超临界CO2钻井井筒内流动参数变化规律

孙宝江, 孙小辉, 王志远, 王金堂, 刘书杰, 夏　强, 蔡德军

(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580; 2.中海油研究总院，北京 100028;3.中国石油集团海洋工程有限公司钻井事业部,天津 300280)



超临界CO2钻井井筒内流动参数变化规律

孙宝江1, 孙小辉1, 王志远1, 王金堂1, 刘书杰2, 夏强2, 蔡德军3

(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580; 2.中海油研究总院，北京 100028;3.中国石油集团海洋工程有限公司钻井事业部,天津 300280)

优选适用于超临界CO2钻井井筒温度和压力条件下的CO2物性参数计算方法,基于井筒中CO2的物性变化规律,以比焓为研究对象,建立超临界CO2钻井井筒流体流动控制方程组,分析超临界CO2流体物性参数变化对井筒内流动规律的影响。计算结果表明:在超临界CO2钻井井筒温度和压力条件下,采用Span-Wagner方法和V-W方法计算CO2的物性参数平均计算误差最小,分别在0.5%和1.5%以内,相对于其他方法计算精度更高;随井深的增加,钻杆内和环空中CO2密度、黏度和导热系数逐渐减小,比热容先增大后减小;受物性参数变化的影响,环空流体流速和动能沿井深逐渐增大,携岩能力逐渐增强,流体压力沿井深的变化趋势呈非线性;忽略密度、黏度、比热容、导热系数等物性参数的变化会导致CO2携岩能力、井底压力和井筒温度分布的计算误差,算例中各误差分别在10.7%、7.9%和1.1%以内。

钻井; 超临界二氧化碳; 热物性参数; 携岩能力; 温度和压力分布

引用格式:孙宝江,孙小辉,王志远,等. 超临界CO2钻井井筒内流动参数变化规律[J].中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(3):88-95.

SUN Baojiang, SUN Xiaohui, WANG Zhiyuan, et al. Flow behavior analysis during supercritical CO2drilling: consideration of varying thermo-physical properties of CO2in wellbore[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2016,40(3):88-95.

超临界CO2(SC-CO2)是温度大于临界温度(314.3 K)、压力大于临界压力(7.37 MPa)的CO2。随着钻井技术的发展,SC-CO2在钻井工程中的应用引起了广泛关注[1-4]。SC-CO2钻井是利用CO2作为钻井液,在循环过程中清洗井眼、平衡地层压力,同时在井底处达到超临界态,实现较高的破岩效率。与水和空气等钻井液不同,CO2循环过程中其自身的物性参数存在较大变化,物性参数的变化会对井筒内钻井液的携岩速度、压力、温度等参数产生一定影响。要解决SC-CO2钻井过程中的携岩、控压钻进、水合物预测等问题,须对井筒内CO2的物性变化规律进行研究。笔者通过计算对比,优选适用于SC-CO2钻井井筒温度和压力条件下的CO2物性参数计算方法,即Span-Wagner方法和V-W方法,建立SC-CO2钻井井筒流体流动控制方程组,分析CO2物性参数变化对SC-CO2钻井井筒内流体流动规律的影响。

1　CO2物性参数计算

为了研究井筒内CO2物性参数变化对流动参数的影响,须对SC-CO2钻井温度和压力条件下的CO2物性参数计算方法进行优选。考虑钻井井深在3 000 m以内,地层温度梯度和压力梯度分别为0.03 K/m 和0.01 MPa/m,井口回压为5 MPa,CO2注入温度在253.15 K以上,环空返出温度在293.15 K以下。在以上温度和压力条件下,对CO2的物性参数计算方法进行对比和优选。

1.1密度、比热容和焓

PVT气体状态方程描述了气体的容积特性,是计算气体热物性参数的一种最常用的方法。常用的方程形式包括PR方程、SPK方程、BWRS方程等[5-6],利用亥姆霍兹能方程是另一种计算气体热物理性质的方法,该方法对密度、比热容、焓等热物性参数进行同步拟合,保证了各个热力学参数的热力学统一性。

Span-Wagner方法[7]是一种基于亥姆霍兹能方程进行CO2热物性计算的常用方法,它直接从能量方程入手,提高了计算精度。据文献报道[8],Span-Wagner方法对于密度、比热容等物性参数的计算误差最小,在2%以内。以NIST的标准数据值[9]为参照,在SC-CO2钻井温度和压力条件下,对以上几种CO2热物性参数计算方法进行计算和对比。通过计算得到DPR、DAK、Cranmer、PR、SPK、BWRS和Span-Wagner方法密度平均计算误差分别为12.83%、13.34%、40.54%、8.01%、11.48%、10.15%和0.11%。另外,Span-Wagner方法的比热容和焓的平均计算误差分别为0.29%和0.04%,其他方法的计算误差较大。在SC-CO2钻井井筒温度和压力条件下,采用Span-Wagner方法计算CO2的密度、比热容和焓。

1.2黏度和导热系数

黏度和导热系数是气体另外两个重要的热物性参数。研究表明,PVT气体状态方程理论无法适用于黏度和导热系数的计算[10],目前的计算方法主要采用半经验、半理论的方程形式。对于不同的密度区域,进行气体黏度和导热系数的计算采用对低压力下的黏度和导热系数乘以一定比值或附加残余量两种校正方式。基于校正过程中考虑的因素不同,主要分为以下几类方法:LGE法[11]的校正过程主要考虑了温度和气体摩尔质量的影响;DS法、Lucas法、LBC法、M-T法和Sutton法[12-15]的校正过程主要考虑了温度、摩尔质量、准临界温度和准临界压力的影响;Chung法[16-17]的校正过程除了考虑温度、摩尔质量、准临界温度和准临界压力之外,还考虑了分子结构参数(如偏心度、电磁偶距等)的影响,具有较高的适用范围和计算精度。

特别地,针对CO2气体的黏度和导热系数计算,B-V法采用多项式进行拟合,适用范围在260～450 K、8～70 MPa,计算方法简单。Vesovic 等[18-19]提出V-W法,分3部分计算CO2的黏度和导热系数,包括零密度界限下的初始量、实际密度下的增量和临界点附近的增量,计算精度高。以NIST的标准数据值为参照,在SC-CO2钻井温度和压力条件下,对以上几种CO2黏度和导热系数的计算方法进行计算和对比。各种计算方法的平均误差如表1所示。

通过不同方法的计算结果对比发现,V-W法计算误差最小,对CO2的黏度和导热系数平均计算误差分别为0.53%和1.38%。在SC-CO2钻井井筒温度和压力条件下,采用V-W法计算CO2的黏度和导热系数。

2　SC-CO2钻井井筒流体流动控制方程组

钻井过程中CO2物性特征的变化必然会影响井筒内流体流动参数的变化。为了研究井筒内CO2物性参数变化对流动参数的影响,以比焓为研究对象建立SC-CO2钻井井筒流体流动控制方程组,主要包括温度场和压力场方程。

2.1温度场方程

考虑CO2流动过程中的相态及热物性参数变化,以比焓为研究对象,进行SC-CO2钻井温度场模型推导。假设[20-21]:①井筒内CO2进行一维稳态流动;②忽略纵向上的热量传递;③忽略钻头摩擦产生的热量;④不考虑岩屑对井筒内温度压力场的影响;⑤不考虑井筒内CO2水合物的生成。

钻杆和环空内CO2稳态流动下,流体的能量守恒方程为

(1)

式中,Q为单位质量的流体向外传递的热量,J/kg;h为单位质量流体的焓,J/kg;v为流体流速,m/s;g为重力加速度,m/s2;θ为井斜角,rad;L为井筒任意深度,m。

由钻杆流入环空的热量QDP→A为

(2)

其中

式中,TDP和TA分别为钻杆和环空内流体的温度,K;CDP为钻杆内流体的比热容,J/(kg·K);w为流体的质量流速,kg/s。

由环空流入钻杆和地层的热量QA→DP和QA→E为

(3)

其中

式中,TE为地层温度,K;CA为环空内流体的比热容,J/(kg·K);TD为无因次温度;Ke为地层导热系数,W/(m·K)。

将式(1)和(2)联立,得到环空内的流体温度场隐式方程为

(4)

将式(1)、(3)、(4)联立,得到钻杆内的流体温度场隐式方程为

(5)

式中,hDP和hA分别为钻杆和环空流体的比焓,J/kg;UDP和UA分别为钻杆和环空流体的传热系数,J/(m2s·K);rDP和rIC分别为钻杆内径和套管内径,m;vDP和vA分别为钻杆和环空内流体的流速,m/s。

与CO2相比,传统水基钻井液循环过程中一般不会发生相变,流体对外膨胀做功以及自身物性参数的变化很小。如果仅以内能为研究对象,忽略流体流动过程中的膨胀做功和机械能变化的影响,对式(4)、(5)进行以下简化,

(6)

以上温度场模型即为传统钻井液温度场模型[22],

(7)

(8)

2.2压力场方程

SC-CO2循环过程中密度和黏度变化很大,井筒内流体压力沿井深的变化趋势为非线性。为了保持井底处为欠平衡状态或平衡状态,须对井筒内流体压力场进行准确计算。钻杆和环空内的压力场方程为

(9)

式中,p为流体压力,Pa;dC为水力直径,m;f为摩阻系数。

式(9)等号左侧最后一项为摩阻压降项,钻杆内流体受摩擦力方向与重力方向相反,符号为负,环空内符号为正。摩阻系数为管壁特征尺寸和雷诺数的函数,不同流态下通用的摩阻系数表达式为

f=f(Re,ε,dC).

(10)

式中,Re为雷诺数;ε为粗糙度,m。

钻具和环空的管壁特征尺寸恒定,CO2摩阻系数的变化主要与雷诺数有关。CO2发生相变后,密度和黏度随之变化导致Re改变,从而影响其摩阻系数。为了精确计算,须对不同Re范围内CO2的摩阻系数进行分析。通过室内CO2管流试验,对比确定出了不同Re下的CO2摩阻系数计算方法[23],

3　计算结果验证

关于SC-CO2钻井,尚缺少现场实例。采用间接的验证方法对以上SC-CO2钻井井筒流体流动控制方程组进行改进,得到注SC-CO2的井筒温度场方程,并结合现场试验数据进行验证。

将钻杆内温度场方程进行改进,

将式(12)代入式(1)中得到注CO2的井筒温度场模型为

苏北溱童凹陷草舍油田某井于2005年8月进行了注CO2试验。注CO2试验过程中,沿井筒纵向不同位置上取9个节点,记录井筒纵向上的温度和压力分布,井筒参数和试验参数见文献[24],结果如图1所示。井筒内温度和压力计算与实测结果对比显示,温度计算误差小于2.7%,压力计算误差小于1.4%,间接验证了建立的SC-CO2钻井温度和压力场模型计算精度较高。

图1　井筒内CO2温度、压力的计算与实测结果对比Fig.1　Comparison between field data and calculated data of CO2 temperature and pressure in wellbore

4　算例分析

[20]中的SC-CO2试验井参数,设计SC-CO2连续油管钻井算例进行计算模拟。算例井基本参数:施工排量为2.3 kg/s,注入温度为253 K,循环时间为10 h,井口回压为5.5 MPa,地面温度为293 K,温度梯度为0.03 K/m,地层比热容为837.0 J/(kg·K),地层导热系数为2.3 W/(m·K),水泥环比热容为880.0 J/(kg·K),喷嘴水力直径为6.35 mm,油套管粗糙度为0.000 5 m,裸眼粗糙度为0.002 5 m。图2为井身结构示意图。

4.1井筒内CO2物性参数的变化

4.1.1密度和流速

图3为CO2的密度和流速随井深的变化曲线。从图3中可以看出,随着井深的增加,CO2的密度逐渐减小,流速逐渐增大,但变化趋势逐渐减缓。因为CO2的密度是温度和压力的函数,温度升高,体积膨胀、密度减小,而压力升高,体积被压缩、密度增大。

图2　SC-CO2连续油管钻井井身结构示意图Fig.2　Schematic diagram of SC-CO2coiled tubing drilling

随着井深的增加,CO2的温度和压力逐渐增大,其中自身温度上升对密度减小起主导作用。井底处,经钻头喷嘴节流后,CO2被迅速压缩,密度增大。

4.1.2黏度和摩阻系数

图4为CO2的黏度和摩阻系数随井深的变化曲线。从图4中可以看出,随着井深的增加,CO2的黏度逐渐减小,钻杆和环空内的摩阻系数变化不大;接近井底处,受裸眼段粗糙度上升影响,摩阻系数突然增大。由于钻井过程中CO2流速大、密度大、黏度低,Re通常在1×105以上,此时Re在一定范围内的变化对摩阻系数影响不大,摩阻系数的变化主要受水力直径和管壁粗糙度的影响。

图3　CO2的密度和流速随井深的变化Fig.3　Variation of CO2 density and flow velocity of SC-CO2 drilling with depth

图4　CO2的黏度和摩阻系数随井深的变化Fig.4　Variation of CO2 viscosity and friction factor of SC-CO2 drilling with depth

4.1.3比热容、导热系数和对流换热系数

图5为CO2的比热容、导热系数和对流换热系数随井深的变化曲线。由图5中可以看出,随着井深的增加,导热系数逐渐减小,比热容和对流换热系数先增大后减小,在井深约为800 m时达到最大值。比热容变化表示CO2的储热能力变化,而对流换热系数变化表示相同温差下CO2与周围地层之间的对流换热速率变化。随着井深增加,CO2的储热能力和对流换热速率先增加后减小,而前者变化更快。CO2传热参数(即比热容和导热系数)的变化会对井筒内流体温度场产生一定的影响。

4.2物性参数变化对SC-CO2钻井井筒内流动规律的影响

SC-CO2钻井井筒内CO2的密度、黏度、比热容、导热系数等物性参数变化表明其压缩性、流变性、储热和导热能力等性质发生改变,必然对井筒内流体流动规律产生影响。为了分析井筒内CO2物性参数变化对其携岩能力、温度、压力等参数的影响,分别对考虑(V)和忽略(C)CO2物性变化时的井筒流体流动参数计算结果进行对比。若忽略钻井过程中流体物性的变化,则假设CO2是一种物性恒定的理想流体,物性参数取其循环过程中的平均值:密度为799.7 kg/m3,比热容为2 545.5 J/(kg·K),黏度为75.2 μPa·s,导热系数为0.091 5 W/(m·K)。

图5　CO2的比热容、导热系数和对流换热系数随井深的变化Fig.5　Variation of CO2 specific heat capacity, thermal conductivity and heat transfer coefficient curves of SC-CO2 drilling with depth

4.2.1物性参数变化对携岩能力的影响

在气体钻井的环空携岩问题研究中,Angel模型得到了广泛的应用。SC-CO2喷射破岩时,形成的岩屑粒径比空气钻井时更小,最小动能准则同样适用于SC-CO2钻井[25],因此应用最小动能准则计算SC-CO2钻井的最小携岩速度。

图6为CO2的流速和最小携岩速度随井深的变化曲线。由图6中可以看出,基于最小动能准则,若忽略CO2的物性变化,环空内各点的流体流速无法满足携岩要求。实际上,随着井深的增加,CO2携岩能力逐渐增大,井深大于740 m时,就可以满足携岩要求。沿井深方向上,CO2密度逐渐减小,流速和动能逐渐增大,导致其携岩能力增强。算例中,忽略CO2物性变化,最小携岩速度计算误差可达到10.7%,井筒内CO2的物性参数变化对其携岩能力影响较大。

图6　CO2的流速和最小携岩速度随井深的变化Fig.6　Variation of flow velocity and minimum cuttings carrying velocity of CO2 with depth

4.2.2物性参数变化对压力场的影响

图7为CO2的压力随井深的变化曲线。由图7中可以看出,若不考虑其物性变化,钻具和环空内的CO2压力线性增大,井底处于过平衡状态。实际上,考虑其物性变化,CO2压力变化呈非线性,井底处于欠平衡状态。因为CO2具有可压缩性,其密度沿井深连续变化,单位深度上静液柱压力和摩阻压降并不相同。要实现平衡钻井或近平衡钻井,须对压力场进行精细控制。算例中,忽略CO2物性变化,流体压力计算误差最大为7.9%,表明CO2的物性参数变化对井底压力的计算具有一定的影响。

图7　CO2的压力随井深的变化曲线Fig.7　Variation of CO2 pressure with depth

4.2.3物性参数变化对温度场的影响

图8为CO2的温度随井深的变化曲线。由图8中可以看出,随着井深的增加,钻杆和环空内的温度逐渐增大,CO2的相变点分别在880和750 m处。井筒内各点上考虑和忽略物性变化时CO2的温度并不相同,总体上两者间的差异随井深增加先减小后增大。忽略物性参数的变化会对井筒温度分布的计算产生一定的误差(算例中最大误差为1.1%),主要与钻杆和环空内CO2比热容和对流换热系数的变化有关。

图8　CO2的温度随井深的变化曲线Fig.8　Variation of CO2 temperature with depth

5　结　论

(1)优选出了适用于SC-CO2钻井井筒温度和压力条件下的CO2物性参数计算方法,以比焓为研究对象,建立了SC-CO2钻井井筒流体流动控制方程组,分析了井筒内CO2物性参数变化对流动规律的影响。

(2)在SC-CO2钻井井筒温度和压力条件下,Span-Wagner方法和V-W方法的平均计算误差最小,分别在0.5%和1.5%以内,相对于其他计算方法精度更高。

(3)随井深的增加,钻具和环空中CO2密度、黏度、导热系数逐渐减小,比热容先增大后减小;受物性参数变化的影响,CO2的流速和动能沿井深逐渐增大,携岩能力逐渐增强,压力变化沿井深呈非线性。

(4)忽略密度、黏度、比热容、导热系数等物性参数的变化,会导致对CO2携岩能力、井底压力和井筒温度分布的计算产生误差,算例中各误差分别在10.7%、7.9%和1.1%以内。

参考文献:

[1]杜玉昆,王瑞和,倪红坚,等.超临界二氧化碳射流破岩试验[J].中国石油大学学报(自然科学版),2012,36(4):93-96.

DU Yukun, WANG Ruihe, NI Hongjian, et al. Rock-breaking experiment with supercritical carbon dioxide jet [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2012,36(4):93-96.

[2]KOLLE J J. Coiled-tubing drilling with supercritical carbon dioxide[R].SPE 65534, 2000.

[3]李根生,王海柱,沈忠厚,等.超临界CO2射流在石油工程中应用研究与前景展望[J].中国石油大学学报(自然科学版),2013,37(5):76-80.

LI Gensheng, WANG Haizhu, SHEN Zhonghou, et al. Application investigations and prospects of supercritical carbon dioxide jet in petroleum engineering [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2013,37(5):76-80.

[4]孙宝江,张彦龙,杜庆杰,等.CO2在页岩中的吸附解吸性能评价[J].中国石油大学学报(自然科学版),2013,37(5):95-99.

SUN Baojiang, ZHANG Yanlong, DU Qingjie, et al. Property evaluation of CO2adsorption and desorption on shale [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2013,37(5):95-99.

[5]ELSHARKAWY A M, HASHEM Y S K S, ALIKHAN A A. Compressibility factor for gas condensates [J]. Energy & Fuels, 2001,15(4):807-816.

[6]廉黎明,秦积舜,刘同敬,等.修正混合规则的BWRS型状态方程及其在CO2-原油体系相态计算中的应用[J].中国石油大学学报(自然科学版),2013,37(2):81-88.

LIAN Liming, QIN Jishun, LIU Tongjing, et al. A BWRS type EOS based on modified mixing-rule and its application in phase behavior of CO2-crude system [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2013,37(2):81-88.

[7]SPAN R, WAGNER W. A new equation of state for carbon dioxide covering the fluid region from the triple-point temperature to 1100 K at pressures up to 800 MPa [J]. Journal of Physical and Chemical Reference Data, 1996,25(6):1509-1596.

[8]王海柱,沈忠厚,李根生,等.CO2气体物性参数精确计算方法研究[J].石油钻采工艺,2011,33(5):65-67.

WANG Haizhu, SHEN Zhonghou, LI Gensheng, et al. Research on the precise calculation method of physical parameters for CO2[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2011, 33(5): 65-67.

[9]LEMMON E W, MCLINDEN M O, FRIEND D G. Thermophysical properties of fluid systems [DB]. NIST Chemistry Webbook, NIST Standard Reference Database, 2005, 69.

[10]BAHADORI A, VUTHALURU H. A simple method for prediction of transport properties of carbon dioxide [R]. SPE 122859, 2009.

[11]LEE A L, GONZALEZ M H, EAKIN B E. The viscosity of natural gases [J]. Journal of Petroleum Technology, 1966,18(8):997-1000.

[12]DEAN D E, STIEL L I. The viscosity of nonpolar gas mixtures at moderate and high pressures [J]. AIChE Journal, 1965,11(3):526-532.

[13]POLING B E, PRAUSNITZ J M, JOHNPAUL O C, et al. The properties of gases and liquids [M]. New York: McGraw-Hill, 2001.

[14]ROSENBAUM B M, THODOS G. Thermal conductivity of mixtures in the dense gaseous state: the methane—carbon dioxide system [J]. The Journal of Chemical Physics, 1969,51(4):1361-1368.

[15]SUTTON R P. Fundamental PVT calculations for associated and gas/condensate natural-gas systems [J]. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2007,10(3):270-284.

[16]CHUNG T H, LEE L L, STARLING K E. Applications of kinetic gas theories and multiparameter correlation for prediction of dilute gas viscosity and thermal conductivity [J]. Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals, 1984,23(1):8-13.

[17]CHUNG T H, AJLAN M, LEE L L, et al. Generalized multiparameter correlation for nonpolar and polar fluid transport properties [J]. Industrial & Engineering Chemistry Research, 1988,27(4):671-679.

[18]VESOVIC V, WAKEHAM W A, OLCHOWY G A, et al. The transport properties of carbon dioxide [J]. Journal of Physical and Chemical Reference Data, 1990,19(3): 763-808.

[19]FENGHOUR A, WAKEHAM W A, VESOVIC V. The viscosity of carbon dioxide [J]. Journal of Physical and Chemical Reference Data, 1998,27(1):31-44.

[20]GUPTA A P, GUPTA A, LANGLINAIS J. Feasibility of supercritical carbon dioxide as a drilling fluid for deep underbalanced drilling operation[R].SPE 96992, 2005.

[21]AL-ADWANI F A, LANGLINAIS J, HUGHES R G. Modeling of an underbalanced drilling operation utilizing supercritical carbon dioxide [J]. SPE Drilling & Completion, 2009,24(4):599-610.

[22]KABIR C S, HASAN A R, KOUBA G E, et al. Determining circulating fluid temperature in drilling workover and well control operations[J]. SPE Drilling & Completion, 1996,11(2):74-79.

[23]WANG Z Y, SUN B J, WANG J T, et al. Experimental study on the friction coefficient of supercritical carbon dioxide in pipes [J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2014,25:151-161.

[24]张勇,唐人选.CO2井筒压力温度的分布[J].海洋石油,2007,27(2):59-64.

ZHANG Yong, TANG Renxuan. Study of distribution of wellbore pressure and temperature of CO2injection well [J]. Offshore Oil, 2007,27(2):59-64.

[25]李良川,王在明,邱正松,等.超临界二氧化碳钻井流体携岩特性实验[J].石油学报,2011,32(2):355-359.

LI Liangchuan, WANG Zaiming, QIU Zhengsong, et al. An experimental study on carrying cuttings features for supercritical carbon dioxide drilling fluid [J]. Acta Petrolei Sinica, 2011,32(2):355-359.

(编辑李志芬)

Flow behavior analysis during supercritical CO2drilling: consideration of varying thermo-physical properties of CO2in wellbore

SUN Baojiang1, SUN Xiaohui1, WANG Zhiyuan1, WANG Jintang1, LIU Shujie2, XIA Qiang2, CAI Dejun3

(1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum, Qingdao 266580, China;2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China;3.DrillingDivision,CNPCOffshoreEngineeringCompanyLimited,Tianjin300280,China)

In order to calculate the thermo-physical parameters of CO2, in wellbore under varying pressure and temperature conditions, the governing flow equations of fluids in wellbore were established based on specific enthalpies, in which the variations of the thermo-physical properties of supercritical (SC) CO2and their influence on fluid flow can be studied. The results of case studies show that the average errors using the Span-Wagner and V-W equations for calculating CO2s properties are within 0.3% and 1.5%, respectively, which are better than other methods in the temperature-pressure range considered during SC-CO2drilling. The density, viscosity and thermal conductivity of CO2in wellbore decrease with the depth increasing, while its heat capacity increases firstly, and then declines. Because the variation of thermo-physical properties CO2along the wellbore, the velocity, kinetic energy of the fluid, and its cuttings carrying capability increase from wellhead to bottom hole, and the borehole pressure varies nonlinearly along the wellbore. The accuracy of the flow behavior analysis for SC-CO2can be greatly improved via considering its variable thermo-physical properties in wellbore, otherwise, errors over 10.7%, 7.9% and 1.1% can be raised when calculating the cuttings carrying capability, bottom hole pressure and wellbore temperature distribution, respectively.

drilling; supercritical CO2; thermo-physical properties; cuttings carrying capability; temperature and pressure distribution

2015-05-12

国家自然科学基金项目(51104172，U1262202)；中央高校基本科研业务费专项(15CX06020A);中海石油(中国)有限公司综合科研项目(YXKY-2015-ZY-12)

孙宝江(1963-)，男，长江学者特聘教授，博士，博士生导师，研究方向为油气井工程与流体力学、海洋石油工程。E-mail: sunbj@upc.edu.cn。

1673-5005(2016)03-0088-08doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.011

TE 29

A