紅山稠油油藏蒸汽吞吐CO產(chǎn)出規(guī)律物理模擬研究

楊生榛，劉冬冬，蒲萬(wàn)芬，朱秋波，楊 洋

（1.中國(guó)石油克拉瑪依紅山油田有限責(zé)任公司，新疆克拉瑪依834000；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500）

蒸汽吞吐作為一種常規(guī)的熱力采油技術(shù)，在世界范圍內(nèi)被廣泛地應(yīng)用于稠油的開(kāi)發(fā)[1-8]。由于蒸汽溫度較高，注入地下后會(huì)與原油發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)作用，降低原油的黏度。然而，在這一過(guò)程中，會(huì)伴隨產(chǎn)生一定量的有害氣體[9-12]。以克拉瑪依紅山油田有限責(zé)任公司（以下簡(jiǎn)稱紅山油田）為例，紅山油田在蒸汽吞吐開(kāi)采稠油過(guò)程中發(fā)現(xiàn)伴隨有CO 大量產(chǎn)出，根據(jù)中國(guó)國(guó)家職業(yè)衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)GBZ 2.1—2007《工作場(chǎng)所有害因素職業(yè)接觸限值 第1 部分：化學(xué)有害因素》，生產(chǎn)場(chǎng)所中CO 的最高允許生成量?jī)H為20 mg/m3，而紅山油田檢測(cè)到大量油井的CO 生成量明顯高于該標(biāo)準(zhǔn)，其中部分井的產(chǎn)出氣中CO的含量甚至達(dá)到1 000 mg/m3以上，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)人員的人身安全造成了極大的危害。此外，CO屬于無(wú)色無(wú)味的氣體，難以被察覺(jué)，這進(jìn)一步增加了生產(chǎn)人員受到危害的可能性，因而需要制定相應(yīng)的CO防治措施以保障人員安全。但是，國(guó)內(nèi)外關(guān)于蒸汽吞吐生產(chǎn)過(guò)程中CO 大量產(chǎn)出的問(wèn)題鮮有報(bào)道，對(duì)于CO 在蒸汽吞吐過(guò)程中的產(chǎn)出規(guī)律的認(rèn)識(shí)更是缺乏，這大大制約了相應(yīng)的CO 防治措施的制定。筆者研究團(tuán)隊(duì)在前期研究中，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)初步研究了紅山油田CO生成量較高的成因[13]，發(fā)現(xiàn)紅山油田地層巖石礦物對(duì)水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)的催化能力不足是CO 生成量較高的主要原因，并據(jù)此提出了添加催化劑的治理措施建議。然而，從工程角度來(lái)說(shuō)，添加藥劑會(huì)大大增加生產(chǎn)成本，不利于稠油開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。因此，在前期研究基礎(chǔ)上進(jìn)行了進(jìn)一步的研究，通過(guò)物理模擬分析了多工藝參數(shù)影響下CO的產(chǎn)出規(guī)律，以期找出對(duì)CO生成量影響較大的主控因素，通過(guò)主控因素的調(diào)節(jié)降低CO 生成量，為CO 防治措施的制定提供進(jìn)一步的理論指導(dǎo)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置及原料

WFS-0.25L型高溫高壓反應(yīng)釜，Agilent GC7890B氣相色譜儀，紅山油田紅003井區(qū)現(xiàn)場(chǎng)原油（50 ℃時(shí)黏度為12 884 mPa·s），紅山油田紅003 井區(qū)現(xiàn)場(chǎng)巖樣（巖樣礦物組成為：51 % SiO2、5 % CaCO3、10 %Cr2O3、11%CaF2、10%Cu5FeS4、13%Al2O3），純水。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

采用高溫高壓反應(yīng)釜對(duì)蒸汽吞吐時(shí)CO 的產(chǎn)出過(guò)程進(jìn)行物理模擬，實(shí)驗(yàn)具體步驟如下：①將90 g原油（原油中混入50 g現(xiàn)場(chǎng)巖樣碎屑）和20～60 g純水先后加入反應(yīng)釜中；②向反應(yīng)釜內(nèi)通氮?dú)獬?0 min后，利用氮?dú)鈱⒏獌?nèi)壓力加至5 MPa；③升高反應(yīng)釜溫度至150～270oC后，攪拌反應(yīng)1～5 d；④反應(yīng)完畢后，收集反應(yīng)釜內(nèi)產(chǎn)出氣并利用氣相色譜儀測(cè)定產(chǎn)出氣中CO生成量。

2 結(jié)果與討論

2.1 工藝參數(shù)對(duì)于CO生成量的影響規(guī)律分析

當(dāng)蒸汽注入地下后，會(huì)與原油發(fā)生水熱裂解反應(yīng)[14]，該反應(yīng)十分復(fù)雜，由許多基元反應(yīng)組成，（圖1）[15]，可以看出，CO 主要是由含羰基物質(zhì)的脫羰基作用產(chǎn)生，隨后會(huì)通過(guò)水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)生成CO2，因此，CO 只是水熱裂解反應(yīng)過(guò)程中的一個(gè)中間產(chǎn)物，水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)的進(jìn)行程度會(huì)直接影響CO 最終的生成量。水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)作為一個(gè)平衡反應(yīng)，其反應(yīng)程度會(huì)受到多種因素的影響，而在蒸汽吞吐過(guò)程中，蒸汽溫度、注汽量、燜井時(shí)間等工藝參數(shù)均有可能影響水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)的進(jìn)行程度，因此，有必要針對(duì)上述因素進(jìn)行分析。

圖1 水熱裂解反應(yīng)[15]Fig.1 Aquathermolysis reaction

單因素分析法是分析因素影響規(guī)律的常用方法，但是該方法無(wú)法分析出因素間所存在的交互作用以及各因素中的主次程度。為了更加全面地了解各因素對(duì)CO 產(chǎn)出的影響，采用響應(yīng)面法對(duì)CO 的產(chǎn)出因素進(jìn)行研究。響應(yīng)面法作為一種統(tǒng)計(jì)建模方法，可以通過(guò)多元回歸方程擬合影響因素與響應(yīng)值之間的函數(shù)關(guān)系，并可利用回歸方程對(duì)參數(shù)的影響主次程度及交互作用進(jìn)行分析，其模型基本形式如下：

式中：y為響應(yīng)值；xi、xj為自變量；β0為常數(shù)項(xiàng)；βi為一次項(xiàng)系數(shù)；βii為二次項(xiàng)系數(shù)；βij為交互作用項(xiàng)系數(shù)；ε為誤差項(xiàng)。

選擇蒸汽溫度、注汽量、燜井時(shí)間三因素構(gòu)建因素水平表，因素水平根據(jù)紅山油田實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中的工藝參數(shù)進(jìn)行了確定，最終得到因素水平表（表1）。

表1 因素水平表Table1 Orthogonal table

根據(jù)因素水平表設(shè)計(jì)得到實(shí)驗(yàn)方案及相應(yīng)結(jié)果（表2）。蒸汽溫度、燜井時(shí)間及注汽量的調(diào)整在室內(nèi)試驗(yàn)中通過(guò)調(diào)整反應(yīng)釜溫度、反應(yīng)時(shí)間及加入反應(yīng)器內(nèi)的水量來(lái)實(shí)現(xiàn)。根據(jù)表2中數(shù)據(jù)利用最小二乘法進(jìn)行參數(shù)估計(jì)，得到如表3所示的多種模型形式的響應(yīng)面回歸模型分析結(jié)果。模型分析結(jié)果中的P值通常用于判定模型響應(yīng)值與回歸方程關(guān)系顯著性，P≤0.05 說(shuō)明影響顯著。從表3中可以看出，線性模型形式和二次方模型形式相對(duì)應(yīng)的P值均小于0.05，說(shuō)明多元回歸關(guān)系顯著，而二因素交互模型形式對(duì)應(yīng)的P值大于0.05，說(shuō)明回歸關(guān)系不顯著。此外，二次方模型形式所對(duì)應(yīng)的決定系數(shù)R2相對(duì)于線性模型形式所對(duì)應(yīng)的R2來(lái)說(shuō)明顯更接近于1，說(shuō)明二次方模型形式對(duì)于實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的擬合度明顯高于線性模型形式，二次方模型形式對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的擬合效果更好。通過(guò)以上綜合對(duì)比最終選擇二次方模型形式用于建立響應(yīng)面模型，最終得到響應(yīng)面模型（表4）。

根據(jù)表4中響應(yīng)面模型三因素前系數(shù)的大小可比較出因素對(duì)于響應(yīng)值的影響能力，系數(shù)越大，影響能力越大。從表4可知，蒸汽溫度、燜井時(shí)間及注汽量三因素對(duì)于CO 生成量的影響能力大小為蒸汽溫度＞注汽量＞燜井時(shí)間，蒸汽溫度是其中的主控因素。此外，根據(jù)響應(yīng)面模型，得到三因素及其交互作用對(duì)CO 生成量的影響（圖2）。從圖2可以看出，隨著蒸汽溫度的增加，CO 生成量表現(xiàn)出增加的趨勢(shì)，無(wú)論燜井時(shí)間或注汽量在較高水平還是較低水平，這一趨勢(shì)并未有明顯變化，而燜井時(shí)間及注汽量的交互作用較為顯著，CO生成量隨燜井時(shí)間的增加先上升后下降，當(dāng)注汽量較高時(shí)，CO 生成量的下降幅度更大，當(dāng)燜井時(shí)間較短時(shí)，CO 生成量隨注汽量的增加而增加，但是當(dāng)燜井時(shí)間較長(zhǎng)時(shí)，CO 生成量隨注汽量的增加而減弱。產(chǎn)生以上變化規(guī)律的原因如下：蒸汽溫度的上升一方面會(huì)加速脫羰基反應(yīng)，加快CO 生成速度，另一方面會(huì)影響水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)，由于水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)是放熱反應(yīng)，其平衡常數(shù)會(huì)隨著溫度的升高而逐漸降低[16]，降低CO轉(zhuǎn)換率，兩方面共同作用造成了CO 生成量增加；脫羰基反應(yīng)速度相對(duì)較快，而水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)作為一個(gè)平衡反應(yīng)，反應(yīng)速率相對(duì)較慢，隨著燜井時(shí)間的增加，CO 生成量先增加后減少，較長(zhǎng)的燜井時(shí)間使CO有足夠的時(shí)間通過(guò)水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)被消耗掉，當(dāng)注汽量較高時(shí)，水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)平衡向右移動(dòng)，提高了CO 的轉(zhuǎn)化率，當(dāng)燜井時(shí)間較短時(shí)，水氣轉(zhuǎn)換反應(yīng)進(jìn)行不充分，CO 來(lái)不及被消耗掉，因此，只有在較長(zhǎng)的燜井時(shí)間下提高注汽量才能降低CO生成量。以上分析也進(jìn)一步表明，蒸汽溫度作用主控因素，不易被其他因素所影響，而燜井時(shí)間及注汽量均會(huì)相互影響。

表2 實(shí)驗(yàn)方案及結(jié)果Table2 Experimental schemes and results

表3 響應(yīng)面模型分析Table3 Analysis of response surface models

表4 響應(yīng)面模型Table4 Response surface models

圖2 各因素及其交互作用對(duì)CO生成量的影響Fig.2 Effect of factors and their interaction on carbon monoxide concentration

2.2 降低蒸汽溫度調(diào)控CO生成量的可行性

根據(jù)2.1部分的分析可知，工藝參數(shù)中主控因素蒸汽溫度的調(diào)整可以較為顯著地影響CO的生成量，因此，可以考慮將蒸汽溫度的調(diào)整作為一項(xiàng)減少CO產(chǎn)出的措施。然而，在生產(chǎn)過(guò)程中，蒸汽溫度的具體調(diào)整還需考慮蒸汽溫度變化對(duì)原油產(chǎn)量的影響。圖3是紅山油田1 411口蒸汽吞吐生產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，可以看出，周期采油量隨蒸汽溫度的增加并未表現(xiàn)出明確的變化規(guī)律，但總體來(lái)看，當(dāng)蒸汽溫度低于220oC后，周期采油量相對(duì)較低；另一方面，周期采油量隨注汽量的增加表現(xiàn)出明顯的增加趨勢(shì)，這可能是因?yàn)樵谏a(chǎn)過(guò)程中相對(duì)于蒸汽溫度，注汽量對(duì)于原油的產(chǎn)量影響更大。從紅山油田現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果推斷，如果蒸汽溫度降低至220oC以下，周期采油量會(huì)受到較大負(fù)面影響，但如果在降低蒸汽溫度的同時(shí)適當(dāng)增加注汽量，將有可能使蒸汽溫度降低對(duì)原油產(chǎn)量的負(fù)面影響減弱甚至消除，同時(shí)根據(jù)2.1 部分的分析可知，當(dāng)燜井時(shí)間足夠長(zhǎng)時(shí)，增加注汽量也有助于進(jìn)一步降低CO生成量。因此，在保證周期采油量不受到明顯影響的條件下，降低蒸汽溫度將成為一項(xiàng)可能的降低CO生成量的措施。

圖3 蒸汽溫度及注汽量與周期采油量的關(guān)系Fig.3 Relation between periodic oil production and steam temperature,steam injection,respectively

3 結(jié)論

1）蒸汽溫度、注汽量、燜井時(shí)間等工藝參數(shù)會(huì)影響CO 生成量，其中蒸汽溫度影響最大，注汽量影響其次，燜井時(shí)間影響最小。

2）降低蒸汽溫度可以有效減少CO 的生成量，但當(dāng)蒸汽溫度降低至220oC 以下時(shí)周期采油量會(huì)發(fā)生較大程度的降低，適當(dāng)增大注汽量可能在一定程度上減少周期采油量的降低幅度。

3）對(duì)于紅山油田CO 超標(biāo)程度相對(duì)較低的井，建議將蒸汽溫度降低至220oC，使CO 生成量降低至20 mg/m3以下；對(duì)于CO超標(biāo)程度相對(duì)較高的井，建議將蒸汽溫度降低至220oC以下，同時(shí)增大注汽量，在降低CO 生成量至20 mg/m3以下的同時(shí)保證周期采油量不發(fā)生明顯的降低。