牛傳凱,譚羽非,宋傳亮

(哈爾濱工業(yè)大學(xué)市政環(huán)境工程學(xué)院, 150090, 哈爾濱)

鹽穴戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫注采運(yùn)行方案的優(yōu)化分析

牛傳凱,譚羽非,宋傳亮

(哈爾濱工業(yè)大學(xué)市政環(huán)境工程學(xué)院, 150090, 哈爾濱)

為了研究儲(chǔ)油庫運(yùn)行參數(shù)和溶腔蠕變對(duì)地下戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫穩(wěn)定性的影響,并分析地下儲(chǔ)油庫戰(zhàn)略儲(chǔ)存的不同運(yùn)行方案,由傳熱學(xué)和流體動(dòng)力學(xué)理論,建立了溶腔內(nèi)熱質(zhì)交換和溶腔蠕變模型。利用美國BH101鹽巖戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫從1990年到1998年的實(shí)測數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行驗(yàn)證,模型預(yù)測的最大相對(duì)誤差控制在15%之內(nèi),可較好地滿足工程精度的要求。對(duì)擬建的金壇鹽穴戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的幾種典型運(yùn)行方案進(jìn)行了分析,結(jié)果表明:適當(dāng)減少原油注采周期之間的平衡穩(wěn)定時(shí)間可以緩解溶腔蠕變,并能增加注采時(shí)間,有利于地下戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫溶腔的穩(wěn)定;原油戰(zhàn)略儲(chǔ)存的開始階段應(yīng)使鹵水井口與大氣相通,待溶腔內(nèi)油鹵穩(wěn)定之后再封閉鹵水井有利于儲(chǔ)油庫的安全運(yùn)行。

戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫;溶腔蠕變;方案分析;戰(zhàn)略儲(chǔ)存

鹽穴型戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫一般位于地下千米巖層以下,一般不會(huì)受到自然災(zāi)害、火災(zāi)、戰(zhàn)爭等因素的影響,具有占地小、成本低、使用壽命長、可保證油品質(zhì)量等經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢,很多國家都已開始使用[1],但我國因建設(shè)周期較長、技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)匱乏等原因,尚未有地下鹽穴戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫。隨著我國石油消費(fèi)量和進(jìn)口量的大幅度增加,為了保障國家的能源戰(zhàn)略資源,降低國際石油價(jià)格的大幅變動(dòng)而導(dǎo)致的社會(huì)不穩(wěn)定因素,在我國建設(shè)地下戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫(SPR)已成為戰(zhàn)略石油儲(chǔ)備領(lǐng)域的一項(xiàng)十分迫切的工作[2]。

鹽穴型戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫采用鹵水置換法進(jìn)行注采,即將原油泵入溶腔置換出鹵水,或?qū)Ⅺu水注入溶腔置換出原油,完成對(duì)原油的注采和儲(chǔ)存。這種方法在注采和儲(chǔ)存原油時(shí),原油與鹵水之間、鹵水與溶腔壁面都要發(fā)生熱量交換,使儲(chǔ)油庫周圍鹽巖產(chǎn)生蠕變收縮,導(dǎo)致腔內(nèi)壓力發(fā)生變化,容易造成腔內(nèi)流體的滲漏。目前,國外對(duì)鹽穴型戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的研究重點(diǎn)多放在鹽巖特性、溶腔形態(tài)等因素對(duì)儲(chǔ)油庫的穩(wěn)定性方面[3-4],而對(duì)溶腔內(nèi)油鹵的熱工性能,以及儲(chǔ)油庫的儲(chǔ)存和注采運(yùn)行方面的研究較少。

本文根據(jù)熱質(zhì)傳遞和流體動(dòng)力學(xué)理論,建立了油鹵與鹽巖溶腔的熱質(zhì)交換和溶腔蠕變模型,根據(jù)美國BH101鹽巖戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫多年的實(shí)際運(yùn)行測試數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行了驗(yàn)證。結(jié)合我國金壇地區(qū)的地質(zhì)特征,采用該驗(yàn)證模型對(duì)我國擬建的金壇鹽穴戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的多種儲(chǔ)油和注采運(yùn)行方案進(jìn)行模擬分析和預(yù)測,提出儲(chǔ)油和注采過程的優(yōu)化運(yùn)行條件。研究成果為我國戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的建設(shè)提供了方案論證依據(jù),并為運(yùn)行提供了技術(shù)支撐。

1 數(shù)學(xué)模型的建立

1.1 熱量交換模型

如圖1所示,采用水溶建腔法建造的鹽穴儲(chǔ)油庫為兩頭小、中間大的橢球體,巖層一般為層狀各向異性介質(zhì)[5-6],即縱向異質(zhì)性較大而橫向異質(zhì)性較小。在水平方向上,同一深度處的巖層和流體溫度變化不大,忽略水平方向上的溫度變化,設(shè)距離溶腔壁面無窮遠(yuǎn)處的溫度為定值。由于周圍巖層與鹵水、原油之間存在一定的溫差,所以相互之間存在熱量傳遞。溶腔內(nèi)流體物性參數(shù)隨深度而變化,水平方向流體與巖層的滲流對(duì)溶腔的影響較小,認(rèn)為溶腔內(nèi)水平方向流體物性參數(shù)相同。

a:最大直徑中心到溶腔頂部的距離;b:最大直徑中心到溶腔底部的距離;c:溶腔最大直徑;h:溶腔總深度;r:某一深度處的溶腔半徑 (a)溶腔與儲(chǔ)層分布 (b)溶腔內(nèi)部尺寸

根據(jù)儲(chǔ)油庫的物理模型,建立如圖1所示的柱形坐標(biāo)系,其中以溶腔頂部中心處為原點(diǎn),取中心管軸線向下為z軸正方向,建立鹽巖溶腔儲(chǔ)油庫與周圍巖層的導(dǎo)熱微分方程

(1)

式中:K為鹽巖導(dǎo)熱系數(shù);ρ為鹽巖的密度;c為鹽巖的比熱容;qv為由原油注采產(chǎn)生的內(nèi)熱源。

在r=r0處,原油和鹵水與溶腔壁面的熱量交換以離散形式可分別表示為

(2)

(3)

原油與鹵水分界面上的熱量傳遞方程為

(4)

式中:Qo、Qb分別為原油、鹵水與溶腔壁面的換熱量;QI為原油與鹵水界面的換熱量;To0、Tb0分別為與壁面相接觸的原油、鹵水上一時(shí)刻的溫度;To1、Tb1分別為與原油、鹵水相接觸的鹽巖第一個(gè)節(jié)點(diǎn)上一時(shí)刻的壁面溫度;fo、fb分別為溶腔內(nèi)原油與鹵水的體積分?jǐn)?shù);Δt為計(jì)算的時(shí)間間隔;r0為溶腔半徑;r1為鹽巖壁面第一節(jié)點(diǎn)到溶腔軸心的徑向距離;H為對(duì)流換熱系數(shù),其取值參考了文獻(xiàn)[7]中的運(yùn)行測試數(shù)據(jù)。

1.2 熱壓變化率模型

溶腔內(nèi)流體的熱膨脹會(huì)導(dǎo)致溶腔壓力變化,但由于2種流體的熱膨脹系數(shù)和壓縮率不同,從而導(dǎo)致原油和鹵水界面發(fā)生運(yùn)移[8-9]。建立熱壓變化率方程如下

(5)

(6)

(7)

聯(lián)立式(5)～式(7),得到

(8)

鹽巖溶腔內(nèi)由于熱壓變化,使得溶腔內(nèi)的液體與周圍鹽層的壓力差發(fā)生變化,導(dǎo)致溶腔內(nèi)的原油、鹵水向周圍鹽層滲透,在溶腔壁面處的滲透方程采用下式表示[10]

(9)

式中:Ps為鹽層孔隙中的流體壓力;k為圍巖鹽層的滲透率;μl為流體中原油(或鹵水)的動(dòng)力黏度,l=o,b;αl、αc分別為流體、圍巖鹽層的可壓縮系數(shù)。

1.3 溶腔蠕變模型

由于蠕變引起的溶腔形狀變化較小,而瞬態(tài)蠕變維持時(shí)間較短,故本文的溶腔蠕變模型中僅考慮穩(wěn)態(tài)蠕變的影響。筆者在中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院儲(chǔ)庫工程實(shí)驗(yàn)室,通過電液伺服壓力試驗(yàn)機(jī)對(duì)采集的金壇地下儲(chǔ)油庫的鹽巖巖心進(jìn)行了溶腔測試實(shí)驗(yàn)。通過對(duì)金壇地區(qū)不同位置、不同地層處的巖心進(jìn)行大量力學(xué)性能測試,并采用美國SPR實(shí)際工程中常用的溶腔蠕變收縮的本構(gòu)方程模型[11]進(jìn)行數(shù)據(jù)擬合,得到適合金壇地區(qū)的鹽巖溶腔蠕變的收縮率公式為

(10)

式中:ΔVc為溶腔體積變化;P∞為溶腔無窮遠(yuǎn)處壓力;Pi為溶腔內(nèi)的壓力。

2 模型驗(yàn)證求解

表1為美國Big Hill的BH101鹽巖戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫物性參數(shù)與相關(guān)工作參數(shù),表2為該庫1990年9月至1998年12月之間的石油注采和儲(chǔ)存的工作情況[12]。根據(jù)上一節(jié)提出的數(shù)學(xué)物理模型,采用ANSYS中的網(wǎng)格劃分模塊將模型進(jìn)行網(wǎng)格劃分[13-14],對(duì)劃分的網(wǎng)格進(jìn)行無關(guān)性分析[15],模擬計(jì)算該儲(chǔ)油庫運(yùn)行過程中溶腔溫度、壓力以及溶腔體積的蠕變情況,并與美國SPR項(xiàng)目對(duì)BH101儲(chǔ)油庫的實(shí)際監(jiān)測的運(yùn)行數(shù)據(jù)[16]進(jìn)行了比較,從而驗(yàn)證了模型的正確性。

表1 BH101儲(chǔ)油庫物性參數(shù)及相關(guān)參數(shù)

表2 BH101儲(chǔ)油庫運(yùn)行工作過程

由圖2可知:初始時(shí)刻由于原油注入量較少,鹵水和原油從地層吸熱較快,溫度升高也較快;從第730 d～第1 180 d期間,原油的間斷性注入、儲(chǔ)存和采出導(dǎo)致溶腔內(nèi)原油溫度在323.32 K周圍波動(dòng),而溶腔內(nèi)鹵水溫度持續(xù)升高,且在第1 065d處超過原油溫度,在之后的長期儲(chǔ)存過程中,溶腔內(nèi)原油和鹵水的溫度平穩(wěn)升高,最終趨于動(dòng)態(tài)平衡。

圖2 溶腔溫度隨時(shí)間的變化

圖3 溶腔壓力隨時(shí)間的變化

由圖3可知:開始時(shí)刻溶腔壓力為11.85MPa;經(jīng)過第一階段的注入和儲(chǔ)存,壓力升高到15.41 MPa;從1992-10-02～1993-12-01分別多次注入、儲(chǔ)存和采出原油,溶腔內(nèi)的壓力升高較快,達(dá)到19.79 MPa;在之后的長期儲(chǔ)存過程中,溶腔內(nèi)壓力緩慢增長,至1998年底溶腔內(nèi)壓力穩(wěn)定在21.95MPa,且小于地層壓力24.5MPa,形成了長期穩(wěn)定儲(chǔ)存的戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫。

分析圖2和圖3可知,溶腔壓力和溫度的實(shí)測數(shù)據(jù)有一定的波動(dòng),主要是因?yàn)樵谏畈康叵聨r層中,壓力和溫度受到地震精度、溶腔內(nèi)流體和巖層的不均勻性、巖層斷裂和巖層的不同巖性的影響,其中地震精度和巖層地質(zhì)結(jié)構(gòu)的不均勻性影響較大。由分析結(jié)果可知,溶腔溫升的最大相對(duì)誤差為14.96%,溶腔壓力變化的相對(duì)誤差為11.23%,模型計(jì)算數(shù)據(jù)能夠滿足工程計(jì)算的精度,說明本文提出的模型能夠很好地模擬地下儲(chǔ)油庫的注采和長期儲(chǔ)存過程。

由圖4可知,在儲(chǔ)油庫的整個(gè)注采和儲(chǔ)存過程中,溶腔體積由開始的2.052 5×106m3減小到1.947 9×106m3,體積損失0.104 65×106m3,溶腔蠕變收縮率為5.1%。溶腔在之后的長期穩(wěn)定儲(chǔ)存階段,蠕變過程減緩,這是因?yàn)閮?chǔ)存過程中溶腔內(nèi)壓力增長緩慢,且溶腔內(nèi)的溫度升高對(duì)鹽巖蠕變有一定抑制作用。

圖4 溶腔體積隨時(shí)間的變化

3 金壇戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫方案的模擬分析

3.1 儲(chǔ)油庫可行方案

借鑒美國戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫工程的實(shí)際操作工序,利用金壇鹽穴的地質(zhì)數(shù)據(jù),對(duì)我國江蘇金壇地下儲(chǔ)油庫可研報(bào)告中論述的3個(gè)典型的注采和儲(chǔ)存方案進(jìn)行模擬計(jì)算和動(dòng)態(tài)預(yù)測。金壇地下儲(chǔ)油庫溶腔的設(shè)計(jì)體積為2.5×105m3,有效體積為2.0×105m3。計(jì)算中部分物性參數(shù)見表3,其他物性參數(shù)與表1相同。

(1)方案1:原油在溶腔內(nèi)穩(wěn)定儲(chǔ)存1 a后,在90 d內(nèi)采出儲(chǔ)庫內(nèi)原油總量的90%,然后為90 d的回注過程,再經(jīng)過185d的穩(wěn)定儲(chǔ)存之后進(jìn)行下一個(gè)采油過程,如此計(jì)算10個(gè)循環(huán)注采和儲(chǔ)存周期。

(2)方案2:原油在溶腔內(nèi)穩(wěn)定儲(chǔ)存1 a后,先進(jìn)行采油和回注過程,注采量和時(shí)間同方案1,然后是為期550 d的穩(wěn)定儲(chǔ)存過程,如此計(jì)算10個(gè)循環(huán)注采和儲(chǔ)存周期。

(3)方案3:原油在儲(chǔ)油庫內(nèi)穩(wěn)定儲(chǔ)存50 a,儲(chǔ)油庫的初始條件同方案1。

3.2 方案模擬分析

針對(duì)前面提到的3種鹽穴戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的注采和儲(chǔ)存運(yùn)行方案進(jìn)行模擬分析,并對(duì)不同的注采和儲(chǔ)存方案進(jìn)行比較,以優(yōu)化戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的運(yùn)行方案。

3.2.1 方案1的模擬分析 溶腔內(nèi)溫度變化如圖5所示:在第一年的石油儲(chǔ)存階段,鹵水溫度升高較快,這是由于溶腔中鹵水體積僅為儲(chǔ)庫總?cè)萘康?0%,且在溶腔下方,周圍溫度較高的巖層向鹵水傳熱所致;之后的采油階段,注入的鹵水溫度較低,而石油也大量采出,故腔內(nèi)鹵水和石油溫度都降低。

圖5 方案1溶腔內(nèi)的溫度變化

圖6 方案1溶腔內(nèi)的壓力變化

圖7 方案1溶腔內(nèi)的體積變化

溶腔內(nèi)壓力和體積變化如圖6、圖7所示,溶腔內(nèi)原油體積由開始的2.0155×105m3變?yōu)樽罱K的2.026 8×105m3,而鹽巖溶腔體積由最初的2.520 1×105m3變?yōu)樽罱K的2.503 8×105m3,其蠕變收縮為1.52×103m3,蠕變率為0.578%,年均蠕變收縮率為0.054 7%,穩(wěn)定性較好。溶腔壓力由第1次采油時(shí)的14.02 MPa變?yōu)榈?0個(gè)儲(chǔ)存周期末的14.24 MPa,增幅僅為1.57%。

3.2.2 方案2的模擬分析 由圖8可知,石油和鹵水的溫度從初始時(shí)刻的302.3 K和291.19 K變化為最終的301.63 K與302.13 K。與方案1的注采儲(chǔ)存方式相比石油溫度升高幅度略小,鹵水最終溫度稍低,可見這2種注采方式對(duì)溶腔內(nèi)溫度影響不大。

由圖9分析可知,由于長期的循環(huán)注采和儲(chǔ)存,溶腔內(nèi)的壓力不斷增大,由采油初始階段的14.02 MPa增大到第10個(gè)儲(chǔ)存周期末的15.83 MPa,因此在儲(chǔ)油庫運(yùn)行過程中要對(duì)鹵水井口進(jìn)行監(jiān)控,以免原油在長期儲(chǔ)存的過程中從鹵水井口溢出。從圖10中可以看出,鹽巖溶腔體積由初始時(shí)刻的2.519 3×105m3變?yōu)樽罱K的2.492 5×105m3,其蠕變收縮為2.66×103m3,總?cè)渥兪湛s率為1.055%,年均收縮率為0.052 7%,比第1種方案的溶腔蠕變收縮程度有所減小,而原油體積由開始階段的2.0155×105m3變?yōu)樽罱K的2.053×105m3,增幅比方案1大。

圖8 方案2溶腔內(nèi)的溫度變化

圖9 方案2溶腔內(nèi)的壓力變化

圖10 方案2溶腔內(nèi)的體積變化

圖11 方案3溶腔內(nèi)的溫度變化

圖12 方案3溶腔內(nèi)的壓力變化

圖13 方案3溶腔內(nèi)的體積變化

3.2.3 方案3的模擬分析 通過對(duì)圖11～圖13的分析可知,經(jīng)過50 a的穩(wěn)定儲(chǔ)存,原油和鹵水的溫度從初始時(shí)刻的302.3 K、291.19 K變化為最終的313.44 K和313.62 K,溶腔內(nèi)溫度上升較為平緩,原油、鹵水與周圍巖層之間基本達(dá)到熱平衡。在儲(chǔ)存的開始階段,溶腔壓力由11.5MPa快速增加到13.24 MPa,之后的長期儲(chǔ)存過程壓力增長緩慢,最終為21.13 MPa,平均每年增長0.157 MPa。鹽巖溶腔體積由開始時(shí)刻的2.519×105m3變?yōu)?.422×105m3,溶腔的蠕變率為3.87%,年均蠕變收縮率為0.077 2%,而溶腔內(nèi)原油體積由初始時(shí)刻的2.016×105m3增大為2.153×105m3,油鹵界面變化較大。這是由于鹵水流失,以及在溫度變化過程中石油與鹵水的不同熱膨脹性和可壓縮性所致。

分析方案1和方案2的2個(gè)注采儲(chǔ)存過程可知,相鄰注采周期之間的穩(wěn)定儲(chǔ)存平衡的時(shí)間越短,溶腔內(nèi)的溫度和壓力變化幅度也就較小,溶腔的蠕變收縮率也較低,有利于儲(chǔ)油庫的穩(wěn)定儲(chǔ)存。另外,在總注采要求下,可以適當(dāng)降低注采速率,以利于溶腔內(nèi)流體的穩(wěn)定,縮短穩(wěn)定平衡的時(shí)間,因此方案1比方案2更優(yōu)。方案3在長期穩(wěn)定儲(chǔ)油的過程中,溶腔內(nèi)的壓力和溫度在初始階段升高較快,容易引起熱壓膨脹,進(jìn)一步加速溶腔的蠕變,因此應(yīng)長期檢測溶腔壓力,保證溶腔穩(wěn)定,并在長期儲(chǔ)存的開始階段,盡量采用溶腔鹵水井與大氣相通的開放工況,待溶腔內(nèi)增壓較慢、腔內(nèi)油鹵基本達(dá)到平衡時(shí)再進(jìn)行封閉儲(chǔ)存。

4 結(jié) 論

地下戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的實(shí)際運(yùn)行是一個(gè)復(fù)雜的過程。本文通過建立儲(chǔ)油庫內(nèi)原油、鹵水與鹽巖地層之間的熱質(zhì)交換和溶腔蠕變模型,根據(jù)美國BH101戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的長期運(yùn)行數(shù)據(jù),驗(yàn)證了該模型能夠很好地計(jì)算地下儲(chǔ)油庫的注采和長期儲(chǔ)存過程。運(yùn)用該模型對(duì)我國擬建的金壇地下戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫論證方案中的經(jīng)典方案進(jìn)行分析計(jì)算和運(yùn)行預(yù)測,得出在儲(chǔ)油庫的注采階段,適當(dāng)減少原油的穩(wěn)定平衡時(shí)間能夠較好地緩解溶腔蠕變,有利于穩(wěn)定儲(chǔ)油。在原油長期戰(zhàn)略儲(chǔ)存的開始階段應(yīng)使鹵水井與大氣相通,待溶腔內(nèi)油鹵穩(wěn)定之后再關(guān)閉鹵水井,有利于地下戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的安全和穩(wěn)定。研究成果為我國戰(zhàn)略儲(chǔ)油庫的建設(shè)提供了方案論證依據(jù),并為實(shí)際運(yùn)行提供了技術(shù)支撐。

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(編輯 管詠梅 荊樹蓉)

OptimizationforInjection-ProductionOperationSchemeforStrategicPetroleumStorageinSaltCavern

NIU Chuankai,TAN Yufei,SONG Chuanliang

(School of Municipal & Environment Engineering, Harbin Institute of Technology, Harbin 150090, China)

To investigate the effect of the operation parameters and rock cavity creep on the stability of the underground strategic petroleum storage, and analyze the different operation schemes of strategic storage, the mathematic model for heat and mass transfer in solution cavity and rock cavity creep is established based on heat transfer and fluid dynamics theory.The actually measured data of the USA BH101 strategic petroleum storage in salt cavern (1990-1998) are adopted to verify this model and the maximum relative error gets bellow 15%, which meets the request of engineering precision.Then the typical operation schemes of the recommended Jintan strategic petroleum storage in salt cavern are discussed.It is suggested that appropriate shortening equilibration storage time after oil injected and produced into the reservoir slows creep contraction of cavity and extends the injection-production time , which is in favor of the stability of underground strategic petroleum storage; the brine wells ought to be connected with atmosphere during the initial stage of oil strategic storage, and they should be closed while the cavities become stable.

strategic petroleum reservoir; dissolved cavity creep; scheme analysis; strategic storage

10.7652/xjtuxb201403014

2013-09-18。

牛傳凱(1985—),男,博士生;譚羽非(通信作者),女,教授,博士生導(dǎo)師。

國家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(51276048);國家“十一五”科技攻關(guān)重點(diǎn)資助項(xiàng)目(2006BAB03B09)。

時(shí)間: 2014-01-13

TE822

:A

:0253-987X(2014)03-0072-07

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