楊 陽 于繼飛 幸雪松 姬煜晨 張 磊 邱 浩 岳家平
(中海油研究總院有限責任公司， 北京 100028)
為了減少CO2在大氣中的排放，延緩氣候變暖的趨勢，人們研究了CO2捕捉與封存技術(carbon capture，utilization and storage，CCUS)。對于CO2的封存，既可以通過鉆井作業將CO2注入到地下或海底長期儲存，也可以直接通過強化自然生物學作用將CO2儲存于植物、土地和地下沉積物中[1-4]。在石油工程中CO2的封存過程涉及油套管防腐、油管尺寸選擇與管內流態分析、注入壓力設計等內容[5-8]。當前的碳封存技術主要有兩大類：一是將CO2經高壓液化，然后注入海底；
二是對CO2進行地質封存，即將CO2儲存于地質構造中與大氣長期隔絕[9]。
全球首個CCUS項目是于1996年開始的挪威Sleipner項目，在該項目中將CO2注入到地下鹽水層，年封存CO2近百萬噸[10-14]。國內的CCUS項目起步較晚，且規模均未達百萬噸級，以十萬噸級規模為主[15-16]。
在海上X油田大位移CO2回注井項目中，就是將生產井所產的高含量CO2氣體回注至井下水層之中。本次研究將針對X油田大位移CO2回注井，優選油管尺寸，并分析井筒流體溫度、壓力及流態的變化，擬為后續設計提供參考。
CO2回注壓縮機的工程應用條件如下：回注壓力限值在11 MPa以下；
注氣溫度為138 ℃；
回注氣組分中CO2的質量分數為95.46%。油藏注氣指標設定如下：最大注氣量為39×104m3/d；
最低注氣量為0.89×104m3/d。根據油藏注氣指標、井身軌跡和回注氣組分，計算各種油管尺寸下所需的注氣壓力，確保注氣壓力低于11 MPa，從而確定回注井的油管尺寸。
注氣量及不同尺寸油管的注入壓力變化如圖1所示。可以看出，井底所需注入壓力基本保持不變，在8.5 MPa左右。在注氣量較高的2個時間點，3種油管尺寸下的井口注入壓力曲線上均有2個峰值，由此可得最大注入壓力。其中：31/2″油管的最大注入壓力為12.6 MPa；
41/2″油管的最大注入壓力為9.4 MPa；
51/2″油管的最大注入壓力為8.5 MPa。在注入壓力小于11 MPa的限值下，31/2″油管的最大注入壓力超限，41/2″和51/2″油管可以滿足CO2氣體回注壓力的要求。出于經濟性考慮，選擇了41/2″油管。
圖1 注氣量及不同尺寸油管的注入壓力變化
在回注初期注氣量較高的情況下，井口注入壓力與井底所需注入壓力相比基本持平或略高；
但在回注后期注氣量降低之后，井口注入壓力低于井底所需注入壓力。
根據油藏注氣指標及前面所選的油管尺寸(41/2″油管)，針對3個典型注氣階段的注氣量，即最大注氣量、中等注氣量和最低注氣量，應用商業軟件中的集成溫壓公式計算井筒溫度與壓力。
不同注氣量下的井筒溫度變化如圖2所示。在中、高注氣量下，井筒溫度逐漸降低，在垂深680 m處溫度曲線出現拐點，隨著垂深的增加井筒溫度降幅增大。這是由于自垂深680 m處往下即開始接近大位移井的水平段，井斜角可達86°。在低注氣量下，垂深120 m處井筒溫度迅速降低到32 ℃左右，之后隨著垂深的增加而升溫。這是由于低注氣量下垂深120 m段為空氣段或海水段，散熱量較大。
圖2 不同注氣量下的井筒溫度變化
不同注氣量下的井筒壓力變化如圖3所示。在高注氣量下，井筒壓力先是隨著垂深的增加而增大，在接近水平段井筒壓力隨著垂深的增加而減少。這是由于接近水平段時重力所致的壓增(重力壓增)小于摩阻差(見圖4)。在中、低注氣量下，井筒壓力隨著垂深的增加而增大。
圖3 不同注氣量下的井筒壓力變化
圖4 不同注氣量下的重力壓增與摩阻差值
根據回注氣組分計算不同溫度條件下的井筒壓力，繪制回注氣相圖(見圖5)。當井筒中溫度高于14 ℃時，不會有水合物生成。由圖2可知，實際注氣過程中井筒內的最低溫度為32 ℃，因此井筒內不會有水合物生成。
CO2在常溫常態下為氣態，其臨界溫度和臨界壓力分別是31.2 ℃、7.39 MPa。當超出此臨界值時，CO2處于超臨界狀態，流體黏度近乎于氣體，其密度與液體相近[13]。海上X油田大位移CO2回注井的回注氣中除了有高含量的CO2，另外還有一些烴類組分(見圖5)。可以看出，這些烴類組分回注氣的臨界溫度和臨界壓力稍有不同，其中臨界溫度為32.1 ℃，臨界壓力為 7.77 MPa。利用商業軟件集成的氣體狀態方程與壓力計算公式分析回注過程中井筒內流體的流態，高、中、低注氣量下的分析結果如表1-表3所示。
圖5 回注氣相圖
表1 高注氣量下井筒內溫壓及流體流態
表2 中注氣量下井筒內溫壓及流體流態
表3 低注氣量下井筒內溫壓及流體流態
在高、中注氣量下，井筒內的流體均為氣態；
在低注氣量下，井筒內的流體在不同流態間依次轉換，即氣態 — 泡流 — 段塞流 — 層狀流。
(1) 高注氣量。從井口到井底段，溫度較高，流體均處于超臨界狀態，呈氣態。
(2) 中注氣量。從井口到垂深210 m段的溫壓條件下，流體處于相圖中的氣態區；
從垂深210 m處到井底段，溫度較高，流體處于超臨界狀態，呈氣態。
(3) 低注氣量。在井口處溫壓條件下，流體處于相圖中的氣態區；
在垂深117、210 m處溫壓條件下，流體處于相圖中的氣液兩相區，呈泡流、段塞流；
在垂深542 m至井底段的溫壓條件下，流體處于超臨界狀態，呈層狀流，且井身軌跡近乎于水平。
基于注氣指標、注氣組分、井身軌跡、注入溫度等因素，針對海上X油田大位移CO2回注井進行油管尺寸優選，并對井筒流體溫度、流體壓力及流態特征進行了分析。對于海上X油田CO2回注井，采用41/2″油管即可滿足工程壓縮機對回注壓力的要求。首先，在高、中注氣量下，井筒流體溫度隨井深增加而降低；
在低注氣量下，井筒流體溫度在空氣段和海水段迅速下降而后隨井深增加而升高。其次，在高注氣量下，井筒流體壓力隨井深增加而增大，直至接近水平段時隨井深增加而降低；
在中、低注氣量下，井筒流體壓力隨井深增加而增大。此外，當處于溫壓超臨界狀態時，井筒中的流體在中、高注氣量下呈氣態，在低注氣量下呈不同流態依次轉換，即氣態 — 泡流 — 段塞流 — 層狀流。