海上某油田聚合物驱烟气余热再利用可行性研究

刘 斌 宫平志 王 刚 刘喜林 魏 舒

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)



海上某油田聚合物驱烟气余热再利用可行性研究

刘 斌 宫平志 王 刚 刘喜林 魏 舒

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院， 天津 300452)

为进一步改善稠油油藏化学驱开发效果，实现废弃能源的有效利用，对海上稠油油田烟气余热辅助聚合物驱可行性进行评价。结果表明，井口注入流体的温度越高，到油层后流体温度下降越快；利用烟气余热加热后，注入温度达到80 ℃时，采收率最高，比正常情况注入时的采收率提高了8.8%。

平台烟气余热； 井底流体温度； 聚合物驱； 采收率； 物理模拟

海上平台排放的烟气中残余热量占燃料发热总量的50%～60%，可见烟气余热潜力巨大，受海上平台设计及空间限制，安装烟气余热回收系统，能够有效回收热量，提高能源利用率[1-2]。其原理为通过换热介质，加热注入水、聚合物溶液等生产流程上的流体，改善注入流体性能；注入流体温度高于地层温度时，加热地层原油致使黏度降低，改善流度比[3-4]，但注入温度过高，也会使聚合物分子链断裂，聚合物溶液性能变差，导致开发效果变差。目前利用海上平台烟气余热实施聚合物驱的研究相对较少，聚合物驱开发效果能否改善，需要通过室内实验进行评价，计算加热后流体从井口经井筒热损失后，到井底的实际温度；研究不同井底温度对聚合物驱效果的影响。本次研究对于海上油田提高废物循环利用、节能减排、提高油田开发效果具有重要意义。

1 井底流体温度计算

在注入加热流体的过程中，由于井筒内流体与地层存在温度差，会产生热量损失，并且热损失主要发生在井筒段，因此，准确计算井底处流体温度对于聚合物驱效果影响具有重要意义[5-7]。渤海某油田X区注水井注水温度为60 ℃，余热回收系统最高可将注水温度提高20 ℃。因此，井口流体注入温度最高为80 ℃，地层温度按照测试温度64 ℃设置。

1.1 单井建模过程

根据渤海某油田X区注水井的基本信息(见表1)，井口注入温度为80 ℃，运用Wellflo软件中的Injection模块进行井底温度的计算。

1.2 计算方法

基于Ramey和Willhite热损失计算模型，建立了井筒温度计算方法：

其中，

式中:Tf—— 井筒温度，℃；

Tei—— 任意深度原始地层温度，℃；

A—— 松弛距离，m；

zbh—— 总井深，m；

θ—— 管斜度，(°)；

gc—— 换算因子，kg·m/(N·S2)；

Cpm—— 井筒流体热容量，J/℃；

φ—— 结合焦耳-汤普森和动能效应的参数；

gT—— 低温梯度，℃/m；

Teibh—— 原始井底地层温度，℃；

Z—— 从地表计算的井深，m；

W—— 总流体流速，kg/s；

ke—— 地层传导率，W/(m·℃)；

rto—— 油管外半径，m；

Uto—— 总传热系数，W/(m2·℃)；

Tebh—— 井底地层温度，℃；

Tfbh—— 井底处井筒温度，℃；

TD—— 无因次温度。

表1 渤海某油田X区注水井基本信息

在已知注水井井筒结构参数(井斜深、井垂深、井斜角)、地层参数(地层温度、地层压力)、流体注入参数(注入量、注入温度)、环境参数(水温、环境温度)的条件下，可计算出注水井井底处注入流体的温度。

1.3 计算结果

利用Wellflo软件，取地层温度为64 ℃、不同的井口注入温度(60、70、80 ℃)计算注水井井底处注入流体的温度，以井口注入温度80 ℃、地层温度 64 ℃为例，计算结果见表2。

表2 渤海某油田X区注水井井底流体温度计算结果

当井口注入流体温度为80 ℃时，渤海某油田X区注水井井底处注入流体的平均温度为71 ℃。采用相同的方法计算不同注入流体井口温度对应的井底的流体温度，计算结果见表3。

表3 不同流体井口温度对应的井底流体温度

随着井口温度逐渐升高，井底温度也逐渐升高，且井筒热损失逐渐增大。

2 井底流体温度对聚合物驱的影响

聚合物溶液经加热后注入地层，会对近井范围内的地层产生热传导，致使岩石膨胀及原油降黏，可有效改善聚驱的驱油效果，但随着聚合物溶液体系温度的升高，自身特性会发生变化，如黏度降低等。因此，研究不同井底流体温度对聚合物驱效果的影响是十分必要的。

2.1 实验模型

根据渤海某油田渗透率分布制做人造均质岩心，岩心规格为30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm，图1为实验用岩心模型设计示意图。

图1 实验用岩心模型设计示意图

(1) 实验用油：采用现场地面脱气原油与航空煤油按一定比例调和而成的模拟油，65 ℃下黏度为75.3 mPa·s。

(2) 实验用水：根据现场注入水矿化度配制相近矿化度的模拟水，总矿化度为9 857.1 mg/L，离子组成见表4。

表4 模拟水离子中各离子质量浓度 mgL

表4 模拟水离子中各离子质量浓度 mgL

ωCa2+ωMg2+ωNa+ωHCO3-ωCl-ωSO42-总矿化度278.3300.83100.4320.75775.481.59857.1

(3) 实验化学剂：疏水缔合聚合物(简称AP-P4)，固含量为88%，相对分子质量为1 200×104。

配制聚合物溶液步骤：(1) 配制浓度5 000 mg/L的母液，在油藏温度65 ℃的恒温箱中老化12 h；(2) 将完成老化的母液浓度稀释成1 750 mg/L的目的液，再放置在65 ℃恒温箱中老化3～4 h。

2.3 实验装置

岩心驱替系统、真空泵、ISCO泵(工作压力：0～68.0 MPa；速度精度：0.001mL/min)、压力传感器、恒温箱(精度0.1 ℃)、油水计量系统(精度0.01 mL)等实验设备。

2.4 实验方案

不同温度下(56 ℃、66 ℃、71 ℃)均为注聚合物0.3PV，再后续水驱至综合含水率98%时结束。

2.5 实验步骤

(1) 岩心抽空、饱和水，测定孔隙体积，计算孔隙度；

(2) 建立饱和油原始状态，测定原始含油量，计算原始含油饱和度，束缚水饱和度；

(3) 老化24 h后，水驱至综合含水率98%；

(4) 注聚合物0.3 PV，再后续水驱至综合含水率98%。

3 实验结果及分析

液体不同注入温度时参数对比见表5。

表5 液体不同注入温度时参数对比

液体注入温度为71℃时，其采收率最高，为60.5%；水驱采收率和聚驱提高采收率也最高，分别为39.5%和14.8%。

液体不同注入温度下注入PV数与含水率、采出程度的关系曲线见图2。

图2 液体不同注入温度下注入PV数与含水率、采出程度的关系曲线

(1) 水驱阶段。随着注入液体温度的升高，无水采收期延长，含水上升幅度变缓。主要是因为储层中原油逐渐被加热，稠油的黏度对温度十分敏感，致使储层原油黏度不断降低，流动性变好，油水黏度比下降明显，注入水前缘推进速度变缓，改善水油流度比，驱替更均匀，黏性指进得到抑制，从而延长了无水采收期，减缓了含水上升速度。

(2) 聚驱阶段。分析认为，注入液体到井底的温度为66 ℃，与储层温度64 ℃相差不大，储层加热作用较弱，故储层未发生热膨胀作用，而随着温度的升高，聚合物受热降解，自身分子结构被破坏，体系黏度有所下降，造成驱替相聚合物溶液体系与被驱替相储层原油流度比下降，导致采收率下降。

(3) 后续水驱阶段。在后续水驱阶段，液体不同注入温度下，含水率均有不同程度的下降，随着温度逐渐升高，含水率下降幅度不断减小，达到最低含水率值后，上升速度明显加快。分析认为，聚合物体系在高温条件下，自身分子结构受到一定程度的破坏，导致不能维持较高的体系黏度，难以对储层中大孔隙进行有效封堵，无法建立较高的残余阻力系数，注入水较易突破，含水上升快。

4 结 论

(1) 当井口注入液体温度分别为60、70、80 ℃时，液体经井筒至地层后，温度分别降为56、66、71 ℃，且注入液体温度越高，温度下降越多。

(2) 利用烟气余热加热后，液体注入温度达到80 ℃时，提高采收率最高，比未经加热正常注入时的采收率提高了8.8%。

(3) 利用平台烟气余热对聚合物溶液体系进行加热，可以一定程度改善聚驱效果，同时能够提高资源利用率，该方法可在海上平台推广。

[1] 杨树.海洋石油平台余热利用研究[J].船舶工程,2005,37(5):94-96.

[2] 欧光尧,陈炽彬,江陵.热油循环方法回收利用燃气透平机烟气余热：海上气田燃气透平机烟气余热的回收利用[J].天然气工业,2011,31(9):107-111.

[3] 陈涛平,刘继军.高凝油热水驱提高采收率实验[J].大庆石油学院学报,2008,32(4):45-48.

[4] 李菊花,凌建军.热水驱开采高凝油数模研究[J].特种油气藏,2000,7(2):25-27.

[5] 鲁港,李新强,杨兆臣,等.井筒热损失计算的改进算法[J].特种油气藏,2006,13(3):99-101.

[6] 曾玉强,李晓平,陈礼,等.注蒸汽开发稠油油藏中的井筒热损失分析[J].钻采工艺,2006,29(4):44-46.

[7] 王志国,马一太,李东明,等.注汽过程井筒传热及热损失计算方法研究[J].特种油气藏,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

国家科技重大专项“海上稠油油田高效开发示范工程”(2011ZX05057)

刘斌(1986 — )，男，硕士，工程师，研究方向为油气田开发。

TE357

A

1673-1980(2017)03-0031-04