過熱蒸汽驅(qū)的模擬

中國地質(zhì)大學（北京）能源學院

過熱蒸汽驅(qū)的模擬

田一鳴中國地質(zhì)大學（北京）能源學院

近年河南油田采用更高的蒸汽溫度（370℃）進行過熱蒸汽驅(qū)室內(nèi)物理模擬實驗。選用的是CRZF—02型蒸汽發(fā)生器，該蒸汽發(fā)生器可滿足320～370℃的高溫、高壓要求。溫度的檢測和控制是該實驗中至關(guān)重要的因素與環(huán)節(jié)。井樓三區(qū)Ⅲ6層原油屬特稠油，數(shù)模研究結(jié)果表明，過熱蒸汽開采能明顯地提高蒸汽的波及體積。從井樓油田特超稠油高溫驅(qū)油實驗結(jié)果可知，純蒸汽殘余油飽和度低（12.5%～17.3%），驅(qū)油效率高（73.1%～80.8%）；蒸汽干度提高10%，殘余油飽和度降低1.5%，驅(qū)油效率提高2.3%。

過熱蒸汽驅(qū)；模擬實驗；實驗設(shè)計；實驗模塊；特稠油層

1 實驗要點

（1）實驗設(shè)備的選型。近年河南油田采用更高的蒸汽溫度（370℃）進行過熱蒸汽驅(qū)室內(nèi)物理模擬實驗。選用的是CRZF—02型蒸汽發(fā)生器，該蒸汽發(fā)生器可滿足320～370℃的高溫、高壓要求。

（2）壓力檢測與控制系統(tǒng)的設(shè)計。測壓采用串聯(lián)階梯式測量方式，選用3支不同量程的壓力傳感器并聯(lián)連接，中間有氣動閥控制，實驗中由計算機檢測并通過開關(guān)電磁閥來控制氣動閥自動選擇傳感器，這樣可保證測量的精確性和穩(wěn)定性。該壓力檢測系統(tǒng)的壓力傳感器及氣動閥均選用美國進口器件。在模型測壓口與壓力傳感器之間增加緩沖容器，這樣可有效防止驅(qū)替介質(zhì)進入壓力傳感器，從而影響精度和損壞傳感器。

（3）溫度檢測與控制系統(tǒng)的設(shè)計。溫度的檢測和控制是該實驗中至關(guān)重要的因素與環(huán)節(jié)。由于溫度過高，為防止巖心出口汽化影響產(chǎn)出液計量，特在巖心出口處加入自動循環(huán)冷卻裝置，這樣可保證產(chǎn)出液的穩(wěn)定計量，也可保障進口回壓控制閥不因溫度過高而損壞。

2 實驗模塊功能與特點

驅(qū)替動力源模塊的組件包括：①蒸汽發(fā)生器（蒸汽溫度320℃、壓力≤25 MPa、蒸汽產(chǎn)出量2 kg/h）；②驅(qū)替泵（2×500mL，25MPa）；③高壓水容器（容積2 L，耐壓40 MPa）；④高壓油容器（容積2 L，耐壓40MPa）；⑤閥門管線（耐壓40MPa）。該模塊的功能：①生成驅(qū)替介質(zhì)（高溫、高壓水蒸氣）；②提供驅(qū)替動力；③存儲實驗液體。實驗裝置流程示意圖（單管的）見圖1。

圖1 高溫、高壓自動蒸汽驅(qū)巖心驅(qū)替流程（單管）

儲層模擬模塊的組件包括：①1.2m和0.6m高溫、高壓填砂模型各2個（設(shè)計耐壓35MPa，設(shè)計耐溫400℃），壓力傳感器組（12組）；②溫度傳感器組（2×5+5個）；③恒溫控制箱（200℃，±1℃）；④模型支架。該模塊的功能是模擬實際稠油油藏環(huán)境。模塊特點包括：①單管每個填砂模型上設(shè)有5支溫度傳感器、5支壓力傳感器，雙管每個填砂模型上設(shè)有3支溫度傳感器、3支壓力傳感器。用于實時檢測模型中各點的溫度及壓力；②填砂模型長度為1.2 m，設(shè)有保溫套；③并聯(lián)填砂模型長度0.6m，設(shè)有保溫套。

冷凝及回壓控制模塊的組件包括：①冷凝器；②回壓控制器；③精密壓力表；④流程控制閥門、管線。該模塊的功能是冷卻蒸汽驅(qū)替產(chǎn)出油水混合物并模擬井底流壓。

溫度、壓力采集及自動控制模塊的組件包括：①隔離容器（13個）；②壓力傳感器（13個）；③溫度傳感器（13個）；④電磁閥（24個）；⑤數(shù)據(jù)采集、處理計算機；⑥數(shù)據(jù)采集控制板卡；⑦控制電路；⑧空氣壓縮機。該模塊的功能是采集、傳輸、存儲實驗過程中的壓力數(shù)據(jù)。該模塊特點有兩個：一是壓力傳感器組前串接冷卻隔離容器，避免由于高溫而損壞傳感器；二是測壓采用串聯(lián)階梯式計量方式，3支不同量程的壓力傳感器串聯(lián)連接，中間由電磁閥隔開。

出口計量模塊的組件包括電子天平。

3 效果驗證

過熱蒸汽驅(qū)效果較好的案例之一是井樓三區(qū)南部主力層Ⅲ6層。該層原油屬特超稠油，油區(qū)位于高莊南鼻狀構(gòu)造南部沿樓3107—樓3600井一線，目的層Ⅲ6物源來自于西南和東南方向。井樓三區(qū)南部主力層Ⅲ6小層地面原油密度0.959 8 g/cm3，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為42%，含蠟量9.96%，含硫0.39%，凝固點21℃。油層溫度下脫氣原油黏度為18 749.0mPa·s，按國內(nèi)稠油分類標準，Ⅲ6層原油屬特稠油。該井組轉(zhuǎn)驅(qū)前蒸汽吞吐采出程度為19.3%，在蒸汽吞吐歷史擬合的基礎(chǔ)上進行了過熱蒸汽驅(qū)現(xiàn)場試驗及數(shù)模研究。結(jié)果表明，過熱蒸汽開采能明顯地提高蒸汽的波及體積。濕蒸汽驅(qū)L3513井組蒸汽的波及面積為5 577m2，占井組控制面積的6.1%，絕大多數(shù)為熱水驅(qū)控制；過熱蒸汽驅(qū)L3513井組蒸汽的波及面積為22 834.8m2，占井組控制面積的24.9%，為濕蒸汽驅(qū)的4.1倍。

4 結(jié)論

（1）上述實驗過程中，由玻璃纖維做成的加熱帶和保溫帶易損壞，應防止玻璃纖維飄浮對身體造成傷害。建議制造一個保溫小烘箱和兩個保溫套，過熱蒸汽管線加熱高溫小烘箱，將過熱蒸汽管線及相連的三通等置于高溫小烘箱中，使蒸汽沿管線流動過程中溫度穩(wěn)定、受控。模擬巖心入口加熱保溫套，控制保溫套內(nèi)溫度與實驗所要求的蒸汽溫度一致，以保證進入模擬巖心的蒸汽溫度符合實驗要求。首先應分別對保溫烘箱和保溫帽進行單獨保溫、控溫試驗，兩者在370℃溫度下穩(wěn)定運行10 h以上，相應的溫度控制儀控制、顯示穩(wěn)定。然后再連接流程進行模擬巖心過熱蒸汽驅(qū)驗證實驗。從驗證實驗結(jié)果可以看出，過熱蒸汽管線內(nèi)的蒸汽溫度、模擬巖心入口的蒸汽溫度能夠與實驗要求保持一致，進入模擬巖心的蒸汽溫度可測、可控、可信。這樣就可保證實驗能夠連續(xù)平穩(wěn)運行。河南油田研發(fā)的稠油油藏過熱蒸汽驅(qū)高溫物理模型實驗流程和裝置實驗溫度可達370℃，并可制造長巖心（巖心長度1.2m）的物理模擬。開展該實驗研究工作，不僅能促進注汽鍋爐“以煤代油”的燃料結(jié)構(gòu)調(diào)整，有效降低稠油開發(fā)注汽系統(tǒng)運行成本，而且還能改善特超稠油高周期蒸汽吞吐開發(fā)效果，有效動用低品位超稠油儲量，實現(xiàn)特超稠油蒸汽吞吐開發(fā)方式的合理轉(zhuǎn)換。

（2）溫度控制及溫度檢測系統(tǒng)是全套裝置的重點部分，它的測試精度和穩(wěn)定性直接影響到試驗結(jié)果的可靠性及試驗數(shù)據(jù)精度。選用直徑1.5mm的K型熱電偶，通過紫銅壓墊密封將熱電偶直接插入巖心的中部進行測溫，以使測試的溫度更加真實、可靠。應選用技術(shù)成熟的溫度巡檢儀進行模型各測溫點的溫度測試。

（3）河南油田近年在井樓油田三區(qū)薄層特稠油油藏中開展了4個反九點井組的過熱蒸汽驅(qū)現(xiàn)場試驗并取得了較好效果。三口井平均過熱度達到8.4℃，有三分之二的井在井底能達到過熱蒸汽，井底蒸汽干度達到100%，淺薄層特稠油油藏蒸汽驅(qū)井底注汽干度也得到大幅度提高。過熱蒸汽開采與濕蒸汽相比，由于注入蒸汽溫度高、蒸汽干度高，對儲層結(jié)構(gòu)、潤濕性、相對滲透率、過熱蒸汽驅(qū)后殘余油成分、驅(qū)油效率和蒸汽的波及體積均有較大影響，對稠油熱采有較好的改善作用。河南井樓油田三區(qū)Ⅲ6層的特超稠油采用過熱蒸汽驅(qū)取得較好效果就是案例之一。過熱蒸汽較濕蒸汽注入蒸汽熱焓增加27.5%～33.0%，相當增加濕蒸汽234 t，周期產(chǎn)油量增加268 t，含水下降6個百分點。從井樓油田特超稠油高溫驅(qū)油實驗結(jié)果可知，純蒸汽殘余油飽和度低（12.5%～17.3%），驅(qū)油效率高（73.1%～80.8%）；蒸汽干度提高10%，殘余油飽和度降低1.5%，驅(qū)油效率提高2.3%。

（4）過熱蒸汽驅(qū)的模擬實驗對于原油蒸汽蒸餾率的實驗研究也很重要。隨著近幾年過熱蒸汽驅(qū)技術(shù)的發(fā)展，充分認識蒸汽蒸餾率的作用機理、測定不同原油在飽和條件和過熱條件下的蒸汽蒸餾率數(shù)據(jù)顯得尤為必要。這是因為，原油蒸汽蒸餾率與Vw/Voi的關(guān)系曲線可以用于估算蒸汽驅(qū)過程中地下產(chǎn)生溶劑帶的大小。通過室內(nèi)蒸汽蒸餾實驗和數(shù)值模擬計算，可以估計蒸汽驅(qū)過程中油藏可用于蒸餾的原油量（Voi）和所需要的蒸汽量。當估算出這些數(shù)據(jù)后，蒸汽驅(qū)過程中溶劑帶的大小將很容易確定，以輔助蒸汽驅(qū)的設(shè)計及操作。對于河南油田來說，注蒸汽開發(fā)已近30年，而關(guān)于原油的蒸汽蒸餾率還缺乏定量數(shù)據(jù)，不同原油注飽和蒸汽和過熱蒸汽時的蒸汽蒸餾率及蒸餾機理對注過熱蒸汽驅(qū)提高采收率的貢獻率的研究尚屬空白，所以此課題應當引起該油田的關(guān)注和重視。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.009