李兆敏，張丁涌，李 威，秦國順，衣懷峰，薛興昌，麻 濤，楊肖曦

(1．中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東 青島266580;2．中國石油大學(xué)(華東)儲運(yùn)與建筑工程學(xué)院，山東青島266580;3．中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依834000)

由于地層壓力的大幅下降，油田注蒸汽開發(fā)進(jìn)入中后期以后，單一的蒸汽吞吐采油效果已不明顯［1］。鍋爐產(chǎn)生的煙道氣主要成分是氮?dú)?80% ～85%)和二氧化碳(10% ～15%)，其中的氮?dú)饩哂序?qū)油作用，二氧化碳也能降黏、改善流動性。把除去雜質(zhì)后的煙道氣注入油層能夠升溫降黏、提高采液速率，還具有溶解氣驅(qū)、混相驅(qū)替作用，因而注煙氣開發(fā)技術(shù)越來越多地應(yīng)用于稠油熱采中［2-3］。此外，將煙氣回收利用也可以減少溫室氣體的排放，有利于保護(hù)環(huán)境。

將煙氣應(yīng)用到稠油開采當(dāng)中也存在一些問題，當(dāng)注入的煙氣溫度下降到200℃以下時(shí)，煙氣中的SO3與水蒸氣結(jié)合形成H2SO4蒸汽，微量的H2SO4蒸氣就會使煙氣的凝結(jié)點(diǎn)溫度顯著提高［4-6］，并且形成硫酸溶液粘附在井筒壁面上，對井筒形成酸腐蝕［7-8］。故確定煙氣凝結(jié)點(diǎn)溫度，已經(jīng)成為避免發(fā)生低溫酸腐蝕、提高注煙氣采油安全性的關(guān)鍵。通過建立煙氣在井筒內(nèi)的流動與傳熱模型，求解井內(nèi)溫度、壓力分布，計(jì)算不同注入介質(zhì)和參數(shù)下的酸凝結(jié)點(diǎn)，分析不同注入介質(zhì)和參數(shù)下的酸凝結(jié)規(guī)律，為注煙氣熱采的工藝計(jì)算、熱采工藝方案設(shè)計(jì)提供依據(jù)。

1 煙氣在井筒中流動傳熱的數(shù)學(xué)模型

1．1 基本假設(shè)

注入煙氣時(shí)，保持井口注入?yún)?shù)不變;在井筒底部設(shè)封隔器，保證煙氣不竄入環(huán)空;把水泥環(huán)邊緣與地層間的傳熱看為一維非穩(wěn)態(tài)傳熱過程，而把油管與水泥環(huán)外緣間的傳熱看為一維穩(wěn)態(tài)傳熱過程，并且忽略沿井深方向上的傳熱;不考慮沿井深方向的地溫梯度變化和地層導(dǎo)熱系數(shù)變化，并認(rèn)為它們是常數(shù);不考慮管內(nèi)的液膜層及污垢層。

1．2 井筒壓力場計(jì)算

注煙氣過程壓力分布的數(shù)學(xué)模型基于質(zhì)量守恒方程與動量守恒方程。由質(zhì)量守恒方程得

由動量守恒方程［9］可得

式(2)中右邊3項(xiàng)分別為流體的重力壓降、摩阻壓降和加速壓降。其中:ρd為混合煙氣的密度，kg/m3;d為內(nèi)管直徑，m;v為管內(nèi)流速，v=G/ρd( )A，m/s;G為質(zhì)量流量，kg/s;A為內(nèi)管橫截面積，m2;f為流體摩擦阻力系數(shù)，可由Beggs＆Brill計(jì)算式［10］求得。

1．3 井筒溫度場計(jì)算

由單位長度上垂直井筒內(nèi)流動的能量守恒方程得

根據(jù)熱力學(xué)原理，有關(guān)系式

結(jié)合式(3)、式(4)得到沿井筒的溫度降公式［11］

式中，q為單位井筒長度上單位質(zhì)量流量煙氣的熱損失。

由式(2)、式(5)聯(lián)立，按Rungge－Kutta方法編制程序，可以求得沿井筒的壓力、溫度分布。

1．4 煙氣酸凝結(jié)點(diǎn)計(jì)算

由于煙氣酸凝結(jié)點(diǎn)溫度受到很多因素(如鍋爐爐型、燃料含硫量、燃料含灰量、燃料含水量以及過量空氣系數(shù)等)的影響［12］，很難從理論上推導(dǎo)出精確的公式。荷蘭學(xué)者 A．G．Okkes［13］根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)，提出酸凝結(jié)點(diǎn)溫度計(jì)算公式

式中:tsld為酸凝結(jié)點(diǎn)溫度，℃;p(H2O)為煙氣中水蒸氣分壓，Pa;p(SO3)為煙氣中SO3氣體分壓，Pa。

該方程由穆勒數(shù)據(jù)回歸得到，除了考慮SO3濃度對酸凝結(jié)點(diǎn)的影響，還考慮了水蒸氣濃度的影響。

煙氣酸露點(diǎn)的計(jì)算影響因素中，煙氣中SO2轉(zhuǎn)化為SO3的份額對煙氣露點(diǎn)計(jì)算的結(jié)果影響較大，煙氣中SO3含量約為SO2的0．5% ～5%。

2 計(jì)算結(jié)果與分析

為分析不同注入介質(zhì)和參數(shù)下注煙氣在井筒中的酸凝結(jié)規(guī)律，計(jì)算時(shí)采用完全相同的井筒結(jié)構(gòu)和參數(shù)，井深均為1 200 m。井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)見表1。

表1 井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)Tab．1 Wellbore structure parameters

針對新疆油田1 200 m的地層，取地層壓力系數(shù)為0．8，井底壓力為9．6 MPa，計(jì)算得井口注入壓力為9．4 MPa，再根據(jù)煙氣輸送管道出口溫度和流量，設(shè)定煙氣注入?yún)?shù)為:注入壓力9．4 MPa，注入溫度190℃，注入流量5 000 m3/h(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下)。在注入地層前，已對煙氣進(jìn)行凈化處理，根據(jù)壓縮機(jī)出口煙氣參數(shù)，處理后的煙氣成分及其體積分?jǐn)?shù)如表2所示。

功能設(shè)計(jì)能夠按預(yù)案類別、名稱、編制單位、適用范圍等不同標(biāo)準(zhǔn)對預(yù)案進(jìn)行查詢、瀏覽，并能夠?qū)⒉樵兘Y(jié)果以HTML、EXCEL、PDF等常用格式進(jìn)行輸出、打印，并支持打印預(yù)覽、設(shè)置。查詢界面如圖10所示。

表2 煙氣成分Tab．2 Composition of flue gas

2．1 不同注入?yún)?shù)對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響

2．1．1 井口溫度對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響 在保持其他設(shè)定參數(shù)不變的條件下，僅改變井口注入溫度，計(jì)算得到不同井口溫度下的井內(nèi)溫度分布和酸凝結(jié)位置分別如圖1、圖2所示。

圖1 不同井口溫度下的井內(nèi)溫度分布Fig．1 Wellbore temperature distribution at different wellhead injection temperature

圖2 井口溫度對煙氣酸凝結(jié)位置的影響Fig．2 Effect of wellhead injection temperature to acid condensation position

結(jié)合圖1、圖2可知，井口注入溫度對煙氣酸凝結(jié)點(diǎn)溫度的影響很小，但井口注入溫度越高，煙氣溫度下降至酸凝結(jié)點(diǎn)時(shí)的位置距井口越遠(yuǎn);當(dāng)注入溫度低于149℃時(shí)，煙氣溫度已經(jīng)低于酸凝結(jié)點(diǎn)溫度，在井口就出現(xiàn)酸凝結(jié);當(dāng)注入溫度高于149℃時(shí)，隨著注入溫度的升高，煙氣中的酸蒸汽在井筒中發(fā)生凝結(jié)的位置逐漸加深;當(dāng)注入溫度高于200℃以后，井筒內(nèi)煙氣溫度均高于酸凝結(jié)點(diǎn)溫度，整個(gè)井筒內(nèi)都不會出現(xiàn)酸凝結(jié)。因此，提高注入煙氣溫度(高于200℃)可以防止井筒內(nèi)出現(xiàn)酸腐蝕。

2．1．2 井口壓力對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響 在保持其它設(shè)定參數(shù)不變的條件下，僅改變井口注入壓力，計(jì)算得到不同井口壓力下的井內(nèi)溫度分布和酸凝結(jié)位置分別如圖3、圖4所示。

圖3 不同井口壓力下的井內(nèi)溫度分布Fig．3 Wellbore temperature distribution at different wellhead injection pressure

圖4 井口壓力對煙氣酸凝結(jié)位置的影響Fig．4 Effect of wellhead injection pressure to acid condensation position

由圖3可知，井口注入壓力的大小對井內(nèi)溫度分布的影響很小，而對酸凝結(jié)點(diǎn)溫度的影響很大，酸凝結(jié)點(diǎn)溫度隨壓力的升高而逐漸升高。由圖4可知，在井口溫度保持一定的條件下，注入壓力越高，煙氣酸凝結(jié)點(diǎn)溫度越高，井筒內(nèi)越早出現(xiàn)酸凝結(jié)。因此，在注煙氣采油過程中，為避免井筒內(nèi)出現(xiàn)酸腐蝕，在滿足注入要求的情況下，要盡可能地降低煙氣的注入壓力。

2．1．3 注入流量對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響 在保持其它設(shè)定參數(shù)不變的條件下，僅改變井口注入流量，計(jì)算得到不同注入流量下的井內(nèi)溫度分布和酸凝結(jié)位置分別如圖5、圖6所示。

圖5 不同注入流量下的井內(nèi)溫度分布Fig．5 Wellbore temperature distribution at different injection flow rate

圖6 注入流量對煙氣酸凝結(jié)位置的影響Fig．6 Effect of injection flow rate to acid condensation position

由圖5可知，注入流量對煙氣的酸凝結(jié)點(diǎn)溫度的影響很小，但注入流量越大，井內(nèi)溫度下降越緩慢，煙氣溫度下降至酸凝結(jié)點(diǎn)時(shí)的位置距井口越遠(yuǎn)。從圖6可知，在注入流量高于5 500 m3/h時(shí)，就可以保證井筒內(nèi)不會出現(xiàn)酸凝結(jié)。

2．2 不同注入介質(zhì)對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響

2．2．1 水蒸氣含量對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響 在保持其它設(shè)定參數(shù)不變的條件下，僅改變煙氣中的水蒸氣含量，計(jì)算得到不同水蒸氣含量下的酸凝結(jié)位置如圖7所示。

圖7 水蒸氣含量對煙氣酸凝結(jié)位置的影響Fig．7 Effect of steam content to acid condensation position

2．2．2 二氧化硫含量對煙氣酸凝結(jié)規(guī)律的影響在保持其他設(shè)定參數(shù)不變的條件下，僅改變煙氣中的二氧化硫含量，計(jì)算得到不同二氧化硫含量下的酸凝結(jié)位置如圖8所示。

圖8 二氧化硫含量對煙氣酸凝結(jié)位置的影響Fig．8 Effect of sulfur dioxide content to acid condensation position

由于計(jì)算所采用的煙氣中二氧化硫含量也很低(不超過0．005%)，故二氧化硫含量對井內(nèi)溫度、壓力分布的影響也可以忽略。另外，當(dāng)二氧化硫含量升高時(shí)，三氧化硫轉(zhuǎn)化量也會增多，酸凝結(jié)點(diǎn)溫度也會越高，故酸凝結(jié)位置距井口越近。由圖8可知，當(dāng)二氧化硫體積分?jǐn)?shù)低于0．000 3%時(shí)，井筒內(nèi)不出現(xiàn)酸凝結(jié)。在其他注入?yún)?shù)一定的情況下，要避免井筒內(nèi)出現(xiàn)酸凝結(jié)，就需要對煙氣處理至二氧化硫體積分?jǐn)?shù)低于0．000 3%。

3 結(jié)論

(1)在設(shè)定井筒條件下，煙氣注入壓力越高、水蒸氣含量和三氧化硫含量越高，煙氣酸凝結(jié)點(diǎn)溫度越高，酸凝結(jié)位置越靠近井口，即井筒內(nèi)越容易發(fā)生酸腐蝕。

(2)注入流量越大、注入溫度越高，井底溫度越高，酸凝結(jié)位置越遠(yuǎn)離井口。

(3)提高注入溫度和流量，降低注入壓力，對煙氣進(jìn)行脫硫、脫水處理，可防止井筒內(nèi)出現(xiàn)酸凝結(jié)。

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