鹽穴戰(zhàn)略儲油庫注采運行方案的優(yōu)化分析

牛傳凱,譚羽非,宋傳亮

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

鹽穴戰(zhàn)略儲油庫注采運行方案的優(yōu)化分析

牛傳凱,譚羽非,宋傳亮

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

為了研究儲油庫運行參數和溶腔蠕變對地下戰(zhàn)略儲油庫穩(wěn)定性的影響,并分析地下儲油庫戰(zhàn)略儲存的不同運行方案,由傳熱學和流體動力學理論,建立了溶腔內熱質交換和溶腔蠕變模型。利用美國BH101鹽巖戰(zhàn)略儲油庫從1990年到1998年的實測數據對模型進行驗證,模型預測的最大相對誤差控制在15%之內,可較好地滿足工程精度的要求。對擬建的金壇鹽穴戰(zhàn)略儲油庫的幾種典型運行方案進行了分析,結果表明:適當減少原油注采周期之間的平衡穩(wěn)定時間可以緩解溶腔蠕變,并能增加注采時間,有利于地下戰(zhàn)略儲油庫溶腔的穩(wěn)定;原油戰(zhàn)略儲存的開始階段應使鹵水井口與大氣相通,待溶腔內油鹵穩(wěn)定之后再封閉鹵水井有利于儲油庫的安全運行。

戰(zhàn)略儲油庫;溶腔蠕變;方案分析;戰(zhàn)略儲存

鹽穴型戰(zhàn)略儲油庫一般位于地下千米巖層以下,一般不會受到自然災害、火災、戰(zhàn)爭等因素的影響,具有占地小、成本低、使用壽命長、可保證油品質量等經濟優(yōu)勢,很多國家都已開始使用[1],但我國因建設周期較長、技術和經驗匱乏等原因,尚未有地下鹽穴戰(zhàn)略儲油庫。隨著我國石油消費量和進口量的大幅度增加,為了保障國家的能源戰(zhàn)略資源,降低國際石油價格的大幅變動而導致的社會不穩(wěn)定因素,在我國建設地下戰(zhàn)略儲油庫(SPR)已成為戰(zhàn)略石油儲備領域的一項十分迫切的工作[2]。

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

本文根據熱質傳遞和流體動力學理論,建立了油鹵與鹽巖溶腔的熱質交換和溶腔蠕變模型,根據美國BH101鹽巖戰(zhàn)略儲油庫多年的實際運行測試數據對模型進行了驗證。結合我國金壇地區(qū)的地質特征,采用該驗證模型對我國擬建的金壇鹽穴戰(zhàn)略儲油庫的多種儲油和注采運行方案進行模擬分析和預測,提出儲油和注采過程的優(yōu)化運行條件。研究成果為我國戰(zhàn)略儲油庫的建設提供了方案論證依據,并為運行提供了技術支撐。

1 數學模型的建立

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[5-6],即縱向異質性較大而橫向異質性較小。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,設距離溶腔壁面無窮遠處的溫度為定值。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。溶腔內流體物性參數隨深度而變化,水平方向流體與巖層的滲流對溶腔的影響較小,認為溶腔內水平方向流體物性參數相同。

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)溶腔與儲層分布 (b)溶腔內部尺寸

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

(1)

式中:K為鹽巖導熱系數;ρ為鹽巖的密度;c為鹽巖的比熱容;qv為由原油注采產生的內熱源。

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、鹵水上一時刻的溫度;To1、Tb1分別為與原油、鹵水相接觸的鹽巖第一個節(jié)點上一時刻的壁面溫度;fo、fb分別為溶腔內原油與鹵水的體積分數;Δt為計算的時間間隔;r0為溶腔半徑;r1為鹽巖壁面第一節(jié)點到溶腔軸心的徑向距離;H為對流換熱系數,其取值參考了文獻[7]中的運行測試數據。

1.2 熱壓變化率模型

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

(5)

(6)

(7)

聯立式(5)～式(7),得到

(8)

鹽巖溶腔內由于熱壓變化,使得溶腔內的液體與周圍鹽層的壓力差發(fā)生變化,導致溶腔內的原油、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)的動力黏度,l=o,b;αl、αc分別為流體、圍巖鹽層的可壓縮系數。

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鉆井工程技術研究院儲庫工程實驗室,通過電液伺服壓力試驗機對采集的金壇地下儲油庫的鹽巖巖心進行了溶腔測試實驗。通過對金壇地區(qū)不同位置、不同地層處的巖心進行大量力學性能測試,并采用美國SPR實際工程中常用的溶腔蠕變收縮的本構方程模型[11]進行數據擬合,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∞為溶腔無窮遠處壓力;Pi為溶腔內的壓力。

2 模型驗證求解

表1為美國Big Hill的BH101鹽巖戰(zhàn)略儲油庫物性參數與相關工作參數,表2為該庫1990年9月至1998年12月之間的石油注采和儲存的工作情況[12]。根據上一節(jié)提出的數學物理模型,采用ANSYS中的網格劃分模塊將模型進行網格劃分[13-14],對劃分的網格進行無關性分析[15],模擬計算該儲油庫運行過程中溶腔溫度、壓力以及溶腔體積的蠕變情況,并與美國SPR項目對BH101儲油庫的實際監(jiān)測的運行數據[16]進行了比較,從而驗證了模型的正確性。

表1 BH101儲油庫物性參數及相關參數

表2 BH101儲油庫運行工作過程

由圖2可知:初始時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、儲存和采出導致溶腔內原油溫度在323.32 K周圍波動,而溶腔內鹵水溫度持續(xù)升高,且在第1 065d處超過原油溫度,在之后的長期儲存過程中,溶腔內原油和鹵水的溫度平穩(wěn)升高,最終趨于動態(tài)平衡。

圖2 溶腔溫度隨時間的變化

圖3 溶腔壓力隨時間的變化

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

分析圖2和圖3可知,溶腔壓力和溫度的實測數據有一定的波動,主要是因為在深部地下巖層中,壓力和溫度受到地震精度、溶腔內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結構的不均勻性影響較大。由分析結果可知,溶腔溫升的最大相對誤差為14.96%,溶腔壓力變化的相對誤差為11.23%,模型計算數據能夠滿足工程計算的精度,說明本文提出的模型能夠很好地模擬地下儲油庫的注采和長期儲存過程。

由圖4可知,在儲油庫的整個注采和儲存過程中,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)定儲存階段,蠕變過程減緩,這是因為儲存過程中溶腔內壓力增長緩慢,且溶腔內的溫度升高對鹽巖蠕變有一定抑制作用。

圖4 溶腔體積隨時間的變化

3 金壇戰(zhàn)略儲油庫方案的模擬分析

3.1 儲油庫可行方案

借鑒美國戰(zhàn)略儲油庫工程的實際操作工序,利用金壇鹽穴的地質數據,對我國江蘇金壇地下儲油庫可研報告中論述的3個典型的注采和儲存方案進行模擬計算和動態(tài)預測。金壇地下儲油庫溶腔的設計體積為2.5×105m3,有效體積為2.0×105m3。計算中部分物性參數見表3,其他物性參數與表1相同。

(1)方案1:原油在溶腔內穩(wěn)定儲存1 a后,在90 d內采出儲庫內原油總量的90%,然后為90 d的回注過程,再經過185d的穩(wěn)定儲存之后進行下一個采油過程,如此計算10個循環(huán)注采和儲存周期。

(2)方案2:原油在溶腔內穩(wěn)定儲存1 a后,先進行采油和回注過程,注采量和時間同方案1,然后是為期550 d的穩(wěn)定儲存過程,如此計算10個循環(huán)注采和儲存周期。

(3)方案3:原油在儲油庫內穩(wěn)定儲存50 a,儲油庫的初始條件同方案1。

3.2 方案模擬分析

針對前面提到的3種鹽穴戰(zhàn)略儲油庫的注采和儲存運行方案進行模擬分析,并對不同的注采和儲存方案進行比較,以優(yōu)化戰(zhàn)略儲油庫的運行方案。

3.2.1 方案1的模擬分析 溶腔內溫度變化如圖5所示:在第一年的石油儲存階段,鹵水溫度升高較快,這是由于溶腔中鹵水體積僅為儲庫總容量的20%,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,故腔內鹵水和石油溫度都降低。

圖5 方案1溶腔內的溫度變化

圖6 方案1溶腔內的壓力變化

圖7 方案1溶腔內的體積變化

溶腔內壓力和體積變化如圖6、圖7所示,溶腔內原油體積由開始的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次采油時的14.02 MPa變?yōu)榈?0個儲存周期末的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種注采方式對溶腔內溫度影響不大。

由圖9分析可知,由于長期的循環(huán)注采和儲存,溶腔內的壓力不斷增大,由采油初始階段的14.02 MPa增大到第10個儲存周期末的15.83 MPa,因此在儲油庫運行過程中要對鹵水井口進行監(jiān)控,以免原油在長期儲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,總蠕變收縮率為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溶腔內的溫度變化

圖9 方案2溶腔內的壓力變化

圖10 方案2溶腔內的體積變化

圖11 方案3溶腔內的溫度變化

圖12 方案3溶腔內的壓力變化

圖13 方案3溶腔內的體積變化

3.2.3 方案3的模擬分析 通過對圖11～圖13的分析可知,經過50 a的穩(wěn)定儲存,原油和鹵水的溫度從初始時刻的302.3 K、291.19 K變化為最終的313.44 K和313.62 K,溶腔內溫度上升較為平緩,原油、鹵水與周圍巖層之間基本達到熱平衡。在儲存的開始階段,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%,而溶腔內原油體積由初始時刻的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個注采儲存過程可知,相鄰注采周期之間的穩(wěn)定儲存平衡的時間越短,溶腔內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,有利于儲油庫的穩(wěn)定儲存。另外,在總注采要求下,可以適當降低注采速率,以利于溶腔內流體的穩(wěn)定,縮短穩(wěn)定平衡的時間,因此方案1比方案2更優(yōu)。方案3在長期穩(wěn)定儲油的過程中,溶腔內的壓力和溫度在初始階段升高較快,容易引起熱壓膨脹,進一步加速溶腔的蠕變,因此應長期檢測溶腔壓力,保證溶腔穩(wěn)定,并在長期儲存的開始階段,盡量采用溶腔鹵水井與大氣相通的開放工況,待溶腔內增壓較慢、腔內油鹵基本達到平衡時再進行封閉儲存。

4 結 論

地下戰(zhàn)略儲油庫的實際運行是一個復雜的過程。本文通過建立儲油庫內原油、鹵水與鹽巖地層之間的熱質交換和溶腔蠕變模型,根據美國BH101戰(zhàn)略儲油庫的長期運行數據,驗證了該模型能夠很好地計算地下儲油庫的注采和長期儲存過程。運用該模型對我國擬建的金壇地下戰(zhàn)略儲油庫論證方案中的經典方案進行分析計算和運行預測,得出在儲油庫的注采階段,適當減少原油的穩(wěn)定平衡時間能夠較好地緩解溶腔蠕變,有利于穩(wěn)定儲油。在原油長期戰(zhàn)略儲存的開始階段應使鹵水井與大氣相通,待溶腔內油鹵穩(wěn)定之后再關閉鹵水井,有利于地下戰(zhàn)略儲油庫的安全和穩(wěn)定。研究成果為我國戰(zhàn)略儲油庫的建設提供了方案論證依據,并為實際運行提供了技術支撐。

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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,博士生導師。

國家自然科學基金資助項目(51276048);國家“十一五”科技攻關重點資助項目(2006BAB03B09)。

時間: 2014-01-13

TE822

:A

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

網絡出版地址: http:∥www.cnki.net/kcms/detail/61.1069.T.20140113.1636.002.html