海上油田化学生热体系温度场计算及其应用*

王冠华李 翔白健华郭雯霖刘丰钢郭宏峰竺 彪

(1.中海油田服务股份有限公司; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司)

海上油田化学生热体系温度场计算及其应用*

王冠华1李 翔1白健华2郭雯霖2刘丰钢1郭宏峰1竺 彪1

(1.中海油田服务股份有限公司; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司)

针对海上某油田现场使用的化学生热体系铵盐和亚硝酸盐体系,建立了注入和关井过程的数学模型,采用有限差分法计算了2个过程中的温度场分布,在此基础上研究了不同排量和不同浓度对温度场分布的影响。依据本文计算结果和研究成果,指导该油田实施了7井次化学生热技术解堵作业,取得了明显的油井复产增油效果,典型见效井平均日增油幅度高达728%。

海上油田;化学生热体系;注入;关井;温度场计算;数学模型;增油效果

化学生热体系(Chem-Thermogenic System, CTS)是指一种或多种化学剂通过化学反应而产生大量热量的体系,将该体系注入地层,通过反应生成的热量来降低原油粘度、解除近井地带堵塞以及清除油管结蜡[1-3]。相对于注蒸汽热采[4-6]、热水循环清蜡和电加热解堵技术,化学生热体系具有工艺流程简单、成本低、作业安全等优点。

文献[7-8]针对铵盐及亚硝酸盐体系进行了生热影响因素实验及驱油效率实验,得到了体系的优化参数,并验证体系的驱油效率高于水驱;文献[9-10]分别建立了铵盐及亚硝酸盐的反应动力学方程,二者区别在于反应级数的不同,数值实验表明二者的计算结果差别不大;文献[11]针对注蒸汽井化学生热温度场进行了数值模拟,体系采用碱金属生热体系,通过能量守恒定律建立了数学模型并求解,计算结果表明生热体系可以有效提高注蒸汽井的地层温度。由于化学生热技术在海上油田的应用研究目前仍处于起步阶段,虽然文献[11]中讨论过生热体系在地层中反应时的温度场分布,但其模拟的工况与海上油田的工艺过程有一定差距。因此,本文对化学生热体系在海上油田解堵作业的注入过程和关井过程进行数值模拟,以了解其反应过程和温度场分布,指导现场施工。

1 模型建立

海上油田现场所用的生热体系为复配型体系,其中生热主剂为铵盐及亚硝酸盐体系,其反应的放热量为HΘ=332.58 kJ/mol,反应动力学方程为[9]

式(1)中:d C/d t为反应速率,mol/(L·min);C为反应药剂的浓度,mol/L;CH+为氢离子浓度,mol/L;T为反应温度,K。从式(1)可知,反应速率受氢离子浓度、反应药剂浓度和反应温度的影响。

1.1 物理模型

以井轴为中心(忽略油管管壁厚度),沿径向将近井地带划分为N个有限单元,如图1所示,其中ri为近井地带半径,m;Ri为有限单元中心半径,m; Ti为有限单元温度,K。

在计算过程中考虑以下假设条件:

图1 油藏近井地带径向网格划分示意图

1)岩石和流体的物理性质不随温度发生变化;

2)计算分为注入过程和关井过程,注入过程忽略流动方向的热扩散效应,关井过程忽略对流效应;

3)忽略流体相变的热损失;

4)忽略浓度的扩散效应。

1.2 注入过程

由于注入过程存在主流方向,因此忽略该方向的热传导效应,而只考虑该地层垂向上的热损失。

对于第i个有限单元体,由式(1)可知该单元体内的反应动力学方程为

令注入速度为Q,其单位为L/min,则该有限单元内浓度的变化为

单元体内反应生热量为

式(4)中:H为油层厚度,m;QT为反应生热量,J;φ为地层孔隙度,f;其他符号含义同前。

根据热量平衡原理,忽略因流体相变产生的热量损失,单元内生成的热量一部分传递出去,另一部分被单元内物质吸收升温,则传递出去的热量为

吸收的热量为

其中

式(5)～(7)中:Qc为传递出去的热量,J;Qx为吸收的热量,J;λr为岩石骨架的导热系数,W/(m·K);ρr为岩石密度,kg/m3;ρo为原油密度,kg/m3;ρw为水密度,kg/m3;Cr为岩石比热容,J/(kg·K);Co为原油比热容,J/(kg·K);Cw为水比热容,J/(kg·K);Rc为散热半径,m;Td为地层温度,K;So为含油饱和度,f;其他符号含义同前。

通过求解方程QT=Qc+Qx即可求出Ti,该单元内的浓度为Ci=Ci-1+ΔCi;然后计算下一个单元内的温度和浓度,直至处理半径为止。

1.3 关井过程

其中,λ为综合导热系数,计算公式为

式(8)中:λo为原油导热系数,W/(m·K);λw为水导热系数,W/(m·K);其他符号含义同前。

对于第i个单元,该单元内的热量平衡方程为[12-13]

因此,对于第1个单元,该单元内的热量平衡方程为

对于第N个单元,该单元内的热量平衡方程为

联立求解式(9)、(10)和(11),即可求出关井时间内的地层温度场和浓度的分布。

2 实例计算

海上某油田油层有效厚度为23 m,地层温度65℃,孔隙度30%,含油饱和度20%,地层处理半径不超过2 m。以现场药剂的质量分数(30%)进行计算,并认为在井底开始反应,模拟体系到达处理半径处停泵时的温度场分布。之后关井使体系充分反应,分别计算不同关井时间的温度场分布。

2.1 不同排量的影响

图2为体系的质量分数为30%时不同排量下生热体系地层温度场分布,可以看出,体系的理论峰值温度均在170°C以上,且随排量增加有小幅度降低;同时可以看出,排量对温度场分布的影响仅明显体现在停泵时和关井初期,并且排量越大,沿半径方向及整体分布的温度越低,这是由于大排量注入意味着体系到达最大处理半径所用的时间越短,体系用于生热反应的时间也越短,产生的热量少且不易被积累。

通过计算可知,以10 m3/h排量注入体系,到达最大处理半径(2 m)需要8.6 h,以30 m3/h排量注入体系需要2.8 h,而以20 m3/h排量注入体系则需要4.4 h。因此,结合现场实际条件及计算结果,推荐使用20 m3/h的排量进行施工。

另一方面,不同排量下的关井温度分布规律较为一致。在关井12 h前,地层内体系反应持续进行,从分布曲线上可以看出每一时间段的温度都有大幅提升;当关井时间超过12 h,温度提升幅度急剧减小;关井时间超过16 h后温度基本无变化,说明此时体系反应接近完全,热量被充分释放。因此,在现场应用中宜采用关井时间不少于12 h的方案,以使体系充分反应。

图2 海上某油田不同排量下生热体系地层温度场分布(体系质量分数为30%)

图3 海上某油田不同体系质量分数下生热体系地层温度场分布(排量20 m3/h)

2.2 不同体系质量分数的影响

图3为排量为20 m3/h时不同体系质量分数下生热体系地层温度场分布,可以看出,体系的理论峰值温度与体系的初始质量分数有关,质量分数越大,生热量越大,反应越迅速,因而温度越高。同时,体系质量分数对于关井情况的影响也十分显著。对于质量分数为23%的体系直至关井24 h反应仍在持续进行,此时的温度还未达到该质量分数下的理论峰值,说明此时体系还未反应充分,需要增加关井时间以使其充分反应;对于质量分数为40%的体系,在关井8 h后温度便已经稳定,说明高质量分数体系反应迅速。因此,在实际应用中可适当增加体系质量分数以缩短关井时间,但也要考虑高质量分数体系所产生的高温对管柱及井下工具的影响。

3 现场应用效果

自2013年初起,化学生热技术在海上某油田共实施了7井次。施工过程中以本文的计算结果为依据,泵注排量保持在15～30 m3/h,关井时间在12 h以上,工艺成功率达100%,措施见效率在87%以上,取得了明显的油井复产增油效果。

表1所示为2013年8月至12月施工的见效井的相关数据,其中1井效果最为明显。1井自2013年8月底施工结束后启泵生产至今,日产油量逐步上升,平均日增油28.41 m3,增油幅度高达728%,累计增油3153.58m3。其余见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 海上某油田化学生热技术见效井施工效果

4 结论

1)针对海上某油田现场使用的铵盐及亚硝酸盐化学生热体系,建立了注入和关井过程的数学模型,并采用有限差分法计算了2个过程中的温度场分布,结果表明:现场所用生热体系配制质量分数(30%)的理论峰值温度均在170°C以上;停泵时和关井初期,地层处理半径内排量对温度影响较显著,并且温度随排量增大而降低,当关井时间超过12h后体系基本完全反应;体系质量分数不仅影响着生热量及峰值温度,还在一定程度上影响关井过程,可通过质量分数的适当调节以实现对关井时间的优化。

2)依据本文计算结果,在海上某油田进行了7井次的化学生热体系的应用,工艺成功率达到100%,措施见效率在87%以上,见到了明显的油井复产增油效果。

[1] 黄建礼,巨小龙.三种化学生热体系的研究及在油气田生产中的应用[J].石油工业技术监督,2005,21(1):58-60.

[2] 张军闯,王德智,马青庄,等.热化学采油技术应用研究[J].油气采收率技术,1999,6(4):62-66.

[3] 陈霄,赵立强,刘世铎.化学自生热体系室内实验与应用[J].重庆科技学院学报:自然科学版,2012,14(3):113-114.

[4] 陈伟.陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战[J].中国海上油气,2011,23(6):384-386.

[5] 唐晓旭,马跃,孙永涛.海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验[J].中国海上油气,2011,23(3):185-188.

[6] 郭太现,苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J].中国海上油气,2013,25(4):26-30.

[7] 殷丹丹,杨胜来,赵东锋.化学生热体系参数优化及驱油效率实验研究[J].断块油气田,2012,19(4):500-503.

[8] 娄毅,杨胜来,王玉霞,等.NH4Cl和NaNO2化学生热体系对储层损害的研究[J].油田化学,2011,28(3):292-295.

[9] 吴安明,陈茂涛,顾树人,等.NH4Cl和NaNO2反应动力学及其在油田的应用研究[J].石油钻采工艺,1995,17(5):60-64.

[10] 张录社,徐岗,陈刚,等.亚硝酸钠与氯化铵反应动力学研究[J].当代化工,2012,41(9):930-931,953.

[11] 黄勇,蒲春生,吴飞鹏.稠油注蒸汽层内化学生热温度场计算[J].应用化工,2012,41(2):365-368.

[12] 彭轩,刘蜀知,蔡长宇,等.高凝油油藏自生热压裂井筒温度场计算模型[J].石油学报,2003,24(4):69-76.

[13] 王鸿勋,张士诚.水力压裂设计数值计算方法[M].北京:石油工业出版社,1998:79-89.

(编辑:杨 滨)

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”国家科技重大专项子课题“海上稠油高效开发新技术(二期)(编号:2011ZX05024-005-001)”部分研究成果。

王冠华,男,工程师,2011年毕业于中国石油大学(华东),获油气田开发工程专业博士学位,现主要从事采油工程及提高采收率技术的研究工作。地址:天津市塘沽区营口道天津科技大学2号楼203室(邮编:300451)。E-mail:wanggh12@cosl.com.cn。