二氧化碳存储模拟解决方案｜IPM生产一体化模拟与优化系统

刘萝卜锅 · 发表于 2021-10-15 17:00:40

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本帖最后由刘萝卜锅于 2021-10-15 17:02 编辑

品质源于技术服务源于态度

这是阿什卡微信公众号第930篇原创文章

首发于2021年10月14日

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作者：王庆鹏耿丽慧

温室气体排放导致的气候变暖问题是目前急需解决的热点问题，CCS（Carbon Capture and Sequestration）是应对该问题的一种有效途径。PETEX公司的IPM系列软件PVTP（油气藏流体及CO2特征描述）、REVEAL（油气藏数值模拟）、PROSPER（井模拟）、GAP（注入管网模拟）、RESOLVE（系统一体化整合控制模拟）是科学描述、合理优化及预测CO2地下存储的有效解决途径。

本文援引SPE123788文献，向大家推介IPM在CCS领域的应用。

CCS模拟的主要技术问题体现在下述三个方面：

CO2存储模拟的主要技术问题在于CO2的相态变化。纯净CO2的相图如图1所示，其三相点压力为5.18bar，温度-56.6℃，其临界点压力为73.8bar，温度31.1℃，在现实油气藏条件下，可能存在液态、气态、超临界态三个不同的相态区域。从提高CO2地面传输效率、提高CO2注入能力，以及提升地下存储CO2容量方面考虑，保持CO2处于液态或超临界状态的较高密度相态是至关重要的。

图1 CO2相图

注气过程中的主要挑战在于废弃油气藏的较低的初始油气藏压力。假设已经定义好一个最大的注入速度限制条件，那么井口必须有一个井口压力控制阀控制足够低的回压，以满足注气条件限制，如图2所示注气系统图。但是较低的井口压力会使得井口流动条件下CO2呈气态。因此地面注气系统模型的目标是设计、监测以及控制注入系统，以避免在注入管线和井筒的流动过程中，压力和温度条件穿越相图汽化线，产生气体。因为如果流动条件穿越汽化线，CO2将会从液态变为气态，导致系统中的压力梯度发生改变，从而导致井的不稳定以及注入速度的极大降低，如图3所示。

图2 CO2注入系统

图3 有相变发生的注气速度及压力变化曲线

油气藏中存储CO2的挑战还在于注入CO2与油气藏间的热力以及化学反应。被注入的CO2温度相比油藏温度极低，会在注入井眼附近形成一个热力前缘。这个注入前缘会导致注入流体粘度改变，从而影响井的注入能力，同时井眼附近也会形成应力差异，同注入液体相关的井眼周围的热应力降低也会导致热力缝的形成，从而影响井的注入量以及油藏的完整性。油藏基质、原生水同CO2之间会产生化学反应，会导致例如油藏基质的部分溶解（取决于油藏的矿物质）。化学反应会弱化油藏结构，同井眼周围的流动相结合，会导致出砂、颗粒迁移以及油藏完整性问题。

上述问题都可以通过IPM系列软件得到模拟及优化预测。

应用案例简介

以SPE123788文章中提到的案例为例说明IPM软件在CCS方面的应用，该案例区块位于BP所属的UK北海南部某废弃气藏，向该气藏进行CO2注气项目。

该项目的主要目标是：1. 了解CO2注入能力以及存储潜力。2. 识别目前CO2地面处理设备的增加或改变需求。3. 测试维持稳定注入速度下的不同注入场景的传输方案。4. 了解什么样的操作问题会存在，特别是注入早期阶段。

模型中CO2的供应来自于电厂化石燃料的燃烧，CO2经过捕集、脱水、压缩，最后被运输到一个陆地上的泵房，最终的CO2压力大约为70-80bar，环境温度大约为0-20℃。在该条件下，CO2是稠密的液相。一个陆上的泵被用于传输CO2，穿过海下管线到达海上的注入设备。注入设备的气体被分配到好几口注入井（生产井转化而来的注入井），然后被注入到废弃气藏，废弃气藏的初始条件为27bar，90℃。模型假设的恒定CO2传输速度大约为200万吨/年（1亿立方英尺/天），项目指定周期为20年，于2013年开始注入。

该气藏由四个部分A、B、C、D组成，基于现有基础设施情况，注入先从A、B部分开始，其次是C、D部分。在C、D部分开井之前，管线中泵的交换压力必须为150bar，或者气藏中A、B部分的所有井的井底压力必须为初始气藏压力。

项目中的限制条件有以下几点。

1. 初始（气藏产气生产之前）气藏压力。

当气藏中的压力达到气藏各部分的初始气藏压力时，必须停止注气。该限制条件是为防止CO2存储压力大于周围压力而成为压力源，向气田四周潜在地质区域泄露CO2。该气田各部分的初始压力见下表表1。

表1 气藏各部分初始地层压力

2. 管线及泵的交换压力。

当CO2注入系统压力超过CO2初始捕集压力时，需要一个新泵或者下一级泵的升级，以获得整个气田的稳定注入速度—100万立方英尺/天。泵的交换压力定义为一个介于初始CO2捕获压力（80bar）和最大泵交换压力（150bar，该压力限额低于管线的最大操作压力）之间的变量。

3. CO2注入速度。

优化后可达到2亿吨/年（1亿立方英尺/天）的稳定注入速度。

达到上述限制条件的优化采用GAP、RESOLVE软件，GAP控制井口回压以满足气田最大注入速度条件，RESOLVE按条件优化各单井注入能力。优化方法可通过井的开关等方式实现。总体上，单井注入量的规划需满足两个条件，其一为井底压力要小于气藏平均压力，当注入井周围压力大于气藏初始压力时，自动关闭该井，转而打开其他井注入以维持稳定注入速度，其二为监测整个气田注入速度，随时间自动改变泵压以满足稳定注入速度，达到该目的的措施为根据数据安装新泵或升级泵排量。

刘萝卜锅 · 发表于 2021-10-15 17:03:22

应用案例模拟方案

该项目一体化地模拟了管线、井、气藏三个部分，研究了一个系统中每个部分间的物理及动态的相互影响。最终，优化了注入设计，预测了注入气藏的潜力以及随时间的动态变化等。鉴于该案例的主要目的在于了解存储CO2的早期注入过程，因此，该案例并未考虑气藏诱导缝生成、化学反应，以及出砂等问题。项目模拟过程具体建立的模型如下。

1. 流体性质描述-PVT模型。

该项目需要模拟在整个系统过程中可能遇到的压力温度条件下的CO2的PVT属性。注入地面管汇的流体同注入气藏的流体是一致的，不同的只是温度和压力条件，因此气藏、井、地面管网必须是一个一致的PVT描述。用到的流体PVT模型是组分模型，而不是黑油模型。鉴于纯净CO2（99.97%CO2和0.03%N2）与污染CO2（98%CO2和2%N2）对结果的影响较小，可以忽略，本项目中采用纯净CO2的PVT模型。合适的流体模型允许在井筒和管网中呈现液态或者气态，因此CO2被认为是一个露点系统（例如反凝析的液态模型）而不是一个干气或湿气系统。

2. 气藏数值模拟模型。

该项目中用到的数模软件是REVEAL，用来模拟CO2的注入。输入的初始数模模型是经过投产至2007年时间段的历史拟合以及2007-2013年生产预测的模型。该模型提供了注入模型的气藏初始温度、压力以及含气饱和度场。REVEAL的CO2注入模型考虑了温度变化对流体相态及注入性能的影响，然而本项目并未考虑岩石力学、水化学以及岩石颗粒运移方面的因素，但是在项目需要的情况下，IPM有能力考虑上述影响进行数模模拟。

3. 注入CO2的单井及管网模拟模型。

当模拟地面管线及井网，主要的挑战就是准确预测CO2流体的温度变化。

这些变化是下述地面管线和井模型相关参数的方程。

地面管线部分的参数包括管线特征（例如管线长度、直径、类型等）、会影响压力损失的管线经过的地形地貌、管线周围的环境海水温度。管线周围环境季节性变化的温度对流体密度变化和注入系统的压力梯度变化有非常重要的影响，在本次管线模型中考虑了来源权威的的季节性变化的环境温度值数据。

井模型参数包括产生压力损失的井下设备数据（井身结构数据）、井筒中影响流体温度的参数（如沿井筒的地质特征）、环空中存在的钻井泥浆。

通过注入流体与周围环境间的热传导、热对流、热辐射及焓变化计算，精确预测温度，以便预测流体相态。起初项目采用完全的“焓平衡”模型进行传热计算，基于环境及地层类型、套管模型、井筒中存在的泥浆等情况，该模型精确计算了热传导、对流、辐射、焓变化。后来，项目采用了改进的近似模型，用随深度变化的整体传热系数来代替上述四种不同传热计算，该方法计算速度大大提升，且计算结果同初始采用的完全焓平衡模型高度一致，温度误差小于4%。因此该项目中所有井及地面管线的热力学计算都采用“改进的近似方法”模型。

井筒中的VLP曲线计算取决于流体PVT特征、注入速度和压力，在CO2注入废弃气藏过程中，重要的一点是注入流体的温度是个变量，因此井筒模型和油藏模型通过RESOLVE软件动态连接，井底流温传至气藏数模模型中，准确表征井眼附近气藏温度前缘演化。

模型中的限制条件有注入速度、地面传输管线的最大操作压力、初始气藏压力，GAP软件用于优化参数（例如井口回压），从而在满足限制条件的基础上最大化提高注入能力。

4. 一体化油气藏、井筒、地面管线模型。

油气藏、井筒、地面管线模型分别用REVEAL、PROSPER、GAP来模拟，而为获得全油气田一体化模型，需要采用RESOLVE软件来连接传送动态数据，如图4所示。

图4 一体化工区

在每个预测时间步，气藏模型、井筒模型、地面管线模型的PVT数据和井筒流入关系数据（气藏压力、温度、IPR曲线）都会交换。基于地面管线和井筒模型计算得到单井注入数据，该数据传到气藏数模模型schedule中，进行下一时间步的计算。

一体化的模型可以解答工程师关于生产系统中各个不同部分变化对整体的影响。例如可以通过一体化来研究地面管线的季节性环境温度变化对井底流温的影响以及对注入流体密度、注入能力的影响。再比如可以通过一体化来研究地面管汇压力对注入速度的影响。

刘萝卜锅 · 发表于 2021-10-15 17:04:49

应用案例模型结果

1. 流动保障及季节性温度变化影响。

模型可获得每个时间步长的传输管线及井筒温度和压力数据，用于监测是否CO2处于液态或是否有相态改变。图5为管线温度变化线及CO2汽化线，在此例中，无论冬季或夏季，管线流动条件下都没有CO2汽化的风险。另外，分析管线中温度变化，可见不论夏季或冬季，管线中CO2流体温度同环境温度很快可以达到平衡，因此在任何时间点，CO2到达注入井口的温度同环境中管线及环境温度相一致。

图5 管线温度变化

图6也展示了井口流温随时间季节变化的过程。在冬季井口流温非常接近于汽化曲线，该曲线同注气初期的特征一致，即低的气藏压力，迫使井口回压也低，结合冬季低的气温条件，导致井口流动条件接近于CO2汽化曲线。因此需要在此阶段特别留意是否有相变发生。在夏季，上述冬季问题就没那么严重，因为井口温度会增加，压力也会增加（例如流体密度较低，相同注气速度下需要更高的井口压力），这说明在该区块注气时，注气时间选在夏季更好。

图6 井筒温度变化

图7展示了温度季节性变化对于井注入能力的影响。在冬季，近海环境温度大约6℃，在135bar压力下，CO2液体密度为926kg/m3，夏季，环境温度为16℃，CO2液体密度为866kg/m3。以一口井为例，夏季和冬季的CO2液体密度的降低使得相同井口压力下注入速度的降低，注入速度的降低幅度高达4百万立方英尺/天，对应该井15%的注入能力。因此初始注入在夏季时（更好的注入季节），注入速度将比预期要低。

图7 季节性温度变化

该研究展示了何时何地在注入系统出现相变风险。通过敏感性分析，可知如何控制系统避免相变发生。

2. 气藏压力演变，注入合理性及注入时间。

该项目的主要目标是使用存在的基础设施作为管线模型基础，研究注入CO2至废弃气田的合理性。模型假定年注入速度200万吨，注入时间持续20年。注入开始时间为2013年，使用REVEAL软件建立气藏模型，计算2013年以后的气藏温度、压力、饱和度等场数据。

气藏的起始注气阶段平均压力为27bar，随着注入CO2，压力稳步上升。图8展示了气田中一口井的注气速度与气藏压力增加之间的变化曲线，当2018年该部分气藏压力达到初始地层压力值280bar时，该井停止注入。模型可进行单井注入优化，从而满足整个气田的注入要求。

图8 气藏压力的限定条件

全气田的注入模拟截止到2033年，然而，如图9所示，在2028年时，所有井的井底压力都达到了油藏初始压力，因此停止了有效的注入，注入速度从9100万立方英尺/天降到了1000万立方英尺/天。模型建议在未使用的孔隙体积位置处增加更多的注入井，以维持后续的注入需求。

图9 单井CO2注入速度

3. 泵的交换压力

随着CO2的注入，气藏压力增高，初始约70-80bar的CO2捕获压力不足以维持所需求的1亿立方英尺/天的注入要求，因此需要安装新的高交换压力的泵，以把CO2从管线注入到注入设备中。

系统模型连接气藏和管线，可预测何时需要增加泵或升级泵性能。模型不需要模拟泵本身，但可通过管线压力的设置去识别泵的交换压力，因此管线压力在模型中是个控制变量，因此通过监测管线压力随时间的变化，可获得泵升级增加的需求。

如图10所示，在2013至2019年中，初始的捕获压力条件是满足的，然而2019年中以后，管线就需要安装新的泵，在2020年年中，需要进行泵的升级。

图10 管线压力曲线

刘萝卜锅 · 发表于 2021-10-15 17:06:08

结论

1. 模拟液相CO2注入废弃气藏需要一套完整的从输送管线到注入设备，到井以及气藏的系统流程，流程中每个环节间是动态相连的，相互影响。通过系统分析，可获得可获得比单一部分模型更可靠的结果，考虑一体化系统模拟是必然选择。

2. IPM通过一系列的工具软件工作流帮助理解CO2注入废弃气藏过程中的流动保障问题以及潜在的操作问题。IPM的优势在于把地面与地下部分动态相连，从而使得每部分的计算都更准确。

3. IPM一体化软件包是CO2存储模拟评价的主要工具。该软件包提供了维持稳定注入CO2的重要信息，包括注入井的空间及时间分布，单井注入速度优化，单井及气田整体CO2注入时间周期，考虑大气环境变化因素对注入操作的直接影响。

4. REVEAL数值模拟软件可以在CO2注入模型中考虑温度变化对流体相态及注入性能的影响，考虑岩石力学、水化学以及岩石颗粒运移方面的因素，其优势明显。

-END-

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