稠油水平井注汽剖面分析

杨德伟,王新伟,肖淑明,张丁涌,张东杰,陈晓霞

(1.中国石油大学储运与建筑工程学院,山东青岛 266580;2.中石化胜利油田现河采油厂,山东东营 257068; 3.中国石油独山子石化公司矿区服务事业部公共事务管理公司,新疆克拉玛依 838600)

稠油水平井注汽剖面分析

杨德伟1,王新伟1,肖淑明2,张丁涌2,张东杰1,陈晓霞3

(1.中国石油大学储运与建筑工程学院,山东青岛 266580;2.中石化胜利油田现河采油厂,山东东营 257068; 3.中国石油独山子石化公司矿区服务事业部公共事务管理公司,新疆克拉玛依 838600)

在线测试技术可以探测水平井注汽各个阶段的温度,但缺乏对测得数据的解释方法。应用FLUENT软件模拟蒸汽在水平井内的流动,得到蒸汽在水平井内的温度变化规律。结果表明:湿蒸汽在油管内流动时,温度不断下降,当遇到筛管分流时,温度下降幅度会增大,且分流量越大,温度下降幅度越大。分析在线测试系统测试的温度得到注汽过程中水平井的吸汽情况,在测试点等距分布时,相邻两测试点温差越大则两测试点之间注汽量越大。

水平井;注蒸汽;在线测试;注汽剖面

稠油开采普遍采用注蒸汽开采技术,井底各段孔隙度、渗透率、含水饱和度不尽相同,这些复杂的地质条件导致了各段的吸汽量不同[1-2]。准确掌握水平井各段的注汽情况可以为后续的注汽工作提供技术参考,提高注汽效果。国内外采用的稠油热采水平井在线测试技术可以探测到水平井在注汽、闷井、放喷各个生产阶段井筒内的温度数据[3-5]。研究表明,当湿蒸汽经过水平井的筛管分流时,温度会相应变化,并且变化程度与流量相关。通过对测试点温度数据分析可以了解水平井各段的温度、吸汽量的实时情况。因此,笔者研究湿蒸汽在水平井内的温度变化规律,得到稠油热采在线测试技术所测数据的解释方法,确定吸汽剖面,提高注汽效果。

1 在线测试系统

完整的在线测试系统由数据测试与数据采集两大模块组成,测试系统由测试缆和温度传感器组成,数据采集系统由光电测试仪和光电控制仪组成。测试时,测试缆下入被测水平井中密封,如图1所示。通过测试缆上的温度传感器(T1～T10)测量注汽各阶段的温度,通过低电阻远传电缆传至数据采集系统,实现注汽过程中的实时温度监控。

图1 在线测试系统示意图Fig.1 Schematic diagram of online test system

2物理模型

为探究在线测试系统测得的温度所反应的注汽规律,建立如图2所示的湿蒸汽水平管柱流动模型。选用管内径62 mm的油管,筛孔用管柱26 mm的开孔代替,管上开两孔,通过调节两孔的流量观察温度变化规律,由于油管对称性,采用二维模型,在靠近管壁边界层以及分流处,对网格进行加密。

图2 湿蒸汽油管内流动物理模型Fig.2 Physical model of steam flowing in pipes

3 数学模型

3.1 质量守恒方程

质量守恒方程又称连续性方程,其形式为

式中,ρ为湿蒸汽混合相密度,kg/m3;t为时间,s;ui(i=1,2,3)为蒸汽混合相流速,m/s;Sm为从分散相中加入到连续相的质量流量,也可以是任何的自定义源项,kg/(m3·s)[6]。

3.2 动量守恒方程

在惯性(非加速)坐标系中i方向上的动量守恒方程为

式中,p为静压力,Pa;τij为应力张量,kg/(m2·s2); ρgi、Fi分别为i方向上的重力体积力和外部体积力,kg/(m2·s2)。Fi包含了多相流模型混合相中的源项[7]。

3.3 能量守恒方程

能量方程形式为

式中,Sh为包含放(吸)热以及任何其他形式的体积热源;keff为有效导热系数,W/(m·K);Jj′为组分j的扩散流量,kg/s;h为流体的焓,J/kg[8]。

3.4 混合相体积率之间交换方程

由于湿蒸汽是气液两相流,故混合相计算模型中需要混合相体积率之间的交换方程。

式中,αk为k组分的含量,%;ρk为密度,kg/m3;uk为速度矢量,m/s。

3.5 湍流模型

采用可实现的k－ε模型的湍动能及其耗散率输运方程:

式中,Gk为由于平均速度梯度产生的湍动能;Gb为由于浮力影响产生的湍动能;YM为可压缩湍流脉动膨胀对总的耗散率的影响;C1ε和C2为常数;σk和σε分别为湍动能及其耗散率的湍流普朗特数。本次计算中C1ε=1.44,C2=1.9,σk=1.0,σε=1.2[9]。

4 模拟参数设置

由于是湿蒸汽流动,在多相流模型中选用混合模型,并激活滑移速度与体积力方程。经过计算,Re =7.5×105,表明为湍流,湍流模型设置为可实现的k-epsilon模型,近壁函数采取标准壁面函数处理。湿蒸汽参数:设置水为基本相,蒸汽为次相。边界条件方面,由于存在多出口,采用速度入口,自由出口边界条件;换热方面,采用指定油管温度边界条件,并按照实际情况设定壁面参数。离散格式方面,压力采用标准离散格式,动量、湍动能、湍动能耗散率、能量方程采用一阶迎风格式离散[10]。

5 数值模拟结果

已知条件:湿蒸汽入口速度(气相10.9 m/s、液相9.8 m/s)、湍流强度3%、温度543 K、干度0.3等物性参数,油管尺寸以及内壁温度(500 K)、导热系数(43.2 W/(m·K))。

利用Fluent软件模拟湿蒸汽在油管内流动时经过两个筛管分流的不同流量情况(前后筛管分流比分别为3∶7、1∶1、7∶3)下油管内的温度场,得到油管内湿蒸汽的温度随分流量的变化规律。

5.1 温度变化规律

在前后筛管分流比为7∶3时得到管内温度云图如图3所示。由于流动过程中存在传热损失,湿蒸汽温度沿油管轴向整体下降,径向上由管中心到管壁逐渐降低。在筛管处存在蒸汽分流,蒸汽温度变化较无筛管的管段剧烈。

图3 温度云图Fig.3 Temperature field cloud picture

为便于观察,现将油管中央的温度表示在坐标图上,得到温度变化曲线,见图4。

从图4可清晰看出:油管中心蒸汽温度的变化趋势,蒸汽温度沿油管轴线方向下降,在筛管处由于筛管的分流作用,温度较没有筛管分流的管段出现陡降;在没有筛管分流的的管段,蒸汽温度的下降幅度随着管内蒸汽流量减小而增大。为探究温度变化与分流量的关系,保持油管蒸汽入口参数不变,调节图2中左右两筛管的分流比为7∶3、1∶1、3∶7,得到不同分流比下油管中心温度变化情况,如图5所示。

图4 管中央温度变化曲线Fig.4 Temperature variation curve of steam in pipes

图5 三种情况下温度变化对比Fig.5 Contrast of temperature variation in three cases

从图5可看出,在3种分流比情况下筛管处蒸汽温度都出现陡降,但下降幅度不同,在同一筛管处蒸汽分流量越大,温度下降幅度越大。

5.2 现场测试结果

用数值模拟规律对现场数据进行分析。应用在线测试系统对现河采油厂C20-P75井注汽过程进行测定,测试点位置布置如图1所示。水平井段等距布置(T5～T10)6个温度测试点。在注汽初期各测试点温度不断升高,经过一段时间后各测试点温度不再随注汽时间增加有明显变化,达到注汽稳定,此时在水平井段测试点的温度如图6所示。

观察图6发现,温度在整个水平井段逐渐下降,但相邻两测试点下降幅度有差别,为便于观察将相邻两点温差表示在柱状图上,得到图7。由数值模拟结果推测,T9～T10段吸汽量最大,T6～T7、T8～T9较其他段吸汽量大,T5～T6、T7～T8段吸汽水平相当,处于整个井段的低值。

图6 温度变化曲线Fig.6 Temperature variation curve of steam in pipes

图7 油管各段温差Fig.7 Temperature variation of each section

为验证以上分析的正确性,与通过分析油井参数得到的相对吸汽量(图8)进行对比。

图8 油井各段吸汽剖面Fig.8 Steam injection profile of each section

图中,相对吸汽量曲线在T9～T10段处于高值、吸汽量最大,T8～T9、T6～T7段分别出现两个高峰,较附近井段吸汽量大,T5～T6、T7～T8段吸汽水平相当,处于整个井段的低值。通过分析现场测井数据所得出的井段吸汽量情况,与由在线测试系统测试数据得到的井段吸汽量相吻合,验证了模拟结果的正确性。由湿蒸汽在水平井内的温度变化规律可了解井下储层吸汽状况,即两个相邻测试点温降越大,则对应井段的吸汽量越大,从而为注蒸汽提供指导,提高注汽效果。

6 结论与建议

(1)湿蒸汽在油管内流动时,温度不断下降,当遇到筛管分流时,温度下降幅度会增大,且分流量越大,温度下降幅度越大。

(2)通过分析在线测试系统测得的温度能够得到水平井注汽过程中水平井的吸汽情况,在测试点等距分布情况下,相邻两测试点温差越大则两测试点之间注汽量越大。

(3)稠油热采水平井在线测试系统中水平段温度测试点布置影响温度分析结果的精度,故可以增加水平段测温点数量,提高分析精度。

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(编辑 沈玉英)

Analysis of steam injection profile in horizontal well for heavy oil recovery

YANG Dewei1,WANG Xinwei1,XIAO Shuming1,ZHANG Dingyong1,ZHANG Dongjie1,CHEN Xiaoxia3
(1.College of Pinpeline and Civil Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China; 2.Xianhe Oil Production Plant,Shengli Oilfield,SINOPEC,Dongying 257068,China; 3.Public Affairs Management Company of Mining Services Division in Dushanzi Petrochemical Corporation, PetroChina,Karamay 838600,China)

The online test technique can measure the temperature of horizontal well steam injection in every stage,but the interpreting technology of the measured data is poor.The vapor flowing process in a horizontal well was simulated by FLUENT, and the temperature changing regularities during the steam flowing process in the horizontal well were obtained.The results show that the steam temperature is decreasing when the steam flows in the pipe,and it will change suddenly when the steam flows through the sieve pore in horizontal well,and the higher the flow rate of steam,the greater the temperature changes.In addition,the injection characteristics are obtained based on the analysis of the steam temperature in horizontal steam injection well,and in the case of the equi-distant test points,the greater the temperature difference between the two adjacent test points,the greater the injected steam volume.

horizontal well;steam injection;online test;steam injection profile

TE 345

A

1673-5005(2014)05-0155-05

10.3969/j.issn.1673-5005.2014.05.022

2013－12－22

中国石油科技创新基金项目(2012D－5006－0207)

杨德伟(1964－),男,教授,博士,主要从事热力采油及热能利用的教学与研究工作。E－mail:946550699@qq.com。

杨德伟,王新伟,肖淑明,等.稠油水平井注汽剖面分析[J].中国石油大学学报:自然科学版,2014,38 (5):155-159.

YANG Dewei,WANG Xinwei,XIAO Shuming,et al.Analysis of steam injection profile in horizontal well for heavy oil recovery[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2014,38(5):155-159.