CN105114060B - 一种计算注气井的井筒温度分布的方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种计算注气井的井筒温度分布的方法及装置，该计算注气井的井筒温度分布的方法包括：获取注气井中的井筒数据；根据预设的步长将注气井划分为多个井段；根据井筒数据分别判断各井段中注入介质的状态；根据注入介质的状态分别计算各井段的温度分布。通过本发明，可快速计算注气井的井筒温度分布，并且具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。
Description
技术领域
本发明是关于注采天然气技术，具体地，是一种用于储气库井等高压注气井在注气过程中，计算注气井的井筒温度分布的方法及装置。
背景技术
注气井井筒温度分布是气井建井和储气库注采工程的重要参数，不但是气井设计和动态分析必不可少的内容，同时也是固井工程中套管附加载荷计算的重要依据，因此研究计算注气井井筒内的温度分布十分必要。
现有技术中，许多研究者在井筒流体和围岩之间的传热机理的各个方面已经做出了大量的研究，并且给出了计算气井井筒温度分布的方程式。但是在计算过程中，不仅需要油套环空流体和水泥环及周围地层等物性参数；而且其解析方程非常复杂，难以进行求解。为此，Kirkpat rick、Ramey、Satter、Shiu&Beggs等人提出了多种简化计算方法。其中，计算过程最简便、精度最高的是Shiu&Beggs算法，Shiu和Beggs阐述了确定Ramey方程式的参数的方法，引入了松弛距离的概念，根据墨西哥湾、阿拉斯加库克湾、委内瑞拉马拉开波湖等地区的370油气井的现场测试资料回归的松弛距离简单公式。但是，Shiu&Beggs算法不但有一定的适用范围，而且在计算注气井时误差较大。
因此，如何更加精确地对不同流体状况的注气井的精通温度分布进行计算，是亟待解决的技术难题。
发明内容
本发明实施例的主要目的在于提供一种计算注气井的井筒温度分布的方法及装置，以解决现有的计算气井井筒温度分布方法存在的计算过程复杂、精度不高的问题。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种计算注气井的井筒温度分布的方法，所述的方法包括：获取注气井中的井筒数据；根据预设的步长将所述注气井划分为多个井段；根据所述井筒数据分别判断各所述井段中注入介质的状态；其包括：根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；判断所述温度是否大于一预设温度值；如果判断结果为否，则判定所述注入介质为纯气体单相流；
根据所述注入介质的状态分别计算各所述井段的温度分布，其包括：当所述井段的注入介质为纯气体单相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
其中，gT是地温梯度，单位为℃/m；Z是井深，单位为m；Twf是油气藏温度，单位为℃；H是油藏中深，单位为m；Cp是天然气的定压比热，单位为kJ/kg；ρsc是标准状态下天然气密度，单位为kg/m3；qsc是单位时间内天然气体积流量，单位为m3/s；Dt是油管直径，单位为m；Dw是井眼直径，单位为m；Uto是从油管内壁到地层的总传热系数，单位为W/m·℃。
在一实施例中，根据所述井筒数据分别判断各所述井段中注入介质的状态，包括：根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；判断所述温度是否大于一预设温度值；如果是，则判定所述井段中存在天然气水合物，所述注入介质为气液两相流。
在一实施例中，根据所述注入介质的状态分别计算所述井段的温度分布，包括：当所述井段的注入介质为气液两相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
其中，gT是地温梯度，℃/m；Z是井深，m；b是折算地表温度，℃；Twf是油气藏温度，℃；H是油藏中深，m；Gt是单位时间内质量流量，kg/s；D是油管内径，mm；C是油管内流体的比热，J/kg·℃；Kb是底层导热系数，W/m·℃；Uto是从油管内壁到套管外壁的传热系数，W/m·℃。
在一实施例中，上述的方法还包括：根据各所述井段的温度分布生成注气井的井筒温度分布图。
本发明实施例还提供一种计算注气井的井筒温度分布的装置，所述的装置包括：井筒数据获取单元，用于获取注气井中的井筒数据；井段划分单元，用于根据预设的步长将所述注气井划分为多个井段；介质状态判断单元，用于根据所述井筒数据分别判断各所述井段中注入介质的状态；所述的介质状态判断单元具体用于：根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；判断所述温度是否大于一预设温度值；如果判断结果为否，则判定所述注入介质为纯气体单相流；
温度分布计算单元，用于根据所述注入介质的状态分别计算各所述井段的温度分布，所述的温度分布计算单元具体还用于：
当所述井段的注入介质为纯气体单相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
其中，gT是地温梯度，单位为℃/m；Z是井深，单位为m；Twf是油气藏温度，单位为℃；H是油藏中深，单位为m；Cp是天然气的定压比热，单位为kJ/kg；ρsc是标准状态下天然气密度，单位为kg/m3；qsc是单位时间内天然气体积流量，单位为m3/s；Dt是油管直径，单位为m；Dw是井眼直径，单位为m；Uto是从油管内壁到地层的总传热系数，单位为W/m·℃。
在一实施例中，上述的介质状态判断单元具体用于：根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；判断所述温度是否大于一预设温度值；如果是，则判定所述井段中存在天然气水合物，所述注入介质为气液两相流。
在一实施例中，上述的温度分布计算单元具体用于：当所述井段的注入介质为气液两相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
其中，gT是地温梯度，℃/m；Z是井深，m；b是折算地表温度，℃；Twf是油气藏温度，℃；H是油藏中深，m；Gt是单位时间内质量流量，kg/s；D是油管内径，mm；C是油管内流体的比热，J/kg·℃；Kb是底层导热系数，W/m·℃；Uto是从油管内壁到套管外壁的传热系数，W/m·℃。
在一实施例中，上述的装置还包括：井筒温度分布图生成单元，用于根据各所述井段的温度分布生成注气井的井筒温度分布图。
本发明实施例的有益效果在于，可快速计算注气井的井筒温度分布，并且具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为根据本发明实施例的计算注气井的井筒温度分布的方法的流程图；
图2为根据本发明实施例的温度对比示意图；
图3为根据本发明实施例的温度分布图；
图4为根据本发明实施例的计算注气井的井筒温度分布的装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明实施例提供一种计算注气井的井筒温度分布的方法及装置。以下结合附图对本发明进行详细说明。
本发明实施例提供一种计算注气井的井筒温度分布的方法，如图1所示，该计算注气井的井筒温度分布的方法主要包括以下各步骤：
步骤S101：获取注气井中的井筒数据；
步骤S102：根据预设的步长将注气井划分为多个井段；
步骤S103：根据井筒数据分别判断各井段中注入介质的状态；
步骤S104：根据注入介质的状态分别计算各井段的温度分布。
通过上述的步骤S101～步骤S104，本发明实施例提出了针对注气井中不同状态的注入介质，在井口流压和地层温度已知的条件下，沿井深分布的温度计算方法，通过该方法可快速计算注气井的井筒温度分布。而且本发明实施例所涉及的计算方法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。
以下结合上述各步骤，对本发明实施例的计算注气井的井筒温度分布的方法做详细的说明。
在本发明实施例中，主要假设条件为：
(1)流体流动状态为稳定流动；
(2)井筒内传热为稳定传热；
(3)地层传热为不稳定传热，且服从Ramey的无因次时间函数；
(4)井身结构：油管—油套环空—套管—水泥环—地层；
(5)油套管同心。
基于上述的假设条件，来通过本发明实施例的计算注气井的井筒温度分布的方法来计算注气井内的温度分布。
上述的步骤S101，获取注气井中的井筒数据，在本发明实施例中，该井筒数据主要包括：地温梯度gT，单位为℃/m；井深Z，单位为m；油气藏温度Twf，单位为℃；油藏中深H，单位为m；天然气的定压比热Cp，单位为kJ/kg；标准状态下天然气密度ρsc，单位为kg/m3；单位时间内天然气体积流量qsc，单位为m3/s；油管直径Dt，单位为m；井眼直径Dw，单位为m；从油管内壁到地层的总传热系数Uto，单位为W/m·℃；折算地表温度b，℃；单位时间内质量流量Gt，kg/s；油管内径D，mm；油管内流体的比热C，J/kg·℃；底层导热系数Kb，W/m·℃。
其中，上述的单位时间内质量流量Gt可通过公式(1)进行计算：
Gt＝(qgρg+qwρw)/86400 (1)，
其中，单位时间内质量流量Gt的单位为kg/s；qg为注气量，单位为m3/d；ρg为气体密度，单位为kg/m3；qw为注入液体量，单位为m3/d；ρw为液体密度，单位为kg/m3。
上述步骤S102，根据预设的步长将注气井划分为多个井段。其中，该预设的步长可根据计算温度分布所针对的注气井的不同进行设置。在一实施例中，该预设的步长可为10米(m)，则如果所针对的注气井井深为2000m，则可根据该预设的步长将该注气井划分为200个井段来分别进行计算。需要说明的，此处的预设的步长仅为举例说明，而并非用以限制本发明。
然后，执行上述步骤S103，根据井筒数据分别判断各井段中注入介质的状态。在本发明实施例中，是通过该步骤确认在该井段中的注入介质的状态。具体地，可根据该井段内注入介质的温度来判断注入介质的状态。计算注气井中注入介质的温度的方法可主要包括以下几种：波诺马列夫方法、p-T(压力-温度)图回归公式法及统计热力学方法，以下对这三种方法做分别介绍。
(1)波诺马列夫方法。
当T>273K时：lg(p)＝-1.0055+0.05411(B+T-273)；
当T<273K时：lg(p)＝-1.0055+0.0171(B1-T+273)；
其中：T为温度，单位为K；p为压力，单位为MPa，系数B和B1与天然气相对密度γg的关系如表一所示。
表一
| γg | B | B1 | γg | B | B1 | ||
| 1 | 0.56 | 24.25 | 77.4 | 9 | 0.72 | 13.72 | 43.4 |
| 2 | 0.58 | 20.00 | 64.2 | 10 | 0.75 | 13.32 | 42.0 |
| 3 | 0.60 | 17.67 | 56.1 | 11 | 0.80 | 12.74 | 39.9 |
| 4 | 0.62 | 16.45 | 51.6 | 12 | 0.85 | 12.18 | 37.9 |
| 5 | 0.64 | 15.47 | 48.6 | 13 | 0.90 | 11.66 | 36.2 |
| 6 | 0.66 | 14.76 | 46.9 | 14 | 0.95 | 11.17 | 34.5 |
| 7 | 0.68 | 14.34 | 45.6 | 15 | 1.00 | 10.77 | 33.1 |
| 8 | 0.70 | 14.00 | 44.4 |
(2)p-T图回归公式法。
p-T图回归公式为：
其中，p为压力，单位为MPa；t为温度，单位为℃；系数a、b、c和d与天然气相对密度γg的关系如表二所示。
表二
| γg | a | b | c | d | |
| 1 | 0.5539 | 0.419517 | 0.05202743 | -0.00005307049 | 0.000003398805 |
| 2 | 0.6 | 0.009796 | 0.05280260 | -0.0002252739 | 0.00001511213 |
| 3 | 0.7 | -0.185176 | 0.05019608 | 0.0003722427 | 0.000003781786 |
| 4 | 0.8 | -0.295580 | 0.05829640 | -0.0006639789 | 0.00004008056 |
| 5 | 0.9 | -0.386919 | 0.05715702 | -0.0001871161 | 0.0000193562 |
| 6 | 1.0 | -0.472151 | 0.06250000 | -0.0005781353 | 0.00003069745 |
(3)统计热力学方法。
具体公式为：T＝6.38ln(9.869p)+262，
C1i＝EXP(A1i-B1iT)，
C2i＝EXP(A2i-B2iT)，
基于上述各公式的迭代格式为：
其中，上述各公式中的系数的取值如表三及表四所示。
表三
| 气体类型 | a | b | c | d | e | 条件 |
| 天然气 | 3.69974 | 0.01476 | 0.117660901 | 0.05883045 | 0.6138 | p<6.865 |
| 天然气 | 8.9751100 | 0.03303965 | 0.117660901 | 0.05883045 | 0 | p>6.865 |
| 含H2S的天然气 | -5.40694 | 0.02133 | 0.117660901 | 0.05883045 | 0 |
表四
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |
| 组分 | CH4 | C2H6 | C3H8 | C4H10 | N2 | CO2 | H2S |
| A1i | 6.0499 | 9.4892 | -43.6700 | -43.6700 | 3.2485 | 23.0350 | 4.9258 |
| B1i | 0.02844 | 0.04058 | 0 | 0 | 0.02622 | 0.09037 | 0.00934 |
| A2i | 6.2957 | 11.9410 | 18.2760 | 13.6942 | 7.5990 | 25.2710 | 2.4030 |
| B2i | 0.02845 | 0.04180 | 0.04613 | 0.02773 | 0.024475 | 0.09781 | 0.00633 |
上述三种计算注气井中注入介质的温度的方法中，首先假设注气井各井段中的注入介质为纯气体单相流，通过克劳德史密斯(cullender-smith)算法计算注入介质的压力值，并进一步计算注入介质的温度值。
然后，根据该温度值于一预设温度值进行比较，当该温度值小于或等于该预设温度值时，则说明注气井的井段中的注入介质确实为纯气体单相流。
而当判断该温度值大于预设温度值时，如图2所示，则说明注气井的井段中存在天然气水合物，该注气井的井段中的注入介质实际应为气液两相流。此时，针对气液两相流，通过beggs-brill算法计算注入介质的压力值，并进一步计算注入介质的温度值。并对计算出的新的温度值再次进行判断，判断其是否大于该预设温度值，如果是，则说明注气井的井段中存在天然气水合物，该注气井的井段中的注入介质确实为气液两相流。
然后，即通过上述步骤S104，针对不同状态的注入介质，分别计算出各个井段的温度分布。
具体地，针对纯气体单相流条件下的注气井井段，可通过以下计算公式(2)计算其温度分布：
其中，gT是地温梯度，单位为℃/m；Z是井深，单位为m；Twf是油气藏温度，单位为℃；H是油藏中深，单位为m；Cp是天然气的定压比热，单位为kJ/kg；ρsc是标准状态下天然气密度，单位为kg/m3；qsc是单位时间内天然气体积流量，单位为m3/s；Dt是油管直径，单位为m；Dw是井眼直径，单位为m；Uto是从油管内壁到地层的总传热系数，单位为W/m·℃。
而针对气液混合多相流条件下的注气井井段，可通过以下计算公式(3)计算其温度分布：
其中，gT是地温梯度，℃/m；Z是井深，m；b是折算地表温度，℃；Twf是油气藏温度，℃；H是油藏中深，m；Gt是单位时间内质量流量，kg/s；D是油管内径，mm；C是油管内流体的比热，J/kg·℃；Kb是底层导热系数，W/m·℃；Uto是从油管内壁到套管外壁的传热系数，W/m·℃。
在计算出各井段的温度分布之后，在本发明实施例中，还可根据该温度分布生成一井筒温度分布图，如图3所示。
本发明实施例的计算注气井的井筒温度分布的方法，提出了针对注气井中不同状态的注入介质，在井口流压和地层温度已知的条件下，沿井深分布的温度计算方法，通过该方法可快速计算注气井的井筒温度分布。而且本发明实施例所涉及的计算方法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。
本发明实施例还提供一种计算注气井的井筒温度分布的装置，如图4所示，该计算注气井的井筒温度分布的装置主要包括：井筒数据获取单元1、井段划分单元2、介质状态判断单元3及温度分布计算单元4等。
其中，上述的井筒数据获取单元1，用于获取注气井中的井筒数据，在本发明实施例中，该井筒数据主要包括：地温梯度gT，单位为℃/m；井深Z，单位为m；油气藏温度Twf，单位为℃；油藏中深H，单位为m；天然气的定压比热Cp，单位为kJ/kg；标准状态下天然气密度ρsc，单位为kg/m3；单位时间内天然气体积流量qsc，单位为m3/s；油管直径Dt，单位为m；井眼直径Dw，单位为m；从油管内壁到地层的总传热系数Uto，单位为W/m·℃；折算地表温度b，℃；单位时间内质量流量Gt，kg/s；油管内径D，mm；油管内流体的比热C，J/kg·℃；底层导热系数Kb，W/m·℃。
其中，上述的单位时间内质量流量Gt可通过公式(1)进行计算：
Gt＝(qgρg+qwρw)/86400 (1)，
其中，单位时间内质量流量Gt的单位为kg/s；qg为注气量，单位为m3/d；ρg为气体密度，单位为kg/m3；qw为注入液体量，单位为m3/d；ρw为液体密度，单位为kg/m3。
上述的井段划分单元2，用于根据预设的步长将注气井划分为多个井段。其中，该预设的步长可根据计算温度分布所针对的注气井的不同进行设置。在一实施例中，该预设的步长可为10米(m)，则如果所针对的注气井井深为2000m，则可根据该预设的步长将该注气井划分为200个井段来分别进行计算。需要说明的，此处的预设的步长仅为举例说明，而并非用以限制本发明。
然后，通过上述的介质状态判断单元3，根据上述井筒数据分别判断各井段中注入介质的状态。在本发明实施例中，是通过该介质状态判断单元3确认在该井段中的注入介质的状态。具体地，可根据该井段内注入介质的温度来判断注入介质的状态。计算注气井中注入介质的温度的方法可主要包括以下几种：波诺马列夫方法、p-T(压力-温度)图回归公式法及统计热力学方法，以下对这三种方法做分别介绍。
(1)波诺马列夫方法。
当T>273K时：lg(p)＝-1.0055+0.05411(B+T-273)；
当T<273K时：lg(p)＝-1.0055+0.0171(B1-T+273)；
其中：T为温度，单位为K；p为压力，单位为MPa，系数B和B1与天然气相对密度γg的关系如表一所示。
(2)p-T图回归公式法。
p-T图回归公式为：
其中，p为压力，单位为MPa；t为温度，单位为℃；系数a、b、c和d与天然气相对密度γg的关系如表二所示。
(3)统计热力学方法。
具体公式为：T＝6.38ln(9.869p)+262，
C1i＝EXP(A1i-B1iT)，
C2i＝EXP(A2i-B2iT)，
基于上述各公式的迭代格式为：
其中，上述各公式中的系数的取值如表三及表四所示。
上述三种计算注气井中注入介质的温度的方法中，首先假设注气井各井段中的注入介质为纯气体单相流，通过克劳德史密斯(cullender-smith)算法计算注入介质的压力值，并进一步计算注入介质的温度值。
然后，根据该温度值于一预设温度值进行比较，当该温度值小于或等于该预设温度值时，则说明注气井的井段中的注入介质确实为纯气体单相流。
而当判断该温度值大于预设温度值时，如图2所示，则说明注气井的井段中存在天然气水合物，该注气井的井段中的注入介质实际应为气液两相流。此时，针对气液两相流，通过beggs-brill算法计算注入介质的压力值，并进一步计算注入介质的温度值。并对计算出的新的温度值再次进行判断，判断其是否大于该预设温度值，如果是，则说明注气井的井段中存在天然气水合物，该注气井的井段中的注入介质确实为气液两相流。
由此，即通过上述的温度分布计算单元4，针对不同状态的注入介质，分别计算出各个井段的温度分布。
具体地，针对纯气体单相流条件下的注气井井段，可通过以下计算公式(2)计算其温度分布：
其中，gT是地温梯度，单位为℃/m；Z是井深，单位为m；Twf是油气藏温度，单位为℃；H是油藏中深，单位为m；Cp是天然气的定压比热，单位为kJ/kg；ρsc是标准状态下天然气密度，单位为kg/m3；qsc是单位时间内天然气体积流量，单位为m3/s；Dt是油管直径，单位为m；Dw是井眼直径，单位为m；Uto是从油管内壁到地层的总传热系数，单位为W/m·℃。
而针对气液混合多相流条件下的注气井井段，可通过以下计算公式(3)计算其温度分布：
其中，gT是地温梯度，℃/m；Z是井深，m；b是折算地表温度，℃；Twf是油气藏温度，℃；H是油藏中深，m；Gt是单位时间内质量流量，kg/s；D是油管内径，mm；C是油管内流体的比热，J/kg·℃；Kb是底层导热系数，W/m·℃；Uto是从油管内壁到套管外壁的传热系数，W/m·℃。
在计算出各井段的温度分布之后，在本发明实施例中，还可由一井筒温度分布图生成单元(图中未示出)，根据该温度分布生成一井筒温度分布图，如图3所示。
本发明实施例的计算注气井的井筒温度分布的装置，提出了针对注气井中不同状态的注入介质，在井口流压和地层温度已知的条件下，沿井深分布的温度计算方法，通过该方法可快速计算注气井的井筒温度分布。而且本发明实施例所涉及的计算方法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序可以存储于一计算机可读取存储介质中，比如ROM/RAM、磁碟、光盘等。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种计算注气井的井筒温度分布的方法，其特征在于，所述的方法包括：
获取注气井中的井筒数据；
根据预设的步长将所述注气井划分为多个井段；
根据所述井筒数据分别判断各所述井段中注入介质的状态；其包括：根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；判断所述温度是否大于一预设温度值；如果判断结果为否，则判定所述注入介质为纯气体单相流；
根据所述注入介质的状态分别计算各所述井段的温度分布，其包括：当所述井段的注入介质为纯气体单相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
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其中，gT是地温梯度，单位为℃/m；Z是井深，单位为m；Twf是油气藏温度，单位为℃；H是油藏中深，单位为m；Cp是天然气的定压比热，单位为kJ/kg；ρsc是标准状态下天然气密度，单位为kg/m3；qsc是单位时间内天然气体积流量，单位为m3/s；Dt是油管直径，单位为m；Dw是井眼直径，单位为m；Uto是从油管内壁到地层的总传热系数，单位为W/m·℃。
2.根据权利要求1所述的计算注气井的井筒温度分布的方法，其特征在于，根据所述井筒数据分别判断各所述井段中注入介质的状态，包括：
根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；
判断所述温度是否大于一预设温度值；
如果是，则判定所述井段中存在天然气水合物，所述注入介质为气液两相流。
3.根据权利要求2所述的计算注气井的井筒温度分布的方法，其特征在于，根据所述注入介质的状态分别计算所述井段的温度分布，包括：
当所述井段的注入介质为气液两相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
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其中，gT是地温梯度，℃/m；Z是井深，m；b是折算地表温度，℃；Twf是油气藏温度，℃；H是油藏中深，m；Gt是单位时间内质量流量，kg/s；D是油管内径，mm；C是油管内流体的比热，J/kg·℃；Kb是底层导热系数，W/m·℃；Uto是从油管内壁到套管外壁的传热系数，W/m·℃。
4.根据权利要求1所述的计算注气井的井筒温度分布的方法，其特征在于，所述的方法还包括：
根据各所述井段的温度分布生成注气井的井筒温度分布图。
5.一种计算注气井的井筒温度分布的装置，其特征在于，所述的装置包括：
井筒数据获取单元，用于获取注气井中的井筒数据；
井段划分单元，用于根据预设的步长将所述注气井划分为多个井段；
介质状态判断单元，用于根据所述井筒数据分别判断各所述井段中注入介质的状态；所述的介质状态判断单元具体用于：根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；判断所述温度是否大于一预设温度值；如果判断结果为否，则判定所述注入介质为纯气体单相流；
温度分布计算单元，用于根据所述注入介质的状态分别计算各所述井段的温度分布，所述的温度分布计算单元具体还用于：
当所述井段的注入介质为纯气体单相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
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其中，gT是地温梯度，单位为℃/m；Z是井深，单位为m；Twf是油气藏温度，单位为℃；H是油藏中深，单位为m；Cp是天然气的定压比热，单位为kJ/kg；ρsc是标准状态下天然气密度，单位为kg/m3；qsc是单位时间内天然气体积流量，单位为m3/s；Dt是油管直径，单位为m；Dw是井眼直径，单位为m；Uto是从油管内壁到地层的总传热系数，单位为W/m·℃。
6.根据权利要求5所述的计算注气井的井筒温度分布的装置，其特征在于，所述的介质状态判断单元具体用于：
根据所述井筒数据分别计算各所述井段中注入介质的温度；
判断所述温度是否大于一预设温度值；
如果是，则判定所述井段中存在天然气水合物，所述注入介质为气液两相流。
7.根据权利要求6所述的计算注气井的井筒温度分布的装置，其特征在于，所述的温度分布计算单元具体用于：
当所述井段的注入介质为气液两相流时，通过以下公式计算所述的温度分布：
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8.根据权利要求5所述的计算注气井的井筒温度分布的装置，其特征在于，所述的装置还包括：
井筒温度分布图生成单元，用于根据各所述井段的温度分布生成注气井的井筒温度分布图。
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