相国寺储气库注采井井筒温度压力预测

于 洋, 李力民, 董宗豪, 周 玮, 谭 昊

(1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院 四川 成都 610017；2.中国石油西南油气田分公司储气库管理处 重庆 400700)

0 引 言

相国寺地下储气库位于重庆市，是我国西南地区第一个储气库，该储气库利用原相国寺石炭系气藏进行建设，属于枯竭型气藏储气库。地下储气库的运行不同于气藏开发，必须具备“注得进、存得住、采得出”以及短期高产、高低压往复注采、长期(30～50 a)使用的功能，其井筒温度和压力也随着注气和采气过程交替变化，对注采井注采方案优化和井筒完整性评价提出了更高的要求。因此，准确获取相国寺储气库注采井井筒温度和压力分布尤为必要。

目前井筒温度和压力监测主要依靠绳索或连续油管下入监测仪器实时测试[1]，然而，相国寺储气库采用“稀井、单井高注采量”的模式，绳索作业在储气库注采井中作业风险大，同时在定向井中也不能完全测试到目的层，且连续油管作业存在相对复杂，作业费用高等问题[2-5]。常用的基于垂直管流模型的井筒温度和压力预测在储气库应用中预测精度低，特别是对大斜度井和水平井较为明显[6]。因此有必要进行模型选择、参数优化，形成一套可靠的预测方法。

1 摩阻系数计算模型及传热系数优选

1.1 摩阻系数计算模型选择

流体在管内流动，往往使部分机械能转换为热能而造成不可逆的能量损失。在单相流动的情况下，不可逆损失主要是摩擦损失，包括由于流体粘滞性产生的内部损失和管壁形成的外部损失。摩擦阻力对总压力梯度有重要的影响，而决定摩擦阻力的关键因素就是摩阻系数，它是一个无因次量，反映了管壁剪切应力对摩阻压降的影响程度。

输气管道系统包含多种不同摩阻系数的计算模型。计算式有Weymouth、Pan(A)、Pan(B)、AGA、Colebrook等,见表1。1944年Moody发表了各种自然粗糙管道的摩阻系数图形，被公认为单向流体沿摩阻系数的基准图线。Weymouth式是美国人Weymouth在1912 年从生产实践中归纳出来的纯经验公式。在Pan(A)公式中摩阻系数仅仅是雷诺数的函数。Pan(B)公式也仅与雷诺数相关。AGA公式认为在紊流流速较低(不完全紊流)时摩阻系数只与雷诺数有关；而在紊流流速较高(完全紊流)时摩阻系数是相对粗糙度的函数。Colebrook公式为隐式表达式，需要采用牛顿迭代法或二分法求解。不同公式的适用管径、流态范围是有区别的[7-9]。

表1 各摩阻系数的计算公式及适用范围

注：λ为管道摩擦系数;D为管道内径，mm；Re为雷诺数；k为绝对粗糙度，mm。

以相储A井为例，利用PIPESIM软件建立单井管柱物理模型，如图1所示，井深2 570 m，地层温度62 ℃，地层压力26 MPa。在其他条件不变的情况下，分别选择Moody、AGA、Pan(A)、Pan(B)等摩阻系数计算模型对井筒压力温度分布进行预测，与连续油管实测值对比结果表明：Moody、AGA、Hazen-williams、Weymouth计算模型的误差较小，在后续的模拟计算中，选用Moody 摩阻系数计算模型用于相国寺储气库注采井井筒温度、压力预测，如图2所示。

1.2 传热系数优选

在其他条件一定时，分别选取传热系数为0.5、1、2、5、10和15 W/(m2·K)时对相储A井采气时流温分布进行预测，如图3所示。结果表明，随着传热系数的降低，计算的井口温度更加趋近于测试时的井口温度，当传热系数小于2 W/(m2·K)时，计算的井口温度值相差较小，因此传热系数取2 W/(m2·K)。

图1 相国寺储气库注采井井身结构示意图

图2 不同模型计算流压比较

图3 不同传热系数计算流温比较

2 实例应用与验证

采用建立的单井管柱物理流动模型，选用Moody 摩阻系数计算模型，传热系数为2 W/(m2·K)，预测了相储A井平衡期、注气和采气阶段的井筒温度和压力分布，并与连续油管实测值进行对比，结果如下。

2.1 静温静压

与相储A井静温静压连续油管测试数据相比，静压预测结果与实测数据非常接近，相对误差在1%以内；除第一个井口温度数据外，静温预测结果与实测数据接近，相对误差在5%以内，见图表2、图4。

表2 相储A井静温静压测试数据与计算数据对比

图4 静温静压实测数据与预测数据对比

分析其原因是井口温度受大气环境温度影响，测试所得的井口温度与大气环境温度相同近，分别为26 ℃和20 ℃(如图5所示)，因此建议在井口50 m以下再开展温度测试。

图5 不同井的静温实测数据与预测数据对比

2.2 注气阶段流温流压

相储A井注气时测试温度呈“S”型分布，原因是在注气过程中，注入气体与井筒存在热交换，气体通过压缩机加热到达井口的温度是40 ℃左右，上部地层的井筒温度低于注气温度，注入气对井筒起加温作用，导致温度曲线上拱，下部地层的井筒温度高于注气温度，注入气对井筒起降温作用，导致温度曲线下凹，因此形成“S”型分布。注入气体的入口温度对井筒温度分布影响较大，特别是能够显著影响浅井段的温度分布，随着井深增大其影响程度减小,如图6所示。

与预测结果对比表明：流压预测结果与实测数据比较接近，相对误差在2%以内，流温预测结果与实测数据接近，相对误差在5%以内，见表3。

图6 相储A井注气时流温流压实测数据与预测数据对比

垂深/m测试温度/℃预测温度/℃相对误差/%测试压力/MPa预测压力/MPa相对误差/%6.2036.9940-8.1424.21024.160.21300.0043.6942.33.1824.70824.74-0.13600.0046.3744.184.7225.22025.34-0.48900.0047.6446.053.3425.73725.92-0.711200.0048.4847.781.4426.25326.52-1.021500.0049.8549.550.6026.77927.1-1.201700.0050.3550.65-0.6027.12727.49-1.341800.0050.7051.23-1.0527.28927.7-1.51

2.3 采气井流温流压

与相储A井采气时流温流压连续油管测试数据相比，流压预测结果与实测数据非常接近，相对误差在1%以内，流温预测结果与实测数据接近，相对误差在5%以内，见表4、图7。

表4 相储A井流温流压测试数据与计算数据对比

图7 相储A井采气时流温流压实测数据与预测数据对比

3 结论与建议

1)利用PIPESIM计算软件建立物理流动模型，选用Moody摩阻系数计算模型，传热系数取2 W/(m2·K)进行储气库井筒温度压力分布预测，结果表明温度预测值与连续油管实测值较接近，相对误差小于5%，压力预测值与连续油管实测值非常吻合，相对误差小于2%。

2)PIPESIM软件仅适用于稳态模拟。相国寺储气库注采井温度预测受注采时间、注采量、注入历程的影响，建议采用瞬态模型来预测井筒温度分布。