王冠華李 翔白健華郭雯霖劉豐鋼郭宏峰竺 彪

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司)

海上油田化學(xué)生熱體系溫度場計算及其應(yīng)用*

王冠華1李 翔1白健華2郭雯霖2劉豐鋼1郭宏峰1竺 彪1

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司)

針對海上某油田現(xiàn)場使用的化學(xué)生熱體系銨鹽和亞硝酸鹽體系,建立了注入和關(guān)井過程的數(shù)學(xué)模型,采用有限差分法計算了2個過程中的溫度場分布,在此基礎(chǔ)上研究了不同排量和不同濃度對溫度場分布的影響。依據(jù)本文計算結(jié)果和研究成果,指導(dǎo)該油田實施了7井次化學(xué)生熱技術(shù)解堵作業(yè),取得了明顯的油井復(fù)產(chǎn)增油效果,典型見效井平均日增油幅度高達728%。

海上油田;化學(xué)生熱體系;注入;關(guān)井;溫度場計算;數(shù)學(xué)模型;增油效果

化學(xué)生熱體系(Chem-Thermogenic System, CTS)是指一種或多種化學(xué)劑通過化學(xué)反應(yīng)而產(chǎn)生大量熱量的體系,將該體系注入地層,通過反應(yīng)生成的熱量來降低原油粘度、解除近井地帶堵塞以及清除油管結(jié)蠟[1-3]。相對于注蒸汽熱采[4-6]、熱水循環(huán)清蠟和電加熱解堵技術(shù),化學(xué)生熱體系具有工藝流程簡單、成本低、作業(yè)安全等優(yōu)點。

文獻[7-8]針對銨鹽及亞硝酸鹽體系進行了生熱影響因素實驗及驅(qū)油效率實驗,得到了體系的優(yōu)化參數(shù),并驗證體系的驅(qū)油效率高于水驅(qū);文獻[9-10]分別建立了銨鹽及亞硝酸鹽的反應(yīng)動力學(xué)方程,二者區(qū)別在于反應(yīng)級數(shù)的不同,數(shù)值實驗表明二者的計算結(jié)果差別不大;文獻[11]針對注蒸汽井化學(xué)生熱溫度場進行了數(shù)值模擬,體系采用堿金屬生熱體系,通過能量守恒定律建立了數(shù)學(xué)模型并求解,計算結(jié)果表明生熱體系可以有效提高注蒸汽井的地層溫度。由于化學(xué)生熱技術(shù)在海上油田的應(yīng)用研究目前仍處于起步階段,雖然文獻[11]中討論過生熱體系在地層中反應(yīng)時的溫度場分布,但其模擬的工況與海上油田的工藝過程有一定差距。因此,本文對化學(xué)生熱體系在海上油田解堵作業(yè)的注入過程和關(guān)井過程進行數(shù)值模擬,以了解其反應(yīng)過程和溫度場分布,指導(dǎo)現(xiàn)場施工。

1 模型建立

海上油田現(xiàn)場所用的生熱體系為復(fù)配型體系,其中生熱主劑為銨鹽及亞硝酸鹽體系,其反應(yīng)的放熱量為HΘ=332.58 kJ/mol,反應(yīng)動力學(xué)方程為[9]

式(1)中:d C/d t為反應(yīng)速率,mol/(L·min);C為反應(yīng)藥劑的濃度,mol/L;CH+為氫離子濃度,mol/L;T為反應(yīng)溫度,K。從式(1)可知,反應(yīng)速率受氫離子濃度、反應(yīng)藥劑濃度和反應(yīng)溫度的影響。

1.1 物理模型

以井軸為中心(忽略油管管壁厚度),沿徑向?qū)⒔貛澐譃镹個有限單元,如圖1所示,其中ri為近井地帶半徑,m;Ri為有限單元中心半徑,m; Ti為有限單元溫度,K。

在計算過程中考慮以下假設(shè)條件:

圖1 油藏近井地帶徑向網(wǎng)格劃分示意圖

1)巖石和流體的物理性質(zhì)不隨溫度發(fā)生變化;

2)計算分為注入過程和關(guān)井過程,注入過程忽略流動方向的熱擴散效應(yīng),關(guān)井過程忽略對流效應(yīng);

3)忽略流體相變的熱損失;

4)忽略濃度的擴散效應(yīng)。

1.2 注入過程

由于注入過程存在主流方向,因此忽略該方向的熱傳導(dǎo)效應(yīng),而只考慮該地層垂向上的熱損失。

對于第i個有限單元體,由式(1)可知該單元體內(nèi)的反應(yīng)動力學(xué)方程為

令注入速度為Q,其單位為L/min,則該有限單元內(nèi)濃度的變化為

單元體內(nèi)反應(yīng)生熱量為

式(4)中:H為油層厚度,m;QT為反應(yīng)生熱量,J;φ為地層孔隙度,f;其他符號含義同前。

根據(jù)熱量平衡原理,忽略因流體相變產(chǎn)生的熱量損失,單元內(nèi)生成的熱量一部分傳遞出去,另一部分被單元內(nèi)物質(zhì)吸收升溫,則傳遞出去的熱量為

吸收的熱量為

其中

式(5)～(7)中:Qc為傳遞出去的熱量,J;Qx為吸收的熱量,J;λr為巖石骨架的導(dǎo)熱系數(shù),W/(m·K);ρr為巖石密度,kg/m3;ρo為原油密度,kg/m3;ρw為水密度,kg/m3;Cr為巖石比熱容,J/(kg·K);Co為原油比熱容,J/(kg·K);Cw為水比熱容,J/(kg·K);Rc為散熱半徑,m;Td為地層溫度,K;So為含油飽和度,f;其他符號含義同前。

通過求解方程QT=Qc+Qx即可求出Ti,該單元內(nèi)的濃度為Ci=Ci-1+ΔCi;然后計算下一個單元內(nèi)的溫度和濃度,直至處理半徑為止。

1.3 關(guān)井過程

其中,λ為綜合導(dǎo)熱系數(shù),計算公式為

式(8)中:λo為原油導(dǎo)熱系數(shù),W/(m·K);λw為水導(dǎo)熱系數(shù),W/(m·K);其他符號含義同前。

對于第i個單元,該單元內(nèi)的熱量平衡方程為[12-13]

因此,對于第1個單元,該單元內(nèi)的熱量平衡方程為

對于第N個單元,該單元內(nèi)的熱量平衡方程為

聯(lián)立求解式(9)、(10)和(11),即可求出關(guān)井時間內(nèi)的地層溫度場和濃度的分布。

2 實例計算

海上某油田油層有效厚度為23 m,地層溫度65℃,孔隙度30%,含油飽和度20%,地層處理半徑不超過2 m。以現(xiàn)場藥劑的質(zhì)量分數(shù)(30%)進行計算,并認為在井底開始反應(yīng),模擬體系到達處理半徑處停泵時的溫度場分布。之后關(guān)井使體系充分反應(yīng),分別計算不同關(guān)井時間的溫度場分布。

2.1 不同排量的影響

圖2為體系的質(zhì)量分數(shù)為30%時不同排量下生熱體系地層溫度場分布,可以看出,體系的理論峰值溫度均在170°C以上,且隨排量增加有小幅度降低;同時可以看出,排量對溫度場分布的影響僅明顯體現(xiàn)在停泵時和關(guān)井初期,并且排量越大,沿半徑方向及整體分布的溫度越低,這是由于大排量注入意味著體系到達最大處理半徑所用的時間越短,體系用于生熱反應(yīng)的時間也越短,產(chǎn)生的熱量少且不易被積累。

通過計算可知,以10 m3/h排量注入體系,到達最大處理半徑(2 m)需要8.6 h,以30 m3/h排量注入體系需要2.8 h,而以20 m3/h排量注入體系則需要4.4 h。因此,結(jié)合現(xiàn)場實際條件及計算結(jié)果,推薦使用20 m3/h的排量進行施工。

另一方面,不同排量下的關(guān)井溫度分布規(guī)律較為一致。在關(guān)井12 h前,地層內(nèi)體系反應(yīng)持續(xù)進行,從分布曲線上可以看出每一時間段的溫度都有大幅提升;當關(guān)井時間超過12 h,溫度提升幅度急劇減小;關(guān)井時間超過16 h后溫度基本無變化,說明此時體系反應(yīng)接近完全,熱量被充分釋放。因此,在現(xiàn)場應(yīng)用中宜采用關(guān)井時間不少于12 h的方案,以使體系充分反應(yīng)。

圖2 海上某油田不同排量下生熱體系地層溫度場分布(體系質(zhì)量分數(shù)為30%)

圖3 海上某油田不同體系質(zhì)量分數(shù)下生熱體系地層溫度場分布(排量20 m3/h)

2.2 不同體系質(zhì)量分數(shù)的影響

圖3為排量為20 m3/h時不同體系質(zhì)量分數(shù)下生熱體系地層溫度場分布,可以看出,體系的理論峰值溫度與體系的初始質(zhì)量分數(shù)有關(guān),質(zhì)量分數(shù)越大,生熱量越大,反應(yīng)越迅速,因而溫度越高。同時,體系質(zhì)量分數(shù)對于關(guān)井情況的影響也十分顯著。對于質(zhì)量分數(shù)為23%的體系直至關(guān)井24 h反應(yīng)仍在持續(xù)進行,此時的溫度還未達到該質(zhì)量分數(shù)下的理論峰值,說明此時體系還未反應(yīng)充分,需要增加關(guān)井時間以使其充分反應(yīng);對于質(zhì)量分數(shù)為40%的體系,在關(guān)井8 h后溫度便已經(jīng)穩(wěn)定,說明高質(zhì)量分數(shù)體系反應(yīng)迅速。因此,在實際應(yīng)用中可適當增加體系質(zhì)量分數(shù)以縮短關(guān)井時間,但也要考慮高質(zhì)量分數(shù)體系所產(chǎn)生的高溫對管柱及井下工具的影響。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

自2013年初起,化學(xué)生熱技術(shù)在海上某油田共實施了7井次。施工過程中以本文的計算結(jié)果為依據(jù),泵注排量保持在15～30 m3/h,關(guān)井時間在12 h以上,工藝成功率達100%,措施見效率在87%以上,取得了明顯的油井復(fù)產(chǎn)增油效果。

表1所示為2013年8月至12月施工的見效井的相關(guān)數(shù)據(jù),其中1井效果最為明顯。1井自2013年8月底施工結(jié)束后啟泵生產(chǎn)至今,日產(chǎn)油量逐步上升,平均日增油28.41 m3,增油幅度高達728%,累計增油3153.58m3。其余見效井也有不同程度的增油效果,平均日增油幅度在22.9%～100%。

表1 海上某油田化學(xué)生熱技術(shù)見效井施工效果

4 結(jié)論

1)針對海上某油田現(xiàn)場使用的銨鹽及亞硝酸鹽化學(xué)生熱體系,建立了注入和關(guān)井過程的數(shù)學(xué)模型,并采用有限差分法計算了2個過程中的溫度場分布,結(jié)果表明:現(xiàn)場所用生熱體系配制質(zhì)量分數(shù)(30%)的理論峰值溫度均在170°C以上;停泵時和關(guān)井初期,地層處理半徑內(nèi)排量對溫度影響較顯著,并且溫度隨排量增大而降低,當關(guān)井時間超過12h后體系基本完全反應(yīng);體系質(zhì)量分數(shù)不僅影響著生熱量及峰值溫度,還在一定程度上影響關(guān)井過程,可通過質(zhì)量分數(shù)的適當調(diào)節(jié)以實現(xiàn)對關(guān)井時間的優(yōu)化。

2)依據(jù)本文計算結(jié)果,在海上某油田進行了7井次的化學(xué)生熱體系的應(yīng)用,工藝成功率達到100%,措施見效率在87%以上,見到了明顯的油井復(fù)產(chǎn)增油效果。

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(編輯:楊 濱)

Temperature-field calculation for chem-thermogenic system and its application in an offshore oilfield

Wang Guanhua1Li Xiang1Bai Jianhua2Guo Wenlin2Liu Fenggang1Guo Hongfeng1Zhu Biao1

(1.China Oilfield Service Ltd.,Tianjin,300451; 2.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin,300452)

A mathematical model of injection and shut-in processes was built for the chemo-thermogenic system used in an offshore oilfield,i.e.ammonium salt and nitrite systems,a finite difference method was used to calculate the distributionof temperature field during the two processes, and then the impact of various injection flow rate and system concentration on the distribution of temperature field were investigated.The calculation and investigation results in this paper have been applied to direct 7 well-times of clogging elimination operation with the chemo-thermogenesis technique,which have resulted in great stimulation effects in oil wells,with the increment of average daily oil production up to 728%in the typical effective wells.

offshore oilfield;chem-thermogenic system;injection;shut-in;temperature field calculation;mathematical model;oil increment effect

2013-12-24改回日期:2014-03-26

*“十二五”國家科技重大專項子課題“海上稠油高效開發(fā)新技術(shù)(二期)(編號:2011ZX05024-005-001)”部分研究成果。

王冠華,男,工程師,2011年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東),獲油氣田開發(fā)工程專業(yè)博士學(xué)位,現(xiàn)主要從事采油工程及提高采收率技術(shù)的研究工作。地址:天津市塘沽區(qū)營口道天津科技大學(xué)2號樓203室(郵編:300451)。E-mail:wanggh12@cosl.com.cn。