油页岩原位裂解用注热管柱数值传热模拟与试验研究

白文翔， 孙友宏， 周　科， 李　强， 贾　瑞

(1.吉林大学建设工程学院，吉林 长春 130026； 2.油页岩地下原位转化与钻采技术国家地方联合实验室，吉林 长春 130026； 3.贵州省交通规划勘察设计研究院股份有限公司，贵州 贵阳 550001)

0　引言

随着社会的发展，能源需求持续上涨，油气资源已成为制约我国工业化和城市化的重要因素。2016年我国的能源消费结构中，煤炭资源消耗占70%，比重过大，能源结构不合理；自1993年起，我国石油消耗量已大于生产量，至2017年中国石油对外依存度已达到67.4%，进口3.96亿t[1-2]。我国急需加大非常规能源的开发利用来确保国家能源安全。

油页岩又称油母页岩，是沉积岩的一种，油页岩的含油率3.5%～30%，由有机物和无机物组成；发热量≥4.19 kJ·kg-1，其资源量大、前景好而被认为是重要的替代能源[3-5]。我国油页岩矿藏丰富，埋深<1 km且含油率>3.5%的油页岩资源量为7199.37亿t，高居世界第二[6]。因此，进行油页岩原位裂解技术的系列研究对我国的经济建设和能源安全十分重要。

油页岩开发技术分为：地上干馏技术和地下原位裂解技术。油页岩地上干馏技术是指将油页岩矿从地下开采至地面，油页岩内的干酪根在地表干馏设备中进行裂解，生成页岩油、气，虽然该技术较为成熟，但存在环境污染大、利用率低、成本极高、废渣多、占地面积大等缺点[7-8]。地下原位裂解技术是指：通过钻井的方式，在地下建立反应区域并加热油页岩层，油页岩层加热至300 ℃时开始裂解生成页岩油、气，然后通过开采井将产物输运至地表[9]，其工艺原理如图1所示。温度是影响油页岩裂解过程的首要因素，而在运输热载体的过程中，不可避免地会有热量损失，因此需要对注热管柱采取适当的保温措施以减少热载体传输过程中的热量损失。

图1　油页岩原位转化工艺注热示意图

本文首先对比8种常用保温材料的导热性能，得到在高温条件下仍具有良好保温能力的材料，通过理论计算得到注热管柱的临界半径，再对注热管柱的实际物理模型进行网格划分，采用FLUENT分析注热管柱的传热特性，得到注热管柱的传热规律；最后在野外试验中对注热管柱的传热规律及其保温效果进行验证。

1　油页岩原位裂解注热管柱设计

1.1　保温材料选择

为减少注热管柱的热损失，在其外表面包裹一层保温材料，保温材料导热系数≤0.12 W/(m·K)[10-13]。选择8种常用的保温材料，绘制其热传导系数随温度变化曲线(见图2)，可以看出GR10型气凝胶毡导热系数低，为0.020 W/(m·K)(常温)，比热容为501 J/(kg·℃)，最高可耐800 ℃高温(可满足原位裂解的温度要求)，且导热系数随温度无剧烈变化。因此采用GR10型气凝胶毡用作注热管柱保温结构的首选材料，厚度为6 mm。

1.2　保温结构设计

注热管为圆筒输热管，其保温性能与保温层厚度之间并非直线关系，而是存在着一个临界绝热半径rcr：

rcr=k/h

(1)

图2　8种保温材料热传导系数随温度变化的曲线

式中：k——保温层的热导率，气凝胶GR10导热率为0.020 W/(m·K)；h——保温层外表面的对流换热系数，空气中的自然对流约为10 W/(m2·K)。

当保温层外半径r小于临界绝热半径rcr时，总热阻随着保温层厚度的增加而减少，此时保温层厚度越厚，隔热效果越差；当保温层外径r大于临界绝热半径rcr时，总热阻随着保温层厚度的增加而增大，此时保温层厚度越厚，隔热效果越好[14]。

气凝胶GR10的临界隔热半径为rcr=k/h=0.02/10=0.002 m。下入注热管柱的管道为内径124 mm的套管，因此保温注热管柱的外径应小于124 mm，在此条件下保温材料越厚越好。因此选取45号Ø32 mm的钢管作为注热管柱的基础材料，在注热管柱外表面均匀缠绕4层GR10型气凝胶毡(每层厚6 mm，4层共厚24 mm)，结构如图3所示。

图3　高温保温注热管柱结构图

2　油页岩原位裂解注热管柱传热数值模拟

2.1　建立模型与网格划分

农安油页岩地下原位裂解先导试验工程选址于吉林省农安县，位于松辽盆地腹地，油页岩赋存条件良好，油页岩埋深为64.8～72.0 m，油页岩的上覆地层大部分为泥岩。从地表向油页岩层钻竖直井，建立地表和油页岩层之间的通道，在钻孔内壁下入内径为124 mm的套管，注热管柱外壁和套管内壁之间充满N2。金属的导热系数较大，因此在注热过程中的热损失可忽略，注热时注热管路在注热井中的简化模型如图4所示。

图4　注热管柱注热物理模型

采用HYPERMESH划分模型网格，模型网格的长宽比极小，故只能展示物理模型的部分网格，如图5所示。数值模拟中涉及的气凝胶GR10和泥岩的物性参数如表1所示。在试验工况下，N2应视为压缩流体，因此注热管柱入口设置为质量流量入口，出口为自由出流。

图5　注热管柱注热模型网格

参 数密度/(kg·m-3)比热容/〔J·(kg·℃)-1〕导热系数/〔W·(m·K)-1〕泥岩200011901.19气凝胶GR102205010.02

2.2　模拟结果及数据分析

数值模拟条件：N2注入温度为500 ℃；注入流量分别为50、70、100、120和140 Nm3/h。获取N2不同注入流量下注热管柱N2的出口(即注热井的孔底)温度。

原位裂解过程中，热载体的最终稳定温度和热载体的升温速率是影响油页岩原位裂解的重要参数。通过数值模拟得到不同N2注入量下注热管柱出口温度随时间的变化曲线，如图6所示。从图中可看出，当N2注入量为50 Nm3/h时，注热管柱的出口温度在250 min后开始增长，经过950 min后，在1200 min后达到稳定温度417 ℃；当注气流量为70 Nm3/h时，出口温度在120 min后开始增长，经过480 min后，在600 min后达到稳定温度428 ℃；当N2注入量为100 Nm3/h时，出口温度在105 min后开始增长，经过395 min后，在500 min后达到稳定温度437 ℃；当N2注入量为120 Nm3/h时，出口温度在100 min后开始增长，在480 min后达到稳定温度437 ℃；当N2注入量为140Nm3/h时，出口温度在95min后开始增长，在420 min后达到稳定温度451 ℃。

图6　注热管柱出口温度随时间的变化曲线

注气的流量越大，注热管柱出口开始升温的时间越短，达到稳定温度的时间也就越短，加热速率越快，最终稳定的温度也就越高，对油页岩原位裂解也越有利。

从图6中还可以看出，N2在注热管柱的出口温度在注热开始一段时间后才开始升高，以140 Nm3/h注入流量为例，得到注热管柱在不同注热时间的温度云图，如图7所示。从图中可以看出在加热95 min时，注热管柱进出口温差较大，这是由于N2流经70 m的注热管柱需要一定时间，流量越大N2在注热管柱中停留的时间越短，管柱出口温度开始上升也就越快；从120、240和420 min的温度云图可以看出，在加热过程中管柱进口和出口的温差较小，保温层保温效果较好。

图7　140 Nm3/h流量N2不同注热时间温度云图

通过数值模拟分析可知，注热管柱在长为70 m、外径为32 mm，均匀缠绕4层纳米气凝胶GR10，N2入口温度为500 ℃的情况下，尽管注入流量不同，但注热管柱出口的N2温度在注热一段时间后均可达到400 ℃以上，能满足油页岩原位裂解的要求。

3　油页岩原位裂解野外试验

3.1　安装保温注热管

在吉林省长春市农安县进行了油页岩原位裂解先导试验工程，采用本文设计的保温注热管柱进行高温N2的注热试验。

在完成注热井和开采井的施工后，进行射孔和水力压裂，使两井贯通[15-16]。根据文中的设计制作保温注热管柱，在管柱底部1 m内设置32个8 mm的孔作为排气口，管柱下入注热井内，为保证同心度每隔12 m安装1个Ø115 mm三翼扶正器，共安装6个，下管时保证最后1 m的排气段正对着注热井的射孔段。

3.2　注热试验

3.2.1数据采集

采用PT100型温度传感器对试验过程中6个关键温度参数进行采集，具体包括：一级换热器N2出口温度T1、注热管柱N2入口温度T2、N2在注热井井底的温度T3、注热井井壁周围的岩层温度T4、N2在开采井井底温度T5以及开采井井壁周围的岩层温度T6。

数据采用无纸记录仪采集，并同时用DTM软件实时显示在计算机上，以及时了解加热情况并及时调节参数。

3.2.2试验数据分析

原位裂解试验从2015年6月3日开始。由注热井向油页岩层注入高温N2。注入流量120～140 m3/h。试验过程中各关键点的温度变化如图8所示，气体温度在0～2 d为300 ℃，3～6 d为350 ℃，6～8 d为400 ℃，9 d为450 ℃，10 d以后为500 ℃。由图8可知，注热井的N2入口温度T2随着一级换热器的N2出口温度T1的变化而波动；而热载体经注热井中的注热管柱到达孔底后，热载体的孔底温度T3同样随着T2和T1的变化而变化。加热10 d后，T1和T2的温度在450～500 ℃，T3为400～420 ℃。随着N2注入温度的升高，注热井井壁周围的岩层温度T4、N2在开采井孔底的温度T5和开采井井壁周围的岩层温度T6也在不断升高。

野外试验的注热过程中，全程开启在线分析仪，测试油页岩原位裂解的产物成分，重点监测产物中碳氢化合物(HC)的含量，数据提取间隔为0.5h。

图8　加热试验温度变化曲线

图9为裂解产物成分含量曲线图。从裂解产物成分含量的变化中可以得到，从注热开始至注热第10 d，HC含量随时间的增加而逐渐升高；油页岩层加热至第8 d时，HC的含量已大于10%，这表明油页岩层中的干酪根已开始裂解，第10 d裂解产物中的HC含量达到最大值40%。

图9　裂解产物成分含量曲线

野外试验中，注热与裂解产物的分离过程同步进行，在加热至17 d后，从裂解产物中成功提取油页岩油，如图10所示。这表明设计的保温注热管柱能满足油页岩原位裂解的要求。

图10　成功裂解出的油页岩油

4　结论

(1)根据油页岩原位裂解的工艺要求，通过对8种保温材料的分析，确定了采用气凝胶GR10作为保温材料，并根据保温层的临界绝热半径和工程要求设计了保温注热管柱：外径32 mm钢管，在钢管外壁均匀缠绕4层共计24 mm的气凝胶。

(2)注热管柱进行数值分析表明，N2的注入流量对于注热过程有重要影响，注气流量越大，注热管柱出口温度达到稳定状态时的时间越短，出口最终的稳定温度也越高。同时，当N2注入温度为500 ℃的情况下，管柱出口温度在一定注气时间后均可达到400 ℃以上，能满足油页岩原位裂解的要求。

(3)采用本文设计的保温注热管柱在农安油页岩原位裂解先导试验工程中开展野外试验，在N2注入温度为500 ℃、注入流量为120～140 Nm3/h的工况下，N2孔底温度可达400～420 ℃。油页岩层加热8 d后，裂解产物中碳氢化合物的含量>10%，这表明油页岩层中的干酪根开始裂解，最终成功获得油页岩油，表明设计的保温注热管柱能满足油页岩原位裂解的要求。