煤炭地下气化注入井压力控制

张友军, 杨鹏飞, 刘家炜, 毛良杰*, 袁进平, 付燈煌

(1.中石油江汉机械研究所有限公司, 武汉 430024; 2.西南石油大学油气藏地质与开发国家重点实验室, 成都 610500)

煤炭地下气化是对煤炭资源进行原位清洁能源转化,具有煤炭清洁利用和低碳能源保障的优势[1],是国家《能源技术革命创新行动计划(2016—2030)》中煤炭清洁转化技术创新战略方向[2]。煤炭地下气化是将处于地下的煤炭在原位创造适当的工艺条件,进行有控制地燃烧,通过煤的热解及化学作用,产生氢气、一氧化碳和甲烷等可燃气体的过程[3-6]。而在实际工程中,压力过高或过低都不利于煤炭气化的正常运行,因此开展注入井压力控制研究对保证地下气化安全高效进行具有重要意义。

目前,国内外学者对煤炭地下气化已有丰富研究。曹敏等[7]发现压力的提高有利于碳的转化率。梁新星等[8]发现最大允氧含量随压力增加而降低。刘洪涛等[9]通过实验研究,发现甲烷的含量随压力的提升而增加,氢气和二氧化碳含量随压力提升减少。荆恬等[10]在褐煤高压自燃规律的研究中,发现高压能促进褐煤的自燃。Renato等[11-12]的实验研究表明,高压条件下有利于甲烷的生成。刘奕衫等[13]考虑物性参数随温度和压力变化,对井筒温度场进行研究,发现井底压力对温度场影响很小。郝鹏程等[14]基于强度和渗透性理论,对煤炭采收率进行分析,发现井底压力与地层压力越相近,煤墙越安全。

在诸多研究中,压力都是作为煤炭气化的重要影响因素之一,但少有学者对压力控制进行研究。故在现有的研究基础上,考虑压力波的传递,建立气化剂注入的流量压力仿真模型,对水力摩阻的部分影响因素进行分析,并进行调整生产参数的压力控制研究。研究结果可为注入井的压力控制提供一定的指导。

1 气化剂注入的流量压力仿真模型

在煤炭地下气化工程中,地下气化同心连续油管起着重要作用。在气化剂的注入过程中,同心连续油管内管注氮,外管注氧,注入井环空注水,煤炭在气化腔进行气化,气化得到的粗煤气再由生产井产出,如图1所示。

图1 气化运行示意图Fig.1 Gasification operation diagram

1.1 注入气体的流量压力仿真模型

1.1.1 注入气体的压力计算方法

根据实际气体的状态方程、过程方程、连续性方程、动量方程获得注入气体的质量流量与压力降的关系式[15]如式(1)所示,据此计算注气连续管进口处和出口处的气体压力。

(1)

气体在管道中的气柱压力计算公式为

pg=ρggh

(2)

式(2)中:ρg为该气体在管道内的平均密度,kg/m3;h为末端出口与入口之间的高度差,m。

管道出口气体流速计算公式为

(3)

式(3)中:P0为标准状况下的大气压,P0=101 325 Pa;P为末端出口处的气腔压力,Pa;Q标况为标准状况下气体的体积流量,Nm3/h;D为同心连续油管外管内径,m;d为同心连续油管内管外径,m。

当连续管末端处于井筒液面下注入氮气气举目标位置之后,氮气流速需满足井筒气体携液临界流速Turner计算模型[16],即

(4)

式(4)中:ucc为携液临界流速,m/s;ρw为水的密度,kg/m3;ρg为氮气的密度,kg/m3;σ为气液表面张力,N/m。

1.1.2 气体压力波控制方程

当更改气化剂中气体的注入流量或注入压力时,井筒压力会随之改变,而井筒气相流动介质中的压力传播本质上可以认为是受压力扰动源扰动的气体粒子振动的传播,从气体动力学的角度可以推导出气体压力波控制方程[17]为

(5)

式(5)中:c为气体波速,m/s;d为管道直径,m;pg为气体的注入压力,Pa;ω为压力波的角频率,rad;ρg为气体的密度,kg/m3;μg为气相流体介质的黏度,mPa·s;γ为等压和等容条件下热容量的比值;fg为气相流体与管壁的摩擦系数。

1.2 注入液体的流量压力仿真模型

1.2.1 注入液体的压力计算方法

对于牛顿流体,环空中的雷诺数计算公式[18]为

(6)

式(6)中:v为水的流速,m/s;Dw为井筒直径,m;D为同心连续油管外管外径,m;ρ为水的密度,kg/m3;μ为水的黏度,mPa·s;Q为水的流量,m3/s。

在进行流体压降的计算时,若Re<2 000,则流体属于层流;若Re>2 000,则将流体视为紊流。

对于井筒环空中牛顿流体的摩阻压力损失计算公式[19-20]为

(7)

流量Q=vπ(Dw2-D2)/4,如果以流量Q代替速度vo,则式(7)可以转化为

(8)

层流的环空偏心修正系数计算公式[21]为

(9)

紊流的环空偏心修正系数计算公式[21]为

(10)

(11)

由于连续油管内管的偏心度难以确定,不能准确确定Ec的值,因此可取其近似值。当同心连续油管外管位于井筒的中心位置时,Ec=0,Cef=1;当同心连续油管外管紧贴井筒的内壁时,Ec=1,Cef最小[22]。对于接近垂直的外层连续油管环空,Ec的取值范围为0.5～0.75;对于接近水平的井眼环空,Ec取值范围为0.75～0.95[23]。

同心连续油管外管与井筒之间的空间位置关系如图2所示。

图2 同心连续油管外管与井筒之间的空间位置关系Fig.2 The spatial position relationship between concentric coiled tubing outer pipe and wellbore

井筒环空中流体的摩阻系数计算公式为

(12)

当管内流体为层流状态时,则

(13)

当管内流体为紊流状态时,则

(14)

对于井筒环空中水的液柱压力,计算公式为

p液=ρgh

(15)

式(15)中:g为重力加速度,9.8 N/kg;h为井口至井底的高度差,m。

井筒环空末端水压力与井口水的注入压力关系为

p末端=p注入+p液-Δp

(16)

1.2.2 液体压力波控制方程

当更改气化剂中液体的注入流量或注入压力时,井筒压力会随之改变,而井筒液相流动介质中的压力传播本质上可以认为是受压力扰动源扰动的液体粒子振动的传播,根据井筒水动力学原理可以推导出液体压力波控制方程[17]为

(17)

式(17)中:c为液体波速,m/s;d为管道直径,m;θ为井斜角,rad;ul为液相流体流速,m/s;ω为压力波的角频率,rad;ρl为液体的密度,kg/m3;μl为液相流体介质的黏度,mPa·s;κl为液体的体积弹性模量,Pa,水取2.2×109;γ为等压和等容条件下的热容量比值;fl为液相流体与管壁的摩擦系数。

2 注入井压力控制分析

气化剂注入是煤炭地下气化工程中的重要环节,而在气化剂的注入过程中,井筒中的水力摩阻是影响压力的重要因素,了解水力摩阻的影响因素,有利于注入井的压力控制。在更改气化剂注入流量时,井底压力会受流量变化的影响而产生波动,且调节生产井口的阀门时(产出流量变化),气化腔及注入井口压力也会产生相应变化。本文分析了水力摩阻的部分影响因素,并进行了调整生产参数的压力控制分析。压力控制分析的基本参数如表1所示。

表1 基本参数Table 1 Basic data

2.1 影响因素分析

图3为水力摩阻随不同影响因素的变化示意图。图4为注入压力随不同影响因素的变化示意图。可以看出,油套环空的水力摩阻随井筒直径的增大而减小,随连续油管外径的增大而增大,随注水排量的增大而增大;井口的注入压力随井筒直径的增大而减小,随连续油管外径的增大而增大,随注水排量的增大而增大。当井筒直径的增大时,油套环空的空间增大,注水时水的流通截面积增大,从而导致相同排量下,油套环空内的液体流速降低,使得注水时的水力摩阻随井筒直径的增大而减小;当连续油管外径的增大时,油套环空的空间减小,注水时水的流通截面积减小,从而导致相同排量下,油套环空内的水流速度增大,使得注水时的水力摩阻随连续油管外径的增大而增大;当注水排量的增大时,油套环空注水的水力摩阻也会增大,使得油套环空注水的注入压力随着注水排量的增大而增大。当油套环空末端水压力为定值时,注入压力会随井筒摩阻增大而增大,随井筒摩阻的减小而降低。

图3 水力摩阻随不同影响因素的变化示意图Fig.3 Schematic diagram of hydraulic friction varying with different influencing factors

图4 注入压力随不同影响因素的变化示意图Fig.4 Diagram of injection pressure varying with different influencing factors

2.2 调整生产参数压力控制研究

2.2.1 调整注入井注水流量的井底压力控制分析

调整注入井井口的环空注水流量,首先影响环空水流动摩阻,然后末端水压力产生变化影响井底压力。井底压力变化后导致生产井出口流量及压力产生变化,同时需调整注入井同心连续管内外管注入参数进行动态响应,否则会影响气化腔气化稳定运行。

图5为在10 MPa注入压力下更改注入流量的井筒压力变化云图。图6为10 MPa注入压力下井底压力随时间的变化示意图。可以看出,在10 MPa的注入压力及5.50 L/s的注入流量下,井底压力为7.26 MPa,当注入流量由5.50 L/s改变为5.75 L/s时,井底压力以0.025 MPa/min的减小速度降至6.11 MPa;当注入流量由5.50 L/s改变为5.25 L/s时,井底压力以0.024 MPa/min的增长速度增至8.35 MPa。在实际工程中,若井底压力过大,可以适当增大液体的注入流量,增加井筒中的摩阻损失,以实现井底压力的降低;若井底压力太小,也可以适当减小液体的注入流量,降低井筒中的摩阻损失,以实现井底压力的增大。

图5 10 MPa注入压力下更改注水流量的井筒压力变化云图Fig.5 Cloud diagram of wellbore pressure variation with change of injection flow of water at 10 MPa injection pressure

2.2.2 调整注入井注氧流量的井底压力控制分析

调整注入井井口的注氧流量,首先影响同心连续油管外管内氧气流动,然后井底出口压力产生变化影响井底压力。井底压力变化后导致生产井出口流量及压力产生变化,同时需调整注入井环空以及同心连续管内管注入参数进行动态响应,否则会影响气化腔气化稳定运行。

图7是在8 MPa注入压力下更改注入流量的井筒压力变化云图。图8是8 MPa注入压力下井底压力随时间的变化示意图。可以看出,在8 MPa的注入压力及594.44 L/s的注入流量下,井底压力为8.91 MPa,当注入流量由594.44 L/s改变为629.37 L/s时,井底压力以0.048 MPa/min的减小速度降至8.87 MPa;当注入流量由594.44 L/s改变为559.44 L/s时,井底压力以0.036 MPa/min的增长速度增至8.94 MPa。在实际工程中,若井底压力过大,可以适当增大气体的注入流量,增加井筒中的摩阻损失,以实现井底压力的降低;若井底压力太小,也可以适当减小气体的注入流量,降低井筒中的摩阻损失,以实现井底压力的增大。

图6 10 MPa注入压力下井底压力随时间的变化示意图Fig.6 Diagram of variation of bottomhole pressure with time under 10 MPa injection pressure

图7 8 MPa注入压力下更改注氧流量的井筒压力变化云图Fig.7 Cloud diagram of wellbore pressure variation with change of oxygen injection at 8 MPa injection pressure

图8 8 MPa注入压力下井底压力随时间的变化示意图Fig.8 Diagram of variation of bottomhole pressure with time under 8 MPa injection pressure

2.2.3 调整生产井出口流量的井底压力控制分析

调整生产井井口的出口流量,首先会产生压力波导致井底压力发生改变。井底压力变化后,需依此对注入井三通道注入气化剂的注入参数进行动态响应调整,否则会影响气化腔气化稳定运行。

图9为在8 MPa注入压力下更改出口流量的井筒压力变化云图。图10为8 MPa注入压力下井底压力随时间的变化示意图。可以看出,在8 MPa的注入压力及800 L/s的出口流量下,井底压力为8.94 MPa,当出口流量由800 L/s改变为900 L/s时,井底压力以0.79 MPa/min的减小速度降至8.63 MPa;当出口流量由800 L/s改变为700 L/s时,井底压力以0.74 MPa/min的增长速度增至9.23 MPa。由于生产井出口流量的变化会导致井底压力的变化,所以注入井的井筒压力也会随生产井出口流量的变化而发生改变。在实际工程中,若井底压力过大,可以适当增大生产井的出口流量,使气化腔产出的粗煤气更快地产出,压力释放加快,以实现井底压力的降低;若井底压力太小,也可以适当减小生产井的出口流量,减缓生产井内粗煤气的产出速度,以实现井底压力的增大。

图9 8 MPa注入压力下更改出口流量的井筒压力变化云图Fig.9 Cloud diagram of wellbore pressure change with outlet flow at 8 MPa injection pressure

图10 8 MPa注入压力下井底压力随时间的变化示意图Fig.10 Diagram of variation of bottomhole pressure with time under 8 MPa injection pressure

3 结论

(1)建立了注入井注入气化剂的流量压力仿真模型,对水力摩阻和井口压力的部分影响因素进行分析,并分别调整生产井产出流量或气化剂的注入压力以及注入流量,对其进行压力控制研究,揭示各因素对井筒压力的影响。

(2)在煤炭地下气化过程中,水力摩阻随井筒直径的增大而减小,若需维持井底压力不变,井筒直径越大,所需的注入压力越小;水力摩阻随连续油管外径的增大而增大,若需维持井底压力不变,连续油管外径越大,所需的注入压力越大;水力摩阻随注水排量的增大而增大,若需维持井底压力不变,注水排量越大,所需的注入压力越大。

(3)在气化过程中,在10 MPa注入压力下调整环空中的注水排量由5.50 L/s改变为5.75 L/s时,井底压力由7.26 MPa降至6.11 MPa,水力摩阻随注水流量的增大而增大,井底压力降低;在8 MPa注入压力下调整连续油管中的注氧量由594.44 L/s改变为629.37 L/s时,井底压力由8.91 MPa降至8.87 MPa,水力摩阻随注氧量的增大而增大,井底压力降低;在8 MPa注入压力下调整生产井粗煤气的产出流量由800 L/s改变为900 L/s时,井底压力由8.94 MPa降至8.63 MPa,井底压力降低。在实际工程中,可以通过调整注入井的注入流量或生产井的产出流量,对井底压力进行控制。