响。
1、CO2摩尔分数对井口采出液温度的影响。日产油量10.6m3/d时，不同CO2摩尔分数下的井口采出液温度。
从图可以看出，井口采出液温度随着CO2摩尔分数的增加而逐渐降低。
2、日产油量对井口采出液温度的影响，CO2摩尔分数为0.481%、井底流压为16.95MPa时，不同日产油量下的井口采出液温度，在CO2摩尔分数相同时，井口采出液的温度随日产油量的增加而增加，但随着产液量的增加，井口温度增加的幅度变小。
结论
（1）考虑CO2原油混合体系物性变化，建立井筒温度、压力耦合模型，编制“井筒流动温度和压力耦合计算软件”，软件界面友好，操作方便，便于现场工作人员使用，具有一定工程应用价值。
（2）分析结果表明：在CO2摩尔分数、日产油量、井深三个影响因素中，CO2摩尔分数起主导作用。随着CO2摩尔分数增加，井口采出液温度逐渐降低；相同CO2摩尔分数下，随着日产油量、井深的增加，井口采出液温度均表现为逐渐增加的趋势。
参考文献：
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