CN103590788A - 一种组成可调节的多元热流体采油工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种组成可调节的多元热流体采油工艺，包括将空气产生的氧气与燃料和水一起加入到反应器中，氧气与燃料燃烧产生烟气和热，热将水加热生成热水/水蒸汽，烟气与热水/水蒸汽混合后形成多元热流体，其中通过控制加入到反应器中的氧气的纯度而获得具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体；接着，将具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体注入不同类型的油藏中进行采油。本发明的采油工艺可以根据不同类型的油藏，通过控制氧气的纯度来调节烟气中二氧化碳的比例，从而获得具有不同组成的多元热流体。因此，本发明的组成可调节的多元热流体采油工艺适用于多种不同类型的原油油藏，拓宽了多元热流体采油工艺的应用范围。
Description
技术领域
本发明涉及一种多元热流体采油工艺，且尤其涉及一种组成可调节的多元热流体采油工艺。
背景技术
稠油资源在世界范围内分布广泛，储量巨大，仅加拿大的稠油原始地址储量即达到4000亿立方米，是中东原油储量的2倍。但是稠油胶质沥青质含量高，粘度大，流动性差，采收困难。蒸汽热采是一种被证实的有效提高稠油采收率的方法。该方法是在地面通过蒸汽锅炉产生高温（300℃以上）蒸汽，再将蒸汽通过油管注入地层，蒸汽进入地层后冷凝放热，将地层岩石及流体加热。原油升温后粘度降低，流动性增加，易于产出。
油田所用蒸汽锅炉一般以重油（或原油）为燃料，燃烧产生的烟气直接排放。这种锅炉存在三个问题：首先，燃料燃烧产生大量的二氧化碳，直接排放会产生温室效应；其次，原油未经深化加工直接燃烧会产生大量酸性气体（SO2和NOx），造成严重的环境污染；最后，有部分热能被废气带走，热能利用率低，目前油田注汽锅炉的热效率只有80%～87%。若一口热采井需要注入3000t蒸汽，则需要燃烧180t原油，产生560t二氧化碳、1.8t二氧化硫（原油含硫按质量计1%）、0.47t NOx，这些气体直接排放会造成环境问题，回收又大大增加采油成本。
有研究表明，向蒸汽中添加二氧化碳、氮气等非凝析气体形成多元热流体可以提高热采产量。这是因为，二氧化碳进入油层后易溶于原油中，对稠油具有显著降粘作用，二氧化碳溶解于水之后形成的碳酸对地层具有解堵作用；而氮气难于压缩，进入油层后具有扩大多元热流体的地下波及范围、对地层增能保压、提高热采过程中回采水率的作用。
最新的研究表明将燃料与空气直接燃烧产生的烟气与水蒸汽混合后形成多元热流体注入油藏中，可以解决传统蒸汽锅炉所面临的三个问题，既能够降低有害气体排放、增加热能利用率，又可以将烟气有效利用，提高稠油热采产量。
然而，由于燃料与空气直接燃烧产生的烟气组成较为固定，即烟气的主要成分二氧化碳和氮气的质量比是固定的，不能随意改变，因此烟气与水蒸汽混合后形成的多元热流体具有固定的组成，即具有固定的二氧化碳、氮气与水蒸汽的质量比。二氧化碳可以易溶于原油油藏中起降粘的作用，从而提高油藏采收率。而氮气在原油及地层水中溶解能力较弱，进入地层后以游离气体形式存在，这会降低油藏的平均温度，弱化降粘作用的效果，从而影响热采效果，但氮气另一方面却可以增加地层能量，扩大加热范围，对提高原油热采效果也具有积极的作用。对于开采粘度较高的原油来说，降低粘度最为重要；而对于开采粘度较低且油藏亏空明显的原油来说，补充地层能量更为重要。因此，在开发不同类型的油藏时，除了对温度进行调整外，还应该对多元热流体的组成进行调整，以获得最佳的热采效果。显然，现有的多元热流体采油工艺因多元热流体的组成相对固定，无法针对不同类型的油藏进行组成调节，因而无法获得实现不同类型油藏的最佳热采效果所应具有的最佳组成的多元热流体，从而使现有的多元热流体采油工艺的应用范围和效益受到限制。
因此，需要一种组成可调节的多元热流体采油工艺以适应多种不同类型原油油藏的开采并均获得极佳的热采效果和采收率。
发明内容
本发明的目的是提供一种组成可调节的多元热流体采油工艺。
本发明所述的一种组成可调节的多元热流体采油工艺包括将空气产生的氧气与燃料和水一起加入到反应器中，氧气与燃料燃烧产生烟气和热，热将水加热生成热水/水蒸汽，所产生的烟气与热水/水蒸汽混合后形成多元热流体，其中通过控制加入到所述反应器中的氧气的纯度而获得具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体；接着，将所述具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体注入不同类型的油藏中进行采油。
在本发明的一个实施方案中，控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为50%-90%，获得具有质量比为0.20-0.37的烟气与水蒸汽的多元热流体，将温度在250℃-350℃的所述多元热流体注入粘度＞10000mP·s的油藏中，采用多元热流体辅助重力驱热采方式进行采油。
在本发明的一个实施方案中，控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为30%-50%，获得具有质量比为0.36-0.61的烟气与水蒸汽的多元热流体，将温度在250℃-350℃的所述多元热流体注入粘度在150-10000mPa·s的油藏中，采用多元热流体吞吐热采方式进行采油。
在本发明的一个实施方案中，控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为21%-30%，获得具有质量比为0.31-0.62的烟气与热水的多元热流体，将温度在150℃-250℃的所述多元热流体注入粘度在50-150mPa·s的油藏中，采用多元热流体驱热采方式进行采油。
正如本文中使用的，术语“燃料”包括本领域常用的燃料，包括但不限于柴油、天然气等。
正如本文中使用的，术语“烟气”指的是燃料与空气/氧气燃烧生成的气态燃烧产物，主要包括二氧化碳、氮气等。
在本发明的采油工艺中，由空气产生氧气可以采用本领域常用的制氧方法，如可以采用将加压空气供给到制氧设备，如变压吸附设备来产生不同纯度的氧气。
在本发明的采油工艺中，所采用的反应器可以是多元热流体发生器，如可以采用江苏大江石油科技有限公司II型多元热流体发生器。
在本发明的一个实施方案中，可以采用本领域常用的方式将所得到的组成可调节的多元热流体注入原油油藏中，如可以采用油管注入方式。
多元热流体的注入温度可以根据原油的油藏条件来确定，一般在120-350℃。多元热流体的注入速度一般根据设备能力、注入压力及油藏破裂压力确定，一般在保证注入压力不超过破裂压力的前提条件下，尽可能提高注入速度，缩短作业周期，例如多元热流体的注入速度一般在150m3/d-350m3/d。
针对不同类型的原油油藏，本发明可以通过所制得的不同纯度的氧气来调节烟气中的二氧化碳的含量，从而调节烟气（氮气、二氧化碳）与热水/水蒸汽的比。
在对粘度＞10000mP·s的油藏进行多元热流体辅助重力驱热采方式时，原油粘度和形成蒸汽腔是关键。增加多元热流体中的二氧化碳比例、提高多元热流体的温度可以有效降低稠油粘度。氮气比例增加虽然可以扩大蒸汽腔的体积，但同时也降低了蒸汽腔的温度。因此，多元热流体中烟气与水蒸汽的质量比应该在0.20-0.37之间，这通过控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为50%～90%来实现。
在对粘度150-10000mP·s的油藏进行多元热流体吞吐热采方式时，随着吞吐轮次的增加，地层压力逐渐降低，吞吐效果变差。为了补充地层能量，需要适当增加多元热流体中氮气比例，增加地层压力。但为了不使氮气影响地层平均温度，氮气比例亦不应过大。因此，多元热流体中烟气与水蒸汽的质量比应该在0.36-0.61之间，这通过控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为30%-50%来实现。
在对粘度50-150mP·s的油藏进行多元热流体驱热采方式时，需要尽量增加多元热流体中氮气比例提高驱替的波及系数，而多元热流体温度不宜过高（多元热流体温度过高，进入油藏后热量被水吸收，其加热能力有限）。因此，多元热流体中烟气与热水的质量比应该在0.31-0.62之间，这通过控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为21%-30%来实现。
本发明的组成可调节的多元热流体采油工艺不仅具有常规的多元热流体采油工艺所具有的零废气排放、热效率高、蒸汽热采效果提高的优势外，更重要地是本发明的采油工艺能够通过简单、连续地调节氧气纯度进而来连续调节烟气中二氧化碳的含量，如通过增加氧气浓度来降低多元热流体中二氧化碳的含量，因此能够根据不同的原油油藏特点和采油方式，对多元热流体的组成进行优化，从而为不同类型的原油热采提供最佳组成的多元热流体，最大程度地发挥热采效果，以最少的投入获得最大的收益。
附图说明
图1是根据本发明的一个实施方案的组成可调节的多元热流体采油工艺的示意性流程图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明作进一步的详细描述，以使本领域技术人员能够实践本发明。应当理解，可以采用其他实施方式，并且可以做出适当的改变而不偏离本发明的精神或范围。为了避免对于使本领域技术人员能够实践本发明来说不必要的细节，说明书可能省略了对于本领域技术人员来说已知的某些信息。因此，以下详细描述不应以限制性的意义来理解，且本发明的范围仅由所附权利要求界定。
实施例1：
稠油油藏粘度为19000mPa·s，属于特稠油油藏。该油藏埋深1100m，渗透率1000mD，油层厚度70m，经降压开采后油藏压力4.5MPa。针对此粘度的油藏，采用双水平井进行多元热流体辅助重力驱热采，设定多元热流体的温度为270℃，水平段长度200m。
参见图1，利用空气压缩机1（英格索兰V160-12型空压机）将空气压缩至1.0MPa，接着压缩空气经过变压吸附（PSA）制氧设备2（无锡市中瑞空分设备有限公司生产的变压吸附（PSA）制氧设备A004）得到压力为0.2-0.3MPa、纯度85%的氧气。将该纯度85%的氧气经增压机3（德国宝华K52.14型增压机）加压至21Mpa后注入到多元热流体发生器4（江苏大江石油科技有限公司II型多元热流体发生器）中，同时向多元热流体发生器4中注入质量比为25.2的水和柴油，并使注入的氧气与柴油的质量比为14.6。氧气和柴油在多元热流体发生器4中混合燃烧产生烟气，同时燃烧产生的热将注入的水加热成水蒸汽，烟气与水蒸汽混合后得到具有烟气与水蒸汽的质量比为0.21的多元热流体。接着，将此多元热流体经过注入井注入油藏，最终从生产井产出。通过数值模拟软件CMG计算出最终油藏采收率达到56.7%。
实施例2：
稠油油藏粘度为2200mPa·s，油藏埋深1000m，油层渗透率4500mD，油层厚度10m，油藏中部压力10MPa。针对此粘度的油藏，采用水平井对该油藏进行多元热流体吞吐热采，水平段长度300m，设定多元热流体的温度为310℃，则加入到多元热流体发生器4中的水与柴油的质量比为14.3，并使注入的氧气与柴油的质量比为14.6，控制加入到多元热流体发生器4中的氧气纯度为40%，从而得到烟气与水蒸汽的质量比为0.45的多元热流体，然后将此多元热流体经过注入井注入油藏进行采油，通过数值模拟软件CMG计算出最终油藏采收率达到25.2%。
实施例3：
原油油藏粘度为80mPa·s，油藏埋深950m，油层渗透率4200mD，油层厚度8m，油藏中部压力9MPa。针对此粘度的油藏，采用水平井对该油藏进行多元热流体驱热采，设定多元热流体的温度为150℃，则加入到多元热流体发生器4中的水与柴油的质量比为74.1，并使注入的氧气与柴油的质量比为14.6，控制加入到多元热流体发生器4中的氧气纯度为25%，从而得到烟气与热水的质量比为0.52的多元热流体，然后将此多元热流体经过注入井注入油藏进行采油，通过数值模拟软件CMG计算出最终油藏采收率达到38.3%。
从以上实施例可以看出，本发明的经改进的组成可调节的多元热流体采油工艺在应用于开采粘度＞10000mP·s的特稠油藏到粘度50mP·s左右的常规油藏时均获得了增强的热采效果和较高的采收率，因而极大地拓宽了现有的组成固定的多元热流体采油工艺的油藏适用范围，取得了巨大的经济和社会效益。
综上所述，以上仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围，因此，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种组成可调节的多元热流体采油工艺，其包括将空气产生的氧气与燃料和水加入到反应器中，氧气与燃料燃烧产生烟气和热，热将水加热生成热水/水蒸汽，所产生的烟气与热水/水蒸汽混合后形成多元热流体，
其中通过控制加入到所述反应器中的氧气的纯度而获得具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体；接着，将所述具有不同质量比的烟气与热水/水蒸汽的多元热流体注入不同类型的油藏中进行采油。
2.如权利要求1所述的组成可调节的多元热流体采油工艺，其中控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为50%～90%，获得具有质量比为0.20-0.37的烟气与水蒸汽的多元热流体，将温度在250℃-350℃的所述多元热流体注入粘度＞10000mP·s的油藏中，采用多元热流体辅助重力驱热采方式进行采油。
3.如权利要求1所述的组成可调节的多元热流体采油工艺，其中控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为30%-50%，获得具有质量比为0.36-0.61的烟气与水蒸汽的多元热流体，将温度在250℃-350℃的所述多元热流体注入粘度在150-10000mPa·s的油藏中，采用多元热流体吞吐热采方式进行采油。
4.如权利要求1所述的组成可调节的多元热流体采油工艺，其中控制加入到所述反应器中的氧气的纯度为21%-30%，获得具有质量比为0.31-0.62的烟气与热水的多元热流体，将温度在150℃-250℃的所述多元热流体注入粘度在50-150mPa·s的油藏中，采用多元热流体驱热采方式进行采油。
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