气体示踪监测（精选6篇）
气体示踪监测 篇1
摘要：报道一种应用CO作为示踪气体进行室内环境新风量测定的技术, 使用便携式红外线气体分析仪进行测定研究, 仪器型号为GHX-3011A型, 测定工作基于CO气体对红外线的选择性吸收及比尔定律进行。研究对象为一间办公室, 通过该房间办公人员吸烟前后室内CO浓度值的变化, 对办公场所的新风量进行了测定。
关键词：室内空气质量,新风量,示踪气体,一氧化碳
随着经济的发展和生活水平的提高, 室内空气污染的问题受到越来越多人关注, 这是由于现代建筑的密闭性越来越好, 因装修带来的室内空气质量问题日益突出。室内空气质量的好坏会直接影响人们的身体健康, 而新风量又是决定室内空气质量的一个重要因素。大量的调查研究表明, 如果建筑室内新风量不足, 室内空气中污染物逐渐积聚、浓度逐渐增加, 将使室内人员感到身体不适, 工作效率降低, 甚至使人生病, 并由此产生了病态建筑综合症 (SBS) 和建筑相关疾病 (BRI) 以及化学物质过敏症 (MCS) 等问题的出现。因此, 向住宅、写字楼等建筑内引入新风, 一方面可以持续稀释室内污染物, 另一方面也可以补充室内人员所需要的氧气, 故足够的新风量对于提供良好的室内空气品质, 保证室内人员的舒适感和身体健康有着非常重要的关系。但目前在我们国家很多人还缺乏对室内新风量的正确认识, 认为只要打开窗户就能解决新风不足的问题, 但往往很多时候开窗也有其局限性, 比如室外PM2.5爆表的雾霾天, 以及越来越频繁的沙尘天气等, 再加之人们对空调营造的冬暖夏凉的舒适环境过度依赖, 因此, 通过良好的新风系统来解决室内新风量的问题就显得尤为重要, 新风量也不再是大众对室内空气质量的认识盲区。
新风量是在门窗关闭的状态下, 单位时间内由空调系统通道、房间的缝隙进入室内的空气总量, 新风量的测定一般采用示踪气体法。新风量测定的国家标准方法———《公共场所室内新风量测定方法》 (GB/T18204.18-2000) 规定, 室内新风量每人不小于30 m3/h。并规定使用袖珍或轻便的气体浓度测定仪进行测定, GHX-3011A便携式红外线气体分析仪可以满足上述要求。本次试验应用这种仪器, 以CO作为示踪气体, 分别对某大厦一间办公室内工作人员吸烟后房间内产生的CO浓度值的变化, 对室内新风量的监测做了研究。
1 实验部分
1.1 测试仪器
GHX-3011A型红外气体分析仪, 北京市华云分析仪器研究所生产。测量范围为0-50.0ppm CO, 线性度≤±2% (F·S) , 重复性≤1%, 预热时间为5min, 零点漂移≤2% (F·S/H) , 跨度漂移≤±2% (F·S/3H) 。
1.2 工作原理
红外气体分析仪根据比尔定律和气体对红外线有选择性吸收的原理设计而成的, GHX-3011A光学结构采用气体滤波相关方式和高灵敏度电导探测器。具体工作原理是:红外光源发出的初始红外线能量为I0, 它通过一个多次反射气室之后, 能量变为I, 如果气室中有吸收红外线能量的气体时, 如一氧化碳, 则能量吸收特性满足下式:
式中:K———是气体的红外线吸收系数
C———是被测气体的浓度
L———是气体的吸收光程
I———是衰减后的红外线能量
K值是气体的红外线特征吸收系数, 它取决于气体种类, 当气体一定时, K值就是一个固定的常数。则从式 (1) 中可以看出, 当气体的吸收光程L一旦确定后, I的大小仅与C有关系, 测量出能量I的变化就等于测量出气体浓度的变化。
1.3 测试过程简述
在一间空调办公室进行室内新风量的测试, 该房间室内容积为78m3, 室内物品总体积为7.7m3, 测试时室内温度22℃, 环境湿度为27%RH。采样点布设在室内中央, 高度与办公人员的呼吸带高度一致, 距离地面在0.75-1.5m之间。
测量开始前先关闭测试办公室门窗, 室内3名办公人员同时吸烟, 使房间内充满含有CO气体的烟气。红外线气体分析仪在隔壁无烟办公室进行零点校准, 作为室外参照点, 浓度即为0.0 mg/m3。仪器调零完成后, 拿到试验办公室进行测试, 测定结果为6.3ppm, 即CO为7.9 mg/m3;然后屋内人员停止吸烟, 但门窗依旧关闭, 仅使用房间空调换气系统, 30min后, 重复本试验, 仪器在无烟办公室零点校准完成后, 再次对试验办公室进行CO浓度值的测试, 测试结果为4.4ppm, 即C1为5.5 mg/m3。
1.4 计算方法
空气交换率的计算
A=[ln C0-ln C1]/t
式中:A———平均空气交换率 (h-1) ;
C0———测量开始时示踪气体浓度 (mg/m3) ;
C1———时间为t时示踪气体浓度 (mg/m3) ;
t———测定时间 (h) 。
新风量的计算:
Q=A·V
式中:Q———新风量 (m3/h)
A———空气交换率 (h-1)
V———室内空气容积 (m3)
2 结果与讨论
2.1 示踪气体的选择
由于室内环境监测的特殊性, 新风量监测项目中的示踪气体应选择无色、无味、无毒、安全、环境本底低、易于采样、易于分析的气体, 在新风量测定的国标方法《公共场所室内新风量测定方法》 (GB/T18204.18-2000) 附录中介绍了6种示踪气体的本底水平及安全资料, 本次研究试验中选取一氧化碳 (CO) 作为示踪气体进行新风量监测方法的应用与评估, 其安全性和可检测浓度水平参见表1所示。
2.2 测试结果
本次研究采用平均法测试空气交换率, 既:当浓度均匀时采样, 测定开始时示踪气体的浓度CO, 30min时再采样, 测定最终示踪气体浓度C1 (时间的浓度) , 前后浓度自然对数差除以测定时间, 即为平均空气交换率。
从上述测定结果计算出空气交换率A=[ln CO-ln C1]/t=0.724 h-1, 按照公式Q=AV, 代入室内空气容积V (室内容积与室内物品总体积的差值) , 求出新风量Q=50.9m3/h。
2.3 便携式仪器在监测中优点
使用便携式红外线气体分析仪进行室内新风量的测定快速、准确, 便于携带, 且易于操作, 具有很高的实用价值。
3 结论
为了更好的服务大众, 环境检测机构已积极开展了室内环境质量监测工作。检测机构除了做好常规检测项目外, 还应特别重视室内环境新风量的监测与评估工作。
使用便携式红外线气体分析仪, 以CO作为示踪气体进行室内新风量测试研究过程中发现, 该方法快速、准确, 便捷, 满足国家标准对新风量测试的要求, 同时也为建筑室内通风设计及检验提供了经济可行的技术支持, 具有较好的应用前景。
参考文献
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[2]陈丽华, 崔家昌, 刘金忠.公共场所室内新风量测定方法研究, 环境与健康杂志, 1999, 16 (3) :170-171.
[3]赵起越.红外气体分析法现场测试室内新风量.现代科学仪器, 2008, 18 (3) :70-72.
气体示踪监测 篇2
1 气体示踪剂注入装置研制
常规化学示踪剂的注入方法不能实现气体示踪剂的注入, 为此自行研制了气体示踪剂注入装置, 该装置主要由电动液压泵、转换阀、油箱、进出液管路、储能器组、截止阀、撬装底盘、电控柜等组成。该装置在全密闭状态下工作, 注入压力可按施工要求调整, 注入速度为10~30L/min, 操作简便, 安全可靠, 该装置获得了实用新型专利, 授权号200420064609.7。
2 气体示踪剂筛选
地层中背景浓度低;在地层中滞留量少;与地层矿物不反应;与所指示的流体配伍;化学稳定性和生物稳定性好;易检出, 灵敏度高;符合HSE标准, 对环境无污染, 对测井无影响;来源广, 成本低。
按上述条件, 筛选出了QT-1、QT-2、QT-3、QT-4等共4种气体示踪剂, 它们在油藏地层中不存在, 常温下无色、无嗅、无毒、不燃, 化学性质十分稳定, 耐温500℃以上, 且在油藏岩石表面吸附量极小, 无生物毒性, 检测灵敏度极高, 并且在一个样品中可同时分析4种气体示踪剂。
3 气体示踪剂分析检测方法研究
由于采出样中气体示踪剂的含量很少, 通常只有10-9~10-11V/V, 且干扰成分较多, 主要为石油气, 因此采用常规的分析方法无法准确分析, 因此我们采用预处理后再进行分析的方法, 大大提高了检测下限。
气体示踪剂样品的预处理采用自行研制的气体示踪剂预处理装置, 样品经过预处理后可完全去除石油气等干扰成分, 并且气体示踪剂浓度可富集500~1000倍。气体示踪剂采用气相色谱法进行分析, 将净化、富集后的气样注入气相色谱仪中, 在优化出的色谱柱、色谱分析条件下进行气样浓度分析, 可实现多种气体示踪剂的同时分析, 分析下限可以达到10-15V/V。
通过建立不同井网分层体系示踪剂流动地质模型, 自行开发了一套气体示踪监测解释软件, 通过拟合计算, 可了解注采井间的连通情况, 了解注入流体的波及情况, 了解井间主流通道参数, 了解储层的非均质性等情况, 为下一步方案的实施及措施的调整提供依据。
4 现场应用
小洼油田洼38块为改善区块开发效果, 进行了蒸汽驱试验, 为了了解注采井间的连通情况, 了解注入蒸汽的波及情况, 评价蒸汽驱的效果, 在洼38-18-K13注汽井中注入了QT-1型气体示踪剂, 进行生产动态监测。洼38-18-K13井组对应8口监测井, 有7口井见高温示踪剂, 达到87.5%, 说明蒸汽波及程度较好, 油层动用程度较高, 在开采过程中已形成流通通道, 蒸汽在这些井里很容易突破;而未见示踪剂显示的洼38-17-13油井, 是因为在监测期间关井, 未能取到有效样品, 因此无法判断是否见到示踪剂显示。从汽驱推进速度来看, 各井之间差别并不大, 介于5.6m/d~10.1m/d, 需要说明的是, 推进速度数值的高低并不能表明井间连通性的强弱, 只是说明井间连通的非均质性强弱。
5 结语
(1) 在本次洼38-18-K13井组的井间气体示踪监测中, 8口观察井中除洼17-13井在示踪剂监测期间关井外, 其余7口井均见到了示踪剂显示, 说明该井组连通情况较好, 汽驱效果明显。为进一步开展汽驱动态分析及措施调整提供了理论依据, 实现了示踪监测的目的。
(2) 在洼38-18-k13井组中, 示踪剂突破时间差别较大, 最快的洼38-18-12c井, 示踪剂注入后12天, 就见到了示踪剂产出, 而井距较远的洼38-17-14c井, 在示踪剂注入33天后才检测到, 大部分井都在12~20天左右示踪剂突破。从注汽推进速度来看, 各井之间差异不大, 多数井的蒸汽推进速度在5m/d~10m/d之间, 总的来看, 推进速度不是很快。
(3) 从压力分布图上看, 洼38-18-k13井组压力从注汽井附近由高到低向周围均匀扩散, 但总体来说, 井组西部区域的压力梯度要比东部区域大, 注入汽向西部的流量较大, 因此要防止西部方向上的油井过早汽窜, 从而影响到其它方向上油井的汽驱效果。
(4) 对洼38-18-k13井组的示踪剂测试进行了分析, 对示踪剂产出曲线进行了拟合。由于拟合情况符合较好, 因此得到的地层动态参数基本反映了实际地质特征, 可以作为分析依据。
(5) 位于井组西部区域生产井的波及面积和波及体积都比较大, 特别是洼38-17-14c井, 波及面积和波及体积分别达到了4644 m2和5483 m3。在整个示踪监测期间, 井间蒸汽波及系数都在1%以下, 表明井间存在高渗条带 (大孔道) 。
(6) 从计算的结果来看, 洛伦兹常数和变异系数都较小, 整体来看, 该井组油层非均质性属中等偏弱。
摘要：随着蒸汽驱在洼38块的开展, 为了及时准确地了解注采井间的连通情况, 了解注入流体的波及情况, 跟踪评价汽驱效果, 为下一步方案实施及措施调整提供依据。探讨了井间气体示踪监测技术在洼38块蒸汽驱中的研究及应用状况, 利用自行研制的气体示踪剂注入装置及气体示踪剂预处理装置以及优化出的样品分析方法和自行开发的气体示踪监测解释软件, 实现了对蒸汽驱措施的动态监测, 为下一步方案的实施及措施的调整提供了依据, 应用前景十分广阔。
火驱气体示踪剂性能评价及应用 篇3
辽河油区Du66块位于断鼻构造的最高部位,埋藏深度为1 116 m~1 298 m,原始地层压力10.82 MPa,油藏温度42.3 ℃。原油黏度1360 mPa·s,原油密度0.968 g/cm3。1985年之前利用自然能量采油,1987年进入全面蒸汽吞吐热采,截至2005年平均吞吐周期8.7周期,井组采出程度15.25%。2005年首次在Du 66北块进行了火烧油层先导试验,先后实施了16个井组的先导试验,取得了明显的增油效果。从试验现场的生产数据来看,一线井在大量排放废气(火驱产生的残余气体,主要含有N2、CO2、CO和少量O2)的同时,远处的二线井和三线井也有大量废气排出。统计发现,火驱阶段气窜严重的生产井大多可以追溯出蒸汽汽窜的井史。蒸汽吞吐后造成气体优势通道在火驱过程中气窜规律更为复杂,如此复杂的连通关系势必会对火线均匀推进产生负面效应。另外,蒸汽吞吐阶段的残余热可能会对火驱产生正向影响,但是没有相关观测数据,示踪剂是最为经济有效的监测气体走向方法。
火驱是一项蒸汽吞吐后提高稠油油藏采收率重要措施。在我国的辽河、胜利[1]、新疆和吉林等油田都在进行广泛的现场试验,已经形成了实验分析[2,3,4]、数值模拟[5]、效果预测[6]和动态分析[7,8,9,10]等系列技术。气窜是火驱过程中面临的主要问题,正确判断气窜方向和燃烧前缘位置是掌握火驱动态调整火驱政策的重要依据。准确客观地掌握气窜及地下燃烧状态需要根据火驱特点借助油藏监测方法取得地下信息,王史文等[11]在胜利油田火驱试验中尝试应用示踪剂监测气窜,阐述了示踪剂的筛选和施工办法,但是缺少监测数据结合火驱动态的综合分析与深入挖掘。笔者研究发现,全井组便宜简便的示踪剂监测可以确切得知地下气体窜进方向并能结合生产动态数据准确计算火驱前缘位置。
1 气体示踪剂的筛选与评价
因为气体可以随注入空气分配到各生产井,气体是最佳候选示踪剂种类。火驱示踪剂筛选应该结合火烧油层的特点,要求该气体示踪剂不参与火驱前缘的反应,检测方便,无毒,无腐蚀性、吸附量低的非燃烧气体。经过筛选后选用了一种在 500 ℃下化学性质稳定气体, 其最低检测浓度可达10—12 mg/L, 不溶于水。由于火驱高温特性,气体示踪计的要求要着重评价其稳定性和地层吸附性。
1.1 示踪剂的稳定性实验
为了考查该气体示踪计的稳定性,在火驱温度(300 ℃)对其进行稳定性测试,测试时间持续10 d,在不同时间点用气相色谱仪通过检测气体积分数来考察其稳定性,结果显示300 ℃下10 d内仍有98%性质稳定(图2),适合做气体示踪剂。
1.2 示踪剂的吸附性实验
用石英砂与火驱试验区含油污泥配置成典型砂岩样品,将砂岩样品填入高压气瓶,设置油浴温度为200 ℃并将气瓶置于油浴内,通气体示踪剂100 mL后充分振荡,静置1 h后测试其回收率为98.5%。气瓶中仅填充石英砂以考查其对示踪剂吸附性能,同样实验条件下测试示踪剂回收率为98.5%。从吸附实验结果看,该气体示踪剂在火驱典型砂岩样品中吸附较少,可以看成是不参加反应、不吸附的惰性气体。
示踪剂稳定性和吸附性实验表明,该气体示踪剂在高温状态性质稳定,地层吸附量低,是理想的火驱示踪剂,基于以上分析,Du66火驱试验区采用此气体进行火驱注气的监测。
2 示踪剂监测在火驱试验区中的应用
2.1 气体示踪剂的取样
由于气体的流度较大,故气体在油藏中的运移速度比液体要快得多,突破时间很短,因此气体示踪剂的取样频率比水溶性示踪剂要高,注入后要立即在对应监测井取样,每天2~3个样。取样周期为1~3个月,峰值过后,应继续取样一段时间后再停止。
2.2 气体示踪剂的检测
在现场监测样品中示踪剂浓度大致为10-9~10-10 g/L[11],对已知标准物质用色谱仪器检测,根据检测到的积分数据与标准物质含量绘制出标准工作曲线,并回归出标准工作曲线方程。在检测实际样品时,根据检测到峰面积积分数据在工作曲线上查出示踪剂在样品中含量或根据回归出标准工作曲线方程计算出示踪剂在样品中含量。参考火驱试验区典型的反9点井网和100 m井距计算,最后确定单井每次注入气体示踪剂200 kg。
2.3 示踪剂检测结果分析
火驱试验区位于油藏的西北部油层发育高部位,储层呈现典型的薄互层特点,火驱层位是上层系的下部,先期六个井组成功实施点火。为了检验气体示踪剂的性能,在试验区内某A井组进行了现场试验,由注气井A注入气体示踪剂,示踪剂产出时间与峰值的差异指示了地下连通情况的不同。
经分析,A试验井组46—40至46—041和47—041方向地下窜通程度较高,为燃烧前缘主推进方向;47—038方向地下连通性较好,没有形成直接的气窜通道,燃烧前缘为正常推进;47—38和47—39井方向,驱替程度差,燃烧前缘推进缓慢。
图2中从注气井A到各生产井的连线反映了他们之间的连通关系。在试验井组的施工和解释结果表明,该气体示踪剂可以应用于火驱气窜方向监测并指示出各生产井的分配比例,此结论是在单井组施工的情况下得出的。
目前该试验区有注气井6口,理论上每口生产井都有可能和任何一口注气井有连通关系,那么就需要对每口注气井都进行示踪剂监测才能清除掌握气体地下窜进方向和比例。
3示踪剂结合气体分析方法综合判断燃烧前缘位置
3.1 计算火烧前缘位置的物质平衡法
对于火驱而言,燃烧前缘的位置是一个重要参数,只有掌握了燃烧前缘位置才能准确掌握火驱动态并做出相应的调整。传统的物质平衡方法[12]通过计算生产井产出废气的量计算注气井到生产井之间的火驱前缘位置,油层燃烧后,某一油井方向上的火线前缘位置,按照燃烧反应的物质平衡关系推导,某一油井方向的火线位置可用式(1)表示[12]。
式(1)中:R为各油井方向的火线前缘位置,m;V为各油井方向的燃烧体积,m3;Q分为各油井方向的分配产出气量,m3;H为各井方向上的油层燃烧厚度,m;Y为各油井方向的氧气利用率,%;α为各油井方向的分配角度,As为燃烧率,由物理实验提供,m3/m3。
式(1)中Q分是各油井方向的分配产出气量,如果是单井组的话,Q分就是该井的产气量。如果是多井组同时注气生产则需要对不同注气井方向的来气量进行劈分才能计算。但是由于没有有效的办法判断多井组共同生产时生产井气体的来向,所以只能采用平均分配的办法进行近似计算。首先要统计出燃烧不同阶段的井组注气量(∑ Q注)和井组的产出气量(∑ Q产)。然后,根据不同阶段不同方向产气量(Q产)与井组产气量之比值,即外流气量的分配系数(K),求出各油井外流气量(Q外),最后求得各油井不同方向的分配气量(Q分)。其表达式如下:
Q分= Q产+(∑ Q注-∑ Q产)K (2)
式(2)中:K为井组外流气量的分配系数,无量纲。
为了准确地求的井组外流气量的分配系数K,应定期测量不同方向外围井的气量和气体组分的含量,及时掌握气流波及范围,以便对外流量的分配系数进行校对。计算结果见图3。
观察图3,发现火线发现方向比较均匀,尤其是中部的生产井,因为对于多向受效井采取了平均分割的方法,所以不能反映该井的真实来气方向。例如46X38井,对于46—039方向火线已经发展到距离生产井较近的位置,但是估算方法没有体现出该现象。示踪剂测试反应其主要来气方向是46—037井,而进行平均劈分估算后,不能反映46—037井对46—036井的贡献。
利用该试验井组的生产数据结合物质平衡方法(式1)分析火线位置,多向受效的生产井产气量按照受效方向进行平均劈分,不能反映该井的真实来气方向。
基于以上分析,考虑结合示踪剂、油藏地质等方面的资料综合分析气体的来向,对火线位置进行综合判断、综合计算。
3.2 示踪剂辅助计算火驱前缘
基于以上分析,考虑结合示踪剂、油藏地质等方面的资料综合分析气体的来向,对火线位置进行综合判断、综合计算。
定义示踪剂分配率为:
式(3)中:β为井组内示踪剂分配率,%;αi为某一测试井的示踪剂总量;n为井组内测试井总数。
则单井分配气量Q分可表示为:
Q分=(1-γ)Qβ (4)
式(4)中:γ为油藏存气率,%;Q为注气井总的注气量,m3。
设计示踪剂辅助分析火驱前缘步骤如下:
①确定示踪剂在井组内的分配率以及受效方向,按照分配率劈分注气井的注入气量;
②结合储层沉积相性质分析分析各生产井的排气状况验证示踪剂的分析结果;
③根据排气情况核算该井来气量和来气方向;
④确定生产井来气方向和气量计算燃烧距离;
⑤画出井组内燃烧前缘的位置等值图。
计算结果见表1(A井组的部分井结果)。
按照示踪剂监测结果绘制火线位置图(见图3),分析结果和图3有很大不同。观察图3的火驱前缘位置图发现,火驱前缘单向或两向发展较多,较少呈现多向均匀受效现象,下一步调整的重点应该放在几口明显出现火线突进的注气井调堵上,人为控制火线均匀发展,固体颗粒和空气泡沫是较为理想的调堵剂。
3.3 影响火线发展不均匀的因素分析
可以肯定,火线发展方向不均匀是地质和工程因素共同作用的结果,地质因素主要是注气井和生产井附近储层非均质性,而工程因素主要是点火和注气时受热不均和注气速度不协调。
火驱试验区内注气井都是采用注蒸汽预热方式进行点火,在注蒸汽阶段很容易出现蒸汽沿旧有的汽窜通道单方向汽窜过多的问题,导致这一侧热量积累过多,其他方向没有足够的热量点燃油层,进入正常注气阶段后,很容易形成火线的单侧推进;另外,注气速度设计的过大也会导致火线推进速度过快;而且气体超覆现象严重。
蒸汽吞吐后期,地下的情况比较复杂,把储层沉积相图和火驱前缘发展方向结合起来观察发现,火线的推进在很大程度上受控于储层沉积相。
图4中标识出了6口注气井与该层沉积相的相对位置,分析发现:E井处于分流河口坝微相内,周围一线井各方向上没有岩性明显变化,所以在注气受效井呈现多向受效方式;B井处于分流河口坝微相内,在东北方向上有心滩分布,所以注气受到阻挡;示踪剂测试显示在东北方向上没有示踪剂分配。D井位于分流河口坝的前端,因为这口井没有做示踪剂测试,从井组排气情况来看,和沉积相展布的方向是吻合的,东南方向上受阻。A井位于分流河口坝的前端,井的西部和南部被边滩包围,导致示踪剂测试时这两个方向受效微弱,注入气体主要向西部、北部发展。F井处于分流河口坝微相内,
周围一线井各方向上没有岩性明显变化,而排气量显示该井排气量稳定而且气量很大。可见火驱前缘发展方向和储层沉积相有很强的相关性,沉积相的类型和展布情况决定了气体的大致运动方向,这也间接地验证了示踪剂辅助分析结果的正确性。
4 结论
(1)对于蒸汽吞吐后地层流体分布复杂情况而言,多井组相邻进行火烧油层,常规生产井产气量劈分难以符合真实的情况,示踪剂辅助劈分能够考虑各井的见效方向的不同、各见效方向见气量不同的复杂情况,可以指示出火驱过程中气体连通方向和气体分配量,是火驱动态监测的有效办法,多井组示踪剂监测结果进行进一步分析后可以为计算火驱前缘位置提供有力依据。
(2)火驱前缘位置发展的不均匀性是工程和地质因素共同作用的结果,从分析结论来看,地质因素对火驱前缘发展方向起到主要控制作用。
参考文献
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气体示踪监测 篇4
关键词：示踪气体,恒定流量法,主控室,内漏量
0 引言
在日本福岛核事故之后, 如何进一步提高核电站的核安全水平成为最受关注的课题之一。主控室作为核电厂运行的控制中心, 其可居留性关系到电厂操纵人员能否在事故工况下安全操作, 而主控室事故工况下内漏数值的大小是可居留性评估的关键。因此, 主控室内漏数值的测量是评估核电厂安全性能的关键技术。
核电厂主控室一般采用微正压设计, 通常认为, 只要微正压满足设计要求, 就足以将漏入主控室 (即内漏) 的污染气体量限制在一定值以下, 以保证对操纵员的辐射影响不会超过相关标准。1991年—2001年, 美国核管理委员会 (NRC) 对美国约30% (约30座) 的核电厂主控室内漏进行了定量测量研究, 结果发现仅1座核电站的主控室内漏满足设计要求。鉴于此, 2003年NRC对美国各核电厂提出了测定主控室内漏量的强制要求。
目前, 国内运行的核电站均只执行微正压测量, 在内漏测量领域尚且是空白。本文根据国内外相关经验, 并借鉴已广泛应用于建筑空间换气率、新风量测量及矿井漏风量测量的示踪气体测量技术, 探讨示踪气体试验技术在主控室内漏测量中的应用。
1 示踪气体测量技术简介
1.1 概述
示踪气体测量技术是指将示踪气体以一定方式投放到待测区域内, 通过流动和扩散使其与待测区域内的空气充分混合均匀, 然后测量待测区域内示踪气体的浓度, 根据浓度变化规律, 使用相应的计算方法计算出待测区域的新风量、换气率、内漏量等数据。
常用的示踪气体测量技术有浓度自然降低法、恒定流量法、室内恒定浓度法三种[1], 本文主要讨论恒定流量法。
1.2 恒定流量法基本原理
在一个动态平衡的待测区域内 (即进风和回风相等, 压力不变) , 将已知恒定流量的示踪气体注入, 确保示踪气体在待测区域内达到均匀浓度, 测量待测区域内示踪气体均匀浓度随时间的变化, 根据浓度变化规律计算待测区域的新风量。
当以恒流量向待测区域内注入示踪气体时, 区域内的示踪气体均匀浓度将逐渐增高, 最后达到一个均衡浓度值, 典型的浓度变化曲线如图1。
待测区域的新风量计算公式如下[2]:
式 (1) 中, Q为待测区域新风量, m3/h;q为示踪气体注入量, m3/h;为示踪气体平均浓度, ×10-9g/m L;V为待测区域自由容积, m3;t为时间, h;C1为t1时刻示踪气体的均匀浓度, ×10-9g/m L;C2为t2时刻示踪气体的均匀浓度, ×10-9g/m L。
当待测区域内示踪气体的均匀浓度达到均衡值C均衡时, 则待测区域新风量计算可简化为:
式 (2) 中, C均衡为示踪气体浓度均衡值, ×10-9g/m L。
2 矿井漏风测量技术对主控室内漏测量的借鉴意义
2.1 恒定流量法测定矿井漏风量
对于矿井而言, 地面漏风及上、下煤层漏风将给煤层自然发火的防治带来不利影响。因此采矿工程中通常使用示踪气体测量技术来测定矿井漏风量, 其中恒定流量法应用较多, 技术也较成熟。
将定量的示踪气体通过气体释放装置连续稳定地注入矿井进风系统中, 与进风风流充分混合后进入矿井内。当矿井内部进风和回风达到动态平衡状态后, 在矿井风流方向上选取适当的取样点进行气体取样, 通过浓度分析设备分析各取样点气体样品中示踪气体的浓度。如果风流方向上沿途无漏风或向外漏风, 则各点的示踪气体浓度应保持不变;如果风流方向上沿途有漏风点, 则漏风点处示踪气体被稀释, 浓度降低。因此, 通过风流方向上示踪气体浓度的差异可计算出矿井漏风量。
根据1.2节简化的新风量计算公式, 漏风量计算公式如下[2], 其中进风口和回风口的示踪气体浓度Cin和Cout均为各自区域的均衡浓度值。
式 (3) 中, q为示踪气体注入量, m L/min;ΔQ为漏风量, m3/min;Cin为进风口示踪气体浓度, ×10-9g/m L;Cout为回风口示踪气体浓度, ×10-9g/m L。
2.2 矿井漏风量测量法应用于主控室内漏测量的可行性分析
对于一个独立矿井来讲, 新风从矿井进风口进入, 从回风口排出污染空气, 沿矿井风流方向不希望有地表或其它区域的风漏入。因此, 对于一个矿井通风系统, 主要有三个风量值:进风口风量、漏风量和回风量, 三者的关系是:进风口风量+漏风量=回风量, 公式 (3) 正是基于这个关系式推导出来的。
对于核电站主控室来讲, 在事故工况下, 主控室将有应急通风系统运行, 应急通风系统将清洁无污染的新风送入主控室, 并将旧风通过排风系统排出, 同时在主控室内建立起一个约31 Pa的微正压, 使主控室维持在进气和排气相等的动态平衡中, 从而给主控室内操作人员提供一个与外界污染气体隔离的可居留区。因此, 任何通过通风系统以外途径 (主要指主控室压力边界上的各种贯穿件、墙体和管道裂纹等) 进入主控室的风量都是不被允许的。在事故工况下, 这部分内漏量很有可能含有放射性气体或气溶胶, 给主控室可居留性带来危害。事故工况下主控室通风系统主要风量值有三个:应急通风系统供气量、未知的内漏量和排气量, 三者的关系为:应急通风系统供气量+未知的内漏量=排气量。
从以上分析可以看出, 矿井和主控室的通风系统及其计算漏风量 (内漏量) 的方式非常相似。因此, 将矿井漏风量测量法应用到主控室内漏量测量领域, 在理论上是完全可行的。
3 主控室内漏量测量方案设计
由于核电厂主控室内部构造、人员居留性要求、设备运行情况、通风系统参数及内部压力和风流状态等与矿井有较大的区别, 故主控室内漏量测量方案的设计应在矿井漏风量测量方法的基础上做相应调整。同时, 还可参考国外同领域的一些成熟的工程经验。
3.1 计算方法调整
矿井为一个狭长的通道, 测量的漏风量存在于风流方向上各个点, 故矿井进风口和回风口的风量及示踪气体浓度通常是不相等的, 正是根据这个风量和浓度差来计算矿井漏风量。但主控室在事故工况下维持在进气和排气相等的动态平衡中, 同时为了给室内各个位置的人员提供新鲜空气, 主控室进气应尽可能均匀分配到室内各个位置, 因此主控室内示踪气体的浓度分布是趋向均匀的。由此便不能使用计算矿井漏风量相同的方法来计算主控室内漏量, 必须做相应调整。
主控室应急通风系统的供气量是基本恒定的, 因此可以通过合适的流量测量装置来测得该部分的进气量, 设为Q供气。主控室的排气量包括两部分:从应急通风系统的排风系统排出的排气量及从主控室各漏点排出的排气量, 需要知道排气总量Q排气。由于排气点的分散性和未知性, 无法按照公式 (3) 的方式通过测量排气口示踪气体浓度的方式来计算得到排气总量。但考虑到当向主控室注入恒定流量为q的示踪气体, 且当主控室内示踪气体平均浓度达到均衡值C均衡时, 同时考虑主控室内示踪气体浓度均匀的特点, 总的排气量Q排气应等于q/C均衡。因此, 参考公式 (3) , 从主控室各漏点向内漏进的未知的内漏量ΔQ的计算公式应变化为:
式 (4) 中, ΔQ为主控室内漏量, m3/min;q为示踪气体注入量, m L/min;C均衡为示踪气体浓度均衡值, ×10-9g/m L;Q供气为应急通风系统供气量, m3/min。
以上计算所得的内漏量为体积流量, 若想准确测量内漏量, 需要考虑进气、排气及室内空气的不同密度变化, 从而求得内漏量的质量流量。为确定空气密度, 还需要测得空气压力、温度和湿度, 空气密度计算公式如下[3]:
式 (5) 中, ρ为空气密度, kg/m3;ρ0为标准空气密度, ρ0=1.292 8 kg/m3;T0为标准空气热力学温度, T0=273.15K;P0为标准大气压, P0=101.325 k Pa;P为实测空气压力, k Pa;t为空气温度, ℃;覫为空气相对湿度;Pb为饱和蒸汽绝对分压, Pa。
根据质量流量来求内漏量可得公式如下:
式 (6) 中, ΔM为内漏量质量流量, kg/min;ρ1为主控室内空气密度, kg/m3;ρ2为应急通风系统供气管道空气密度, kg/m3。
3.2 示踪气体的选取
示踪气体测量技术中可选择的示踪气体很多, 比如H2、He、CO、CO2、SF6、NO等。几种主要的示踪气体的毒性水平和环境本底水平参见表1[4,5]。
矿井漏风量测量中常用的示踪气体为SF6气体, SF6气体具有无色、无味、无毒、惰性、不易燃、不溶于水、无沉降、不凝结、环境本底含量极低 (低于检测限) 、检测灵敏度高、扩散性强等优点。考虑到主控室内漏试验须在主控室可居留区内设备正常运行、人员正常活动的情况下执行, 示踪气体的选取应满足以下几方面的要求:无毒、不易燃、空气中本底浓度极低、极低浓度时可测、不易被各种类型的材料吸收、主控室内存在的材料不会释放出此类气体等。因此, SF6也是主控室内漏测量较理想的示踪气体, 使用的SF6纯度应越高越好, 至少应是纯度≥99.99%的高纯级SF6气体, 以减小计算误差[6]。
4 结语
根据矿井与核电站主控室在通风系统、内部结构、运行状态等方面的异同点, 对广泛应用于矿井漏风量测量的示踪气体恒定流量法的计算和操作方法进行适当调整后, 将其应用到主控室内漏量测量领域在理论上是可行的。
参考文献
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气体示踪监测 篇5
鹤壁中泰煤矿位于河南省鹤壁市境内,煤层平均厚度为8m,21301工作面为主采工作面,推进长度270m,煤层平均厚度5.3m,煤层倾角14.5°,煤层顶板岩性为泥页岩、碳页岩,底板岩性为页岩、沙质页岩、碳页岩,煤层比较稳定,透气性差,绝对瓦斯涌出量为44.275m3/min,相对瓦斯涌出量为14.05m3/t。根据《煤矿安全规程》第一百三十三条规定属于高瓦斯矿井(矿井相对瓦斯涌出量大于10m3/t或矿井绝对瓦斯涌出量大于40m3/min[1])。因此,必须对煤层中的瓦斯进行采前预抽,以降低煤层瓦斯含量和瓦斯涌出量,确保煤矿安全生产。工作面综合情况见表1。
在一个钻场内,钻孔间距减小时,钻孔的数量相应增多,在单位时间内抽出的瓦斯量也随着增多。由此可见,煤层中的钻孔数目越多,其瓦斯总量的衰减速度越快,所需要的抽放时间就越短,但由于钻孔工程量大,瓦斯抽放成本相应提高,且单个钻孔所抽出的瓦斯总量减少,钻孔利用率较低;反之,若将钻孔数目减少,则可以减小钻孔工程量,节约抽放成本,同时单个钻孔的瓦斯抽出总量增多,但是这种减少钻孔数目的方法会使煤层中的瓦斯总量衰减速度变慢,所需抽放时间相应变长。因此,在实际工作中,需要根据开采前所具有的预抽时间的长短以及抽放成本要求,采取合理的钻孔布置方式来协调预抽时间与抽放成本之间的矛盾。在进行工作面瓦斯抽放钻孔设计与布置时,一定要针对采区工作面的实际条件、煤层瓦斯储量的大小以及所要求的抽放时间和瓦斯抽放率来决定[2]。本文结合21301工作面实际情况,选用SF6气体示踪法测定瓦斯抽放钻孔的有效抽放半径,从而确定合理的瓦斯抽放钻孔间距,并经现场应用验证了SF6气体示踪法测定瓦斯抽放半径的合理性。
2 SF6气体示踪法测定瓦斯抽放半径
2.1 SF6气体的性质与特点
示踪气体具有很长的使用历史,在煤矿中通常使用SF6气体作为主要的示踪气体。在常温常压下,SF6气体具有无色、无臭、不燃、无毒、无腐蚀性的特点,它是一种惰性气体,常温状态下它的惰性已超过氮气及其他稀有气体,其分子量是146.07,溶点是-50.8℃,升华点是-63.8℃,气体的密度为6.139g/L。SF6的化学稳定性很强,光稳定性和热稳定性高,受紫外光照射不会分解,可抗高温,温度达到500～600℃仍不分解,不和酸、碱、盐、氨及水等发生化学反应,只有在电弧作用下(可达几千度)才能分解成S与F的原子气体,电弧一旦解除,S与F的原子气体便在10-6～10-5s内重新合成SF6。SF6气体物理活性大,扩散性强,释放时不受酷热、严寒等气候条件的影响,能够迅速混合并均匀的分布在所要检测的空间中,无沉降,不凝结,亦不溶于水。它具有负电性,不能被井下物料所吸附。
另外,SF6的检出灵敏度高,选择性好,分析速度快,检测简单方便。使用带电子捕获器的气相色谱仪或SF6检测仪均可有效地检出(检测精度可达
SF6气体这种化学稳定性强、物理活性大的性质质使人们能够快速、方便、准确地利用它进行矿井的漏风检测,以及煤层中瓦斯流动状态的测定等。所以,SF6是一种可应用于矿井的比较理想的示踪气体。
2.2 SF6气体示踪法测定抽放半径原理
在煤层中无断层、煤层较完整、无破碎带的地点布置一个用于注SF6气体的钻孔和一排瓦斯抽放测试钻孔,瓦斯抽放测试钻孔距离注气孔由近及远依次为1#、2#、…、n#钻孔,各钻孔间距为1m,如图1所示。在注气孔注入SF6气体后,通过观测注气孔内的SF6气体是否进入到抽放钻孔来确定瓦斯抽放半径,从而确定钻孔的布孔间距。经过一定时间的抽放,若1#抽放孔中能够探测到SF6气体,则封堵1#抽放孔,将2#抽放孔与抽放系统连接进行2#孔的抽放,若2#孔仍然能够检测到SF6气体,则依次对3#、…、n#钻孔进行抽放,若到n#抽放孔中检测不到SF6气体,则瓦斯抽放半径即可确定为(n-1)m。
2.3 瓦斯抽放半径的测定
(1)所需材料和物资。
①6000-LD型钻机1台,Φ75mm长1m钻杆30根,Φ94mm三翼合金钻头2个;②测定注气孔和抽放孔压力的压力表5个;③SF6注气装置1个,SF6气体鉴定管5个;④封孔使用的Φ50mm长1.5m钢管20根(每个孔封孔长度为6m),Φ50mm长0.5m钢管短节5根;⑤封孔用的聚氨酯800kg;⑥连接抽放孔用的橡胶软管和接头适量;⑦计时用表1块,记录本1个。
(2)钻孔位置的选择。
在21301综采工作面回风顺槽中选择顶板平稳、压力小、巷道比较平直、无杂物且距离瓦斯抽放管的三通位置较近的地方布置一排4个间距为1m的相互平行的瓦斯抽放测试钻孔,依次标定为1#、2#、3#、4#钻孔,并在1#钻孔另一侧相距1m处布置注SF6气体孔。由于采煤工作面不断向前推进,在布置钻孔时为了避免采动的影响,应根据开采进度和瓦斯抽放半径测定试验的观测时间,将试验钻孔布置在不受采动影响的位置,本次试验选取的21301工作面实行的是“三八”工作制,两个班生产,一个班检修,每天每个班平均割两刀煤,一刀煤截深为0.6m,按此计算21301工作面一天可以向前推进2.4m,一个月(按30d)向前推进72m,试验最多为三个月,工作面理论上能够向前推进216m,本次试验将测试钻孔选在距离21301工作面停采线50m(距离切眼大于300m)的位置,不受采动的影响。另外,为了便于施工,并防止钻孔施工过程中穿越煤层底板,打钻孔时应垂直于煤壁施工。钻孔的施工参数如表2所示,钻孔布置如图2所示。
1一瓦斯抽放管;2—阀门;3—测压表;4—封孔管;5—SF6注气装置;6一注SF6气体孔;7—瓦斯抽放孔
(3)钻孔施工。
①钻孔施工过程中要注意观测打钻孔时的钻孔排粉量情况,若排粉量很大,则可能产生塌孔,应将该孔废弃,重新选择其他钻孔作为试验钻孔。②每个钻孔施工完毕应立即用聚氨酯封孔。《煤矿瓦斯抽放规范》规定:在煤壁开孔的钻孔,封孔长度可取5～8m;采用聚氨酯封孔时,封孔深度可取4～6m[4]。根据以上规定,此处钻孔的封孔长度取6m。③封孔后在每个孔的封孔管外口及时安装一个压力表和一个SF6气体浓度鉴定管,待气体压力稳定后及时观测各个钻孔内的气体压力,并做好观测记录。④对用于注SF6气体的钻孔,施工完毕并封孔后,用橡胶管将其与注气装置相连接进行注气,并在抽放孔开始抽放前,注意观察注气后的压力变化情况,若压力比较稳定或变化不大,则说明注气孔无塌孔或孔壁裂隙较小。
(4)测定步骤。
①钻孔施工完毕并封孔后,且注SF6气体孔与注气装置连接经检测注气孔无塌孔或孔壁裂隙较小后,将1#抽放测试钻孔与瓦斯抽放管三通相连接。②打开注气孔阀门,利用SF6注气装置将SF6气体注入注气孔,待注气孔内SF6气体浓度达600×10-6(ppm),孔口压力达13kPa时,打开1#抽放孔阀门开始抽放瓦斯,并将抽放负压控制在10～15kPa,在抽放过程中每天在固定时间检测一次所抽放出的气体中所含S F6的浓度,观测数据见表3。③经观测发现,1#抽放孔在前两天所抽出的气体中没有检测到SF6气体,从第三天开始检测到SF6气体的浓度为6×10-6(ppm),第四天为13.5×10-6(ppm),第五、第六、第七、第八天的浓度分别为16.8×10-6、16.5×10-6、16.9×10-6、16.6×10-6,浓度在16.5×10-6～16.9×10-6之间波动,这说明1#抽放孔中SF6气体的浓度已经趋于稳定。④1#抽放孔中SF6气体的浓度稳定后,关闭1#抽放孔阀门,将2#抽放孔与抽放系统连接后打开阀门,开始对2#抽放孔进行抽放,此时,1#抽放孔负压迅速降低,SF6气体的浓度也逐渐降低,2#抽放孔负压迅速升高,2#孔抽放前三天均未检测到SF6气体,第四天开始检测到SF6气体的浓度为4×10-6,抽放至第十天,SF6气体浓度已连续6d稳定在12.6×10～-612.8×10-6之间。⑤2#抽放孔中SF3气体的浓度稳定后,关闭2#抽放孔阀门,连接3#抽放孔,对3#抽放孔进行抽放,3#抽放孔中检测到的S F6气体的浓度最终稳定在6.3×10-6～6.4×10-6之间。⑥3#抽放孔中SF6气体浓度稳定后,关闭3#抽放孔阀门,连接4#抽放孔,对4#抽放孔进行抽放,经过8d的连续抽放与检测,4#抽放孔始终未能检测到SF6气体,这说明4#抽放孔在抽放时影响不到注SF6气体孔。
因此,瓦斯抽放半径可确定为3#抽放孔到注气孔之间的距离,由于设计钻孔间距为1 m,3#抽放孔与注气孔之间的距离为3m,所以,利用SF6气体示踪法所测定的瓦斯抽放半径为3m,钻孔间距为6m。
3瓦斯抽放效果分析
应用SF6气体示踪法对瓦斯抽放半径进行优化后,对21301工作面进行瓦斯抽放,并将抽放效果与瓦斯抽放半径优化前的抽放效果进行比较,比较结果如表4所示。
对比分析表明,瓦斯抽放参数优化后,瓦斯抽放效果明显改善。抽放管内的瓦斯浓度在原有基础上提高了7%～8%,瓦斯抽放率是优化前的2倍以上,回风流中的瓦斯浓度少于优化前的1/2,工作面因瓦斯引起的断电次数由原来的3～5次下降到0～1次,因此,工作面推进速度明显加快,月均产量在原来5.8万t的基础上提高了1.1万t。这些数据表明,此次瓦斯抽放参数的优化大幅度提高了瓦斯抽放率,为确保煤矿的安全生产和煤炭产量的提高提供了技术上的保障。
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气体示踪监测 篇6
腰英台油田非均质严重、微裂缝发育,注入水易沿高渗透条带进入,过早被采出,加剧了平面矛盾和层内矛盾,影响水驱波及效率,制约油田的高效开发。目前油田井组内矛盾突出,部分井高含水,甚至水淹;部分井长期注水不见效,低产低液。急需针对性的注采调整措施,由于调整缺少准确的依据,这就需要运用一种井间监测技术,可以知道注入水流动方向、推进速度,判断井间连通性和油藏非均质特征,从而指导油田开发调整。
1 井间示踪监测技术研究
1.1 监测方案选择
井间监测技术较多,有井间示踪监测技术、井间电位测试技术、地球化学的水指纹技术、井间试井技术、井间地震技术、井间微地震技术等,而井间示踪监测技术几乎是唯一可以定量研究井间特征的动态监测方法,可以定量、半定量、定性了解注采井间渗流参数、波及状况及其它需要通过了解井间实际连通状况来认识和解决的问题,正逐步成油田二次、三次开发中油藏工程研究不可或缺的手段。
1.2 井间示踪监测技术原理
井间示踪监测技术原理是从监测注入井注入示踪剂段塞,在周围目标生产井取样分析,监测其产出情况(图1),绘出示踪剂产出曲线(图2),根据油藏动静态分析方法,利用专门解释工具,对示踪监测信息进行分析、处理和解释,定量或者定性的认识油藏井间、层间、层内和油水井周围的静态、动态信息。在此基础上,评价措施开发效果,指导油田开发调整。
1.3 示踪剂的选择
在井间示踪过程中,选择适当的示踪剂是非常重要的。通常情况下,井间示踪测试对示踪剂有以下几个要求:
(1)地层本底低,分析灵敏度高;
(2)足够的化学稳定性,热稳定性和生物稳定性;
(3)不吸附于岩层表面;
(4)与被跟踪的流体流动特性相似,配伍性好;
(5)与地层矿物不发生反应;
(6)分配型示踪剂要有合适的分配系数;
(7)放射性示踪剂要有合适的半衰期;
(8)无毒,安全,对环境和人员无影响。
氚水(THO)是目前国内外公认的、应用最为广泛的水驱示踪剂,注入和检测技术成熟;因此,选择氚水作为示踪剂,在注水井组开展井间示踪示踪测试工作。
1.4 示踪剂用量计算
通常注入示踪剂的数量取决于被跟踪储层的体积,即取决于井距、产油层平均厚度、孔隙度和油层含水饱和度。但设计示踪剂方案时,必须确定示踪剂使用数量,并且在一个相当长时期内,所采出的示踪剂数量必须能够利用现有仪器检测出来,所以示踪剂从注入井点到取样井点的稀释及最小检测极限也是确定注入示踪剂数量时要考虑的因素。
根据最大平均稀释体积公式:
Vp=πR2HΦ·Sw。
其中:Vp—示踪剂最大稀释体积;
R—注水井至各采油井之间平均井距;
H—油藏平均厚度;
Φ—孔隙度;
Sw—平均含水饱和度。
示踪剂投放量A设计为:
其中:S—示踪剂检测灵敏度(对于THO:S=0.04 Bq/mL);
μ—余量系数 (对于THO:μ≥10)。
2 矿场应用及成果
2008—2009年,腰英台油田在6个井组应用了示踪剂监测技术,监测井数36口,平均监测天数125 d,示踪剂用量5—32居里不等,平均用量12居里(表1)。
2.1 注采井间的连通状况
6个井组监测时间114—145天不等,平均121天,取样井36口,实现示踪剂突破的有29口,占81%。说明测试井组连通性好,基本上都是连通的(表2)。
2.2 平面水流方向速度
总体来看,平面水流方向速度规律性不强,不同井组有不同的情况,但以北东向和东西裂缝方向流速最快的井组最多,各有2个井组。其中DB22—5—3北东向流速最快,为9.17 m/d(表3)。
2.3 判断油层非均质性
用Brigham示踪剂预测理论来判断测试井组油层的非均质情况[1]:
(1)高渗透层先出峰,其次为中、低渗透层;
(2)相邻峰之间的距离越大,峰值浓度差距大,非均质性差异越大;
(3)峰值高,峰的宽度大,说明该层位渗透性强,波及体积较低。
通过示踪剂产出曲线可以看出,监测井组内均有 1—2口井峰值明显高于其他井的峰值,且部分井存在多峰的情况,说明平面、层内非均质性较强(图3至图8)。产出曲线最高峰值平均为0.7 Bq/ML,最低峰值平均为0.1 Bq/ML,差值平均为0.6 Bq/ML。示踪剂响应曲线有2个峰值的井有6口,占总突破井数的21%。
2.4 井间波及体积
注入水的井间波及体积直接关系到油田的最终采收率。体积波及体积大,表明井间驱替效果好。通过几个井组的示踪剂监测可以看出,间波及体积最大的方向是裂缝方向和砂体发育方向(表4)。
2.5 验证断层封闭性
DB37井区位于fyx7断层与fyx2断层封闭的狭长地带,发育青二Ⅳ储层。DB37井区构造狭窄,油井距断层较近,fyx7断层西侧的腰西1井区没有注水井,有必要验证fyx7断层的封闭性,为调整提供依据。
2009年对DB37—10—2井组fyx7断层两侧共计7口井监测示踪剂产出情况,监测时间145天,结果断层东侧的DB37—9—2、DB37—10—1和断层走向上的DB37—8—2见到示踪剂,断层西侧的腰西1—2—1井未见示踪剂,说明fyx7断层横向封闭性好,而井区内部小断层不封闭(表5、图9)。
2.6 为注采调整提供依据
井间示踪剂监测技术可以直观地反映井间特殊通道的发育情况,根据周围取样井示踪剂响应情况,较清晰地掌握当前水驱条件下注入产出对应关系,在一定程度上也反映了油藏平面非均质性的变化。这为油田开发调整提供了较为直接的依据[2]。
2.6.1 加密调整
DB34—5—7、DB22—5—3井组位于青一Ⅱ储层的油富集区,运用示踪监测技术明确注入水的主要受益方向分别是东西裂缝方向和砂体发育方向,两个井组回采率低,说明注水驱替过程较为平缓,暴性水淹的风险较小,为提高采油速度,2008年在DB34—5—7、DB22—5—3井组分别部署加密调整井2口和1口,调整井累计增油3 511 t。
2.6.2 动态调水
通过示踪监测了解注入水的主要流动方向及井组受益情况,指导动态调水6个井组共计8次,主要目的:一是争取让低液低效井注水见效;二是缓解受效好的井含水上升速度。上调注水量后2口低液井见效,见效类型为“增油降水”、“增油增水”;下调注水量后1口高液井含水下降。动态调水虽能取得一定效果,但仍难以缓解日益突出的平面矛盾。
2.6.3 注采结构调整
DB34—5—7井组东西向油井受效最好,而东南向DB34—6—6、DB34—6—5未见示踪剂,与注水井DB34—5—7井不连通,低产低液。2009—2010年先后转注DB34—5—5和DB34—5—9,形成沿东西裂缝方向注水,垂直于裂缝方向驱油的线性注采井网。实施后油井总液量上升17 m3,其中产量上升井占50%。
2.6.4 调剖
低渗透油田的渗透率低,但因其非均质仍较严重,在不同沉积相带间亦存在较大差异。注水井DB22—5—3井注水方向性表现为沿青一Ⅱ3小层河道砂体方向推进,为缓解平面矛盾,2010年9—10月对注水井DB22—5—3井实施调剖:油压由14.6 MPa,上升至19.5 MPa,累计注入药剂1 306 m3,DB22—4—2井到调剖第3个月,含水率下降2.2%。
3 认 识
井间示踪监测技术能准确得到注入水的平面水流方向及推进速度,判断井间连通情况和油藏非均质特征。运用井间示踪剂监测技术作为措施调整的依据,指导油田开发调整,针对性较强。
摘要：井间示踪监测技术能准确地得到注入水的平面水流方向及推进速度,判断井间连通情况和油藏非均质特征,为油田开发调整提供直接依据。2008—2009年,腰英台油田在6个重点井组运用了井间示踪监测技术,指导油田开发调整,取得了较好的效果。
关键词：井间示踪监测技术,井间连通,非均质特征,开发调整
参考文献
[1]宋吉永王岩楼,廖广浩,等.井间示踪剂技术.北京:石油工业出版社,2003,55—59