劉 斌 宮平志 王 剛 劉喜林 魏 舒

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

?

海上某油田聚合物驅(qū)煙氣余熱再利用可行性研究

劉 斌 宮平志 王 剛 劉喜林 魏 舒

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

為進(jìn)一步改善稠油油藏化學(xué)驅(qū)開發(fā)效果，實現(xiàn)廢棄能源的有效利用，對海上稠油油田煙氣余熱輔助聚合物驅(qū)可行性進(jìn)行評價。結(jié)果表明，井口注入流體的溫度越高，到油層后流體溫度下降越快；利用煙氣余熱加熱后，注入溫度達(dá)到80 ℃時，采收率最高，比正常情況注入時的采收率提高了8.8%。

平臺煙氣余熱； 井底流體溫度； 聚合物驅(qū)； 采收率； 物理模擬

海上平臺排放的煙氣中殘余熱量占燃料發(fā)熱總量的50%～60%，可見煙氣余熱潛力巨大，受海上平臺設(shè)計及空間限制，安裝煙氣余熱回收系統(tǒng)，能夠有效回收熱量，提高能源利用率[1-2]。其原理為通過換熱介質(zhì)，加熱注入水、聚合物溶液等生產(chǎn)流程上的流體，改善注入流體性能；注入流體溫度高于地層溫度時，加熱地層原油致使黏度降低，改善流度比[3-4]，但注入溫度過高，也會使聚合物分子鏈斷裂，聚合物溶液性能變差，導(dǎo)致開發(fā)效果變差。目前利用海上平臺煙氣余熱實施聚合物驅(qū)的研究相對較少，聚合物驅(qū)開發(fā)效果能否改善，需要通過室內(nèi)實驗進(jìn)行評價，計算加熱后流體從井口經(jīng)井筒熱損失后，到井底的實際溫度；研究不同井底溫度對聚合物驅(qū)效果的影響。本次研究對于海上油田提高廢物循環(huán)利用、節(jié)能減排、提高油田開發(fā)效果具有重要意義。

1 井底流體溫度計算

在注入加熱流體的過程中，由于井筒內(nèi)流體與地層存在溫度差，會產(chǎn)生熱量損失，并且熱損失主要發(fā)生在井筒段，因此，準(zhǔn)確計算井底處流體溫度對于聚合物驅(qū)效果影響具有重要意義[5-7]。渤海某油田X區(qū)注水井注水溫度為60 ℃，余熱回收系統(tǒng)最高可將注水溫度提高20 ℃。因此，井口流體注入溫度最高為80 ℃，地層溫度按照測試溫度64 ℃設(shè)置。

1.1 單井建模過程

根據(jù)渤海某油田X區(qū)注水井的基本信息(見表1)，井口注入溫度為80 ℃，運用Wellflo軟件中的Injection模塊進(jìn)行井底溫度的計算。

1.2 計算方法

基于Ramey和Willhite熱損失計算模型，建立了井筒溫度計算方法：

其中，

式中:Tf—— 井筒溫度，℃；

Tei—— 任意深度原始地層溫度，℃；

A—— 松弛距離，m；

zbh—— 總井深，m；

θ—— 管斜度，(°)；

gc—— 換算因子，kg·m/(N·S2)；

Cpm—— 井筒流體熱容量，J/℃；

φ—— 結(jié)合焦耳-湯普森和動能效應(yīng)的參數(shù)；

gT—— 低溫梯度，℃/m；

Teibh—— 原始井底地層溫度，℃；

Z—— 從地表計算的井深，m；

W—— 總流體流速，kg/s；

ke—— 地層傳導(dǎo)率，W/(m·℃)；

rto—— 油管外半徑，m；

Uto—— 總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；

Tebh—— 井底地層溫度，℃；

Tfbh—— 井底處井筒溫度，℃；

TD—— 無因次溫度。

表1 渤海某油田X區(qū)注水井基本信息

在已知注水井井筒結(jié)構(gòu)參數(shù)(井斜深、井垂深、井斜角)、地層參數(shù)(地層溫度、地層壓力)、流體注入?yún)?shù)(注入量、注入溫度)、環(huán)境參數(shù)(水溫、環(huán)境溫度)的條件下，可計算出注水井井底處注入流體的溫度。

1.3 計算結(jié)果

利用Wellflo軟件，取地層溫度為64 ℃、不同的井口注入溫度(60、70、80 ℃)計算注水井井底處注入流體的溫度，以井口注入溫度80 ℃、地層溫度 64 ℃為例，計算結(jié)果見表2。

表2 渤海某油田X區(qū)注水井井底流體溫度計算結(jié)果

當(dāng)井口注入流體溫度為80 ℃時，渤海某油田X區(qū)注水井井底處注入流體的平均溫度為71 ℃。采用相同的方法計算不同注入流體井口溫度對應(yīng)的井底的流體溫度，計算結(jié)果見表3。

表3 不同流體井口溫度對應(yīng)的井底流體溫度

隨著井口溫度逐漸升高，井底溫度也逐漸升高，且井筒熱損失逐漸增大。

2 井底流體溫度對聚合物驅(qū)的影響

聚合物溶液經(jīng)加熱后注入地層，會對近井范圍內(nèi)的地層產(chǎn)生熱傳導(dǎo)，致使巖石膨脹及原油降黏，可有效改善聚驅(qū)的驅(qū)油效果，但隨著聚合物溶液體系溫度的升高，自身特性會發(fā)生變化，如黏度降低等。因此，研究不同井底流體溫度對聚合物驅(qū)效果的影響是十分必要的。

2.1 實驗?zāi)Ｐ?/p>

根據(jù)渤海某油田滲透率分布制做人造均質(zhì)巖心，巖心規(guī)格為30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm，圖1為實驗用巖心模型設(shè)計示意圖。

圖1 實驗用巖心模型設(shè)計示意圖

(1) 實驗用油：采用現(xiàn)場地面脫氣原油與航空煤油按一定比例調(diào)和而成的模擬油，65 ℃下黏度為75.3 mPa·s。

(2) 實驗用水：根據(jù)現(xiàn)場注入水礦化度配制相近礦化度的模擬水，總礦化度為9 857.1 mg/L，離子組成見表4。

表4 模擬水離子中各離子質(zhì)量濃度 mgL

表4 模擬水離子中各離子質(zhì)量濃度 mgL

ωCa2+ωMg2+ωNa+ωHCO3-ωCl-ωSO42-總礦化度278.3300.83100.4320.75775.481.59857.1

(3) 實驗化學(xué)劑：疏水締合聚合物(簡稱AP-P4)，固含量為88%，相對分子質(zhì)量為1 200×104。

配制聚合物溶液步驟：(1) 配制濃度5 000 mg/L的母液，在油藏溫度65 ℃的恒溫箱中老化12 h；(2) 將完成老化的母液濃度稀釋成1 750 mg/L的目的液，再放置在65 ℃恒溫箱中老化3～4 h。

2.3 實驗裝置

巖心驅(qū)替系統(tǒng)、真空泵、ISCO泵(工作壓力：0～68.0 MPa；速度精度：0.001mL/min)、壓力傳感器、恒溫箱(精度0.1 ℃)、油水計量系統(tǒng)(精度0.01 mL)等實驗設(shè)備。

2.4 實驗方案

不同溫度下(56 ℃、66 ℃、71 ℃)均為注聚合物0.3PV，再后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率98%時結(jié)束。

2.5 實驗步驟

(1) 巖心抽空、飽和水，測定孔隙體積，計算孔隙度；

(2) 建立飽和油原始狀態(tài)，測定原始含油量，計算原始含油飽和度，束縛水飽和度；

(3) 老化24 h后，水驅(qū)至綜合含水率98%；

(4) 注聚合物0.3 PV，再后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率98%。

3 實驗結(jié)果及分析

液體不同注入溫度時參數(shù)對比見表5。

表5 液體不同注入溫度時參數(shù)對比

液體注入溫度為71℃時，其采收率最高，為60.5%；水驅(qū)采收率和聚驅(qū)提高采收率也最高，分別為39.5%和14.8%。

液體不同注入溫度下注入PV數(shù)與含水率、采出程度的關(guān)系曲線見圖2。

圖2 液體不同注入溫度下注入PV數(shù)與含水率、采出程度的關(guān)系曲線

(1) 水驅(qū)階段。隨著注入液體溫度的升高，無水采收期延長，含水上升幅度變緩。主要是因為儲層中原油逐漸被加熱，稠油的黏度對溫度十分敏感，致使儲層原油黏度不斷降低，流動性變好，油水黏度比下降明顯，注入水前緣推進(jìn)速度變緩，改善水油流度比，驅(qū)替更均勻，黏性指進(jìn)得到抑制，從而延長了無水采收期，減緩了含水上升速度。

(2) 聚驅(qū)階段。分析認(rèn)為，注入液體到井底的溫度為66 ℃，與儲層溫度64 ℃相差不大，儲層加熱作用較弱，故儲層未發(fā)生熱膨脹作用，而隨著溫度的升高，聚合物受熱降解，自身分子結(jié)構(gòu)被破壞，體系黏度有所下降，造成驅(qū)替相聚合物溶液體系與被驅(qū)替相儲層原油流度比下降，導(dǎo)致采收率下降。

(3) 后續(xù)水驅(qū)階段。在后續(xù)水驅(qū)階段，液體不同注入溫度下，含水率均有不同程度的下降，隨著溫度逐漸升高，含水率下降幅度不斷減小，達(dá)到最低含水率值后，上升速度明顯加快。分析認(rèn)為，聚合物體系在高溫條件下，自身分子結(jié)構(gòu)受到一定程度的破壞，導(dǎo)致不能維持較高的體系黏度，難以對儲層中大孔隙進(jìn)行有效封堵，無法建立較高的殘余阻力系數(shù)，注入水較易突破，含水上升快。

4 結(jié) 論

(1) 當(dāng)井口注入液體溫度分別為60、70、80 ℃時，液體經(jīng)井筒至地層后，溫度分別降為56、66、71 ℃，且注入液體溫度越高，溫度下降越多。

(2) 利用煙氣余熱加熱后，液體注入溫度達(dá)到80 ℃時，提高采收率最高，比未經(jīng)加熱正常注入時的采收率提高了8.8%。

(3) 利用平臺煙氣余熱對聚合物溶液體系進(jìn)行加熱，可以一定程度改善聚驅(qū)效果，同時能夠提高資源利用率，該方法可在海上平臺推廣。

[1] 楊樹.海洋石油平臺余熱利用研究[J].船舶工程,2005,37(5):94-96.

[2] 歐光堯,陳熾彬,江陵.熱油循環(huán)方法回收利用燃?xì)馔钙綑C煙氣余熱：海上氣田燃?xì)馔钙綑C煙氣余熱的回收利用[J].天然氣工業(yè),2011,31(9):107-111.

[3] 陳濤平,劉繼軍.高凝油熱水驅(qū)提高采收率實驗[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報,2008,32(4):45-48.

[4] 李菊花,凌建軍.熱水驅(qū)開采高凝油數(shù)模研究[J].特種油氣藏,2000,7(2):25-27.

[5] 魯港,李新強,楊兆臣,等.井筒熱損失計算的改進(jìn)算法[J].特種油氣藏,2006,13(3):99-101.

[6] 曾玉強,李曉平,陳禮,等.注蒸汽開發(fā)稠油油藏中的井筒熱損失分析[J].鉆采工藝,2006,29(4):44-46.

[7] 王志國,馬一太,李東明,等.注汽過程井筒傳熱及熱損失計算方法研究[J].特種油氣藏,2003,10(5):38-41.

Feasibility Study on Waste Heat Reuse of Polymer Flooding in Offshore Oil Field

LIUBinGONGPingzhiWANGGangLIUXilinWEIShu

(Bohai Petroleum Research Institute of Tianjin Branch, CNOOC (China) Co. Ltd., Tianjin 300452, China)

In order to further improve the development effect of chemical flooding in heavy oil reservoir and to realize the effective utilization of waste energy, the feasibility of the auxiliary polymer flooding of heavy oil in the offshore oil field is evaluated in this paper. The results show that the higher the temperature of the injection fluid at wellhead, the greater the temperature drop at the reservoir. Heated by the waste heat of flue gas, when the injection temperature reached 80 degrees, the highest recovery rate can be achieved, and the recovery rate increases 8.8%.

platform flue-gas waste heat; the temperature of bottom-hole solution; polymer flooding; recovery efficiency; physical simulation

2016-12-18

國家科技重大專項“海上稠油油田高效開發(fā)示范工程”(2011ZX05057)

劉斌(1986 — )，男，碩士，工程師，研究方向為油氣田開發(fā)。

TE357

A

1673-1980(2017)03-0031-04