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砚平太阳,Chengsheng Wang Jun太阳,Shuliang任,彭,悦悦方,Fangxue徐, ”海上油田的自热技术研究:实验研究,工艺设计和应用程序”,Geofluids, 卷。2021年, 文章的ID4988318, 11 页面, 2021年。 https://doi.org/10.1155/2021/4988318
海上油田的自热技术研究:实验研究,工艺设计和应用程序
砚平太阳
,1
Chengsheng王,1
小君的太阳,1
Shuliang任,1
华彭,1
悦悦方,1
和
Fangxue徐1
1300452年中海油EnerTech-Drilling &生产有限公司,天津,中国
文摘
传统的重油储量丰富,在海上油田采收率低。自热技术使用2 - 3种无机盐溶液产生惰性气体和释放大量的热作用下的催化剂。它应用于改善重油近海油田的复苏。本文应用实验方案如粘度降低率评价,热量条件下,天然气产量条件下,反应速率控制和环境因素的影响。本文评估自热系统的性能,优化工艺参数,设计了工艺方案和施工方案根据油井生产。本文研究自热系统与无毒和高温生产和优化催化剂类型、浓度和时间达到放热峰。当发热剂的浓度为1.5 mol / L的自加热系统,温度上升的范围是67°C,而达到的目标要求超过50°C。现场应用表明,自热系统可以有效地降低重油的粘度,溶解固体石蜡,清洁有机规模,改善储层渗透率,提高重油产量。本文应用自热技术提高海上油田的重油恢复的效率。研究结论表明,自热系统可以有效地降低重油的粘度,改善储层渗透率,提高重油产量。
1。介绍
自生热技术起源于壳公司的发明专利。热发电的原理是混合2 - 3种无机生理盐水,催化;发生放热化学反应产生惰性气体和产生大量的热量1]。理论上,一个1米的完整的反应35 mol / L系统生成热量可以释放 焦的热量。热化学反应方程式
自生热体系释放大量的热量在水库的反应后,可以增加储层温度和降低原油的粘度。同时,增加水库的石油流动性通过减少化学粘度和反应产物的形成没有影响(2]。自生热技术主要用于高粘度和高倾点水库。根据现有的离岸工艺条件,它是一种试图发展离岸重油利用自生热化学协同技术投资少和快速反应。
重油热化学协同技术相对成熟在陆上油田3,4),但与陆上油田相比,一个海上油田有其特殊性,因此有必要进行热化学协同技术研究根据海上油田的特点(5]。
2。研究自生热体系
2.1。自生热体系的优化
主要有两种常用的自生热体系。
系统1:
系统2:
数据显示1和2,两个系统可以增加井筒的温度或形成6]。在相同的峰值温度差异,系统1的浓度明显低于系统2;系统1可以获得较高的加热温度较低浓度(6]。在实验期间,大量的气体在两个系统生成,和无色无味气体N2是在系统1。同时,系统2产生很多brown-red有毒气体(7),实验反应的副产品,不,不2。因此,系统1被选为进一步实验。
2.2。研究自生热体系的性能
的反应没有2- - - - - -和NH4+低温离子是化学反应的一般规律。反应速率方程如下:
的公式,K是反应速率常数,它是温度的函数。通常,K值将增加2 ~ 4倍,当温度增加10°C,和 是瞬时的变化速度没有2- - - - - -浓度随着时间的推移。CNO2 -和CNH4 +的瞬时浓度没有2- - - - - -和NH4+分别为,α和β特征方程的常数(8]。
从上面的方程可以看出,温度越高,反应物的初始浓度越大,反应速率越快。为了减少热损失,充分利用反应所释放的热量加热热源,有必要建立一个方法来控制升温速率。根据化学反应机理,对于一个放热化学反应,反应物的浓度时,释放热量是一定的;只有反应的速度是可变的。影响反应速率的因素有温度、压力、催化剂的类型和浓度。从水的饱和蒸汽压与温度之间的关系,我们可以知道,水的饱和蒸汽压为0.1175 MPa在119°C,和形成的压力远远大于水的饱和蒸汽压在这个温度。因此,没有必要研究升温速率的压力的影响。主要研究对象是温度和催化剂的类型和浓度。
2.2.1。自生热体系在理想条件下的热值
从公式可以看出(4),经过混合不同浓度的纳米2水溶液与不同浓度的北半球4Cl水溶液,可以生成大量的热,大大增加的温度基本的盐水。表1根据数据显示了放热计算的标准摩尔生成焓公式(4)。
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从上面的表中,可以看出,0.5米的混合物3的纳米2水溶液的浓度为3.0 mol / L和0.5米3NH的4Cl水溶液的浓度为3.0 mol / L理论上可以产生498.8 MJ的热量,33.6米3(0.1 MPa, 25°C)的氮,和1.5 mol / L的氯化钠水溶液(这是无害的大多数石油和天然气储层),也可以使基地盐水的温度提高到119°C。
2.2.2。在实验室条件下热值的自发的供热系统
不同浓度的加热剂的解决方案添加到高温高压反应器,船是密封立即观察反应堆的温度变化。根据实验结果表2和图3,发现(1)在相同加热剂浓度和碱盐水温度、加热剂的浓度越高,产生更多的热量,加热系统的范围越大。然而,当加热剂的浓度低于1.0 mol / L,反应速度较低,反应时间延长,导致实验过程中热损失的增加。(2)由于无机盐溶解度的限制,当加热剂的浓度超过2.5 mol / L,很难准备加热系统和溶解系统中其它添加剂。因此,建议加热剂的浓度应控制在1.0 mol / L - 2.5 mol / L。
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注意:催化剂浓度:0.3%;基地盐水:60°C。 |
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2.2.3。天然气生产的自生热体系在实验室条件下
图4显示了实验过程的自加热系统气体的产生。收集的气体体积反应获得的排水方法。气体的总量收集记录在实验完成后。天然气产量形成或井筒条件下系统的控制和掌握通过改变加热剂的浓度。表3和图5显示的浓度之间的关系产生的热量生成代理和气体的数量。
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注意:催化剂浓度:0.3%;基地盐水:60°C。 |
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2.2.4。控制的自生热体系的热峰值
在相同的初始温度,让两种产热剂反应exothermically绝热条件下明显。通过改变催化剂的类型和数量,我们可以理解之间的关系的催化剂和反应速度。
表4和5和数字6和7显示相同的催化剂浓度和碱盐水温度。(1)亚硝酸钠和氯化铵的热化学反应在室温下很难观察到没有添加酸,只有当解决方案是加热到超过60°C可以发生反应,反应速率非常缓慢(2)亚硝酸钠的热化学反应速率和氯化铵可以增加液体酸或固体酸和强酸和弱酸(3)酸的催化强度之间的反应亚硝酸钠和氯化铵与强度的酸。催化剂浓度和强度越高,热化学反应的速率越大。从实验结果可以看出,催化磷酸的力量几乎是一样的盐酸和硝酸。这是由于磷酸是一种多元酸;当温度上升时,它的离解常数增加,提供更多的H+离子的反应(4)催化剂浓度和强度越高,系统的峰值时间短,但峰值温度不受催化剂浓度的影响
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集中的系统:100毫升2.0 mol / L NaNO2+ 100毫升2.0 mol / L NH的解决方案4Cl的解决方案。 |
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集中的系统:100毫升2.0 mol / L NaNO2+ 100毫升2.0 mol / L NH的解决方案4Cl的解决方案。 |
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当催化剂浓度高(不同催化剂的浓度范围是不同的),高温反应将伴随着棕色的气体,主要是一氧化氮和二氧化氮(有毒)。使用火成的系统,因此,在酸性催化剂的浓度应控制减少有毒产品的生产。(5)添加少量的酸可以大大增加热化学反应的速率,表明亚硝酸钠和氯化铵的热化学反应酸溶液是一个典型的催化反应(6)当催化剂的浓度和类型变化,峰值位置的火成的系统将会改变(7)催化剂MX反应平稳、缓慢释放H+,没有棕色的气体副产品,如没有,没有2在实验期间生产
2.2.5。环境温度对自生热体系的影响
环境温度与反应速率之间的关系可以通过改变环境温度相同的条件下加热系统加热剂浓度、相同的类型和浓度、催化剂和明显的绝热。结果表明,环境温度越高,化学反应的热生成率越快。表6和图8显示了环境温度对热生成率的影响和热峰值。
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集中的系统:100毫升2.0 mol / L NaNO2+ 100毫升2.0 mol / L NH的解决方案4盐酸氯溶液催化剂:1.0%。 |
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2.3。评价自生热化学协同系统的应用效果
2.3.1。自生热化学的降低粘度特性协同系统
一定量的模拟油田的原油是放置在一个烧杯,和自热系统组件被添加到烧杯反过来使其充分反应烧杯,和温度变化记录。系统的粘度的“热峰”和结束时的反应是由平行测量实验。根据表7和图9,实验结果表明,在反应产生的热量可以有效地降低重油的粘度。和重油的粘度可以减少从2984 mPa·121 mPa·年代当反应达到高峰。混合物的温度能保持60°C以上超过30分钟在反应过程中,和明显的粘度降低的效果也可以维护结束时的反应。
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2.3.2。自生热化学溶解石蜡性能的协同系统
一定量的固体石蜡是放置在一个烧杯,这些系统的组件被添加到烧杯反过来使其充分反应烧杯。剩余固体石蜡含量测定的反应,以及反应时间被记录。从实验结果可以看出表8自生热化学系统对固定石蜡具有良好的溶解作用。与加热剂的浓度的增加,溶解固体石蜡的数量增加,溶解固体石蜡的时间短。
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2.3.3。自生热化学清洗有机污染性能的协同系统
一定数量的岩石颗粒坚持重油和有机物质被放置在一个烧杯,然后,这些组件被添加到系统的烧杯反过来使其充分反应烧杯。结束时的反应,残余有机物的数量是衡量,100°C蒸馏水的清洁能力比较与系统。从实验结果可以看出表9自热式系统有很好的清洗效果在重油和有机物质,与100°C蒸馏水相比,有机污染和自热式系统有更好的清洁性能。
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莎拉的重油如下:41.04%饱和烃、芳烃类26.24%,树脂14.13%,沥青质18.59%。和清洗效果的计算方法如下:清洗后减轻重量/总重量前清洗。
2.3.4。插入删除自生热化学协同系统的性能
明华测试核心是形成油砂在渤海油田(核心管: )。核心基本参数是渗透率3130 md,孔隙度28%,含油饱和度71.5%,与储层参数一致。
原油是一种油样本在渤海油田(脱气粘度50°C 1931 mPa·s)。
系统公式如下:(我)基本的解决方案:2%的氯化钾溶液(2)酸系统:10%盐酸+ 6%的住宅4(3)自生复合加热系统:2.0 mol / L NaNO2+ 2.0 mol / L NH4Cl和酸体系交替注入3蛞蝓
根据表10和图10,实验结果表明,岩心渗透率比基准渗透率显著增加,渗透率增加了2.0倍,和岩心渗透率的增加范围很大,这表明自动加热系统的堵塞去除效果与住宅相结合4系统可以减轻渤海的污染重的油井。
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3所示。现场试验
有4井两个油田的重油热化学增效技术。
3.1。化学防冰和堵塞切除
2011年2月,低温引起管冻结从圣诞树到海平面,长度约14米,严重影响的静态压力测试和随后的日产量P2。
3.1.1。进程计划
(1)剂量的系统。的自加热系统准备和解决方案的数量目前准备如表所示11。
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(2)段塞设计。根据现状,流程设计如表所示12。
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(3)处理程序。(1)关闭主阀,打开清蜡阀门排空后,倒2 L的倾点减速机进油管,然后关闭除蜡阀打开主阀(2)关闭主阀,打开清蜡阀门排空后,倒5 L纳米2+ NH4Cl过饱和溶液进油管,然后关闭除蜡阀打开主阀(3)关闭主阀打开清蜡阀,把0.5 L的催化剂溶液倒进油管,关闭除蜡阀打开主阀,关闭主阀后的液体流入井筒,并让解决自热系统在井筒反应一定时间释放更多的热量(4)周期以上,直到冰堵塞油管
3.1.2。效果分析
(1)采取防冰和插入删除操作,从3月10日到3月16日,在此期间,实际操作持续了四天,和冰列插入油管被近14米(2)根据冰列的位置,调整运营方案的试剂,以满足需求。它表明,热量产生的位置和时间可以控制的解决方案
3.2。现场试验的插入删除好A23通过自热
A23井位于高储层顶部形成的一部分。它最初产生的主要含油层的形成。穿孔的垂直深度间隔1645.6米- 1659.3米,垂直的油层厚度是13.7米。
油井进行第二次插入删除操作在4月15日至16日,2010年,插入删除的效果很好。但一个月后,液体生产开始减少。嗯很低的输出在2010年10月,井筒附近的水库也被毁了。
3.2.1之上。插入删除流程设计
(1)注入模式:油环环反向挤压,交替注入(2)建筑排放:3.0 - -5.5 bpm,可以根据现场调整压力(3)建设的压力:< 12 MPa (1740 psi)
破裂压力梯度的计算方法是根据0.017 MPa / m,地层破裂压力是28.1 MPa。环形摩擦1 MPa / 1000 m,在井口和最大注射压力为12.45 MPa。
表13显示有多少需要注入的解决方案,和表14估计如何去除堵塞和排水将执行。
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注意:计算估计的排出速度根据额定排量的泵。 |
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3.2.2。效果跟踪
图11曲线显示了生产。截至2012年7月1日,液体的产量从85.8增加3275.3 m / d3/ d和液体生产增加了3.2倍。石油产量从16.9增加327.8 m / d3/ d,累积油增量为3052米3。
4所示。结论
(1)自供热系统进行优化,可以在低浓度产生高温,无毒(2)通过控制催化剂的类型和浓度,时间达到自发的供热系统的热峰值可以控制(3)当自加热剂的浓度为1.5 mol / L,气温上升是67°C,满足性能要求的超过50°C(4)自生热化学协同系统可以有效降低重油的粘度、溶解固体石蜡和清洁有机污垢,有效改善储层渗透率,增加原油产量
数据可用性
数据可用性要求。
的利益冲突
我们声明我们没有金融和个人关系与他人或组织不当会影响我们的工作;没有专业或其他任何性质的个人利益或在任何产品,服务,和/或公司可能被视为影响的位置,或审查,手稿,题目是“近海油田的自热技术研究:实验研究,流程设计,及应用。”
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