CN102635342A - 一种海上稠油热化学采油方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种海上稠油热化学采油方法。该方法包括如下步骤：用高温尾气或燃烧废热加热换热器中的注入水至150℃～200℃；然后由所述注入水在线携带表面活性剂，段塞注入催化剂溶液，二者注入稠油油层进行化学强化热力驱油。本发明提供的方法因地制宜，废热回收，节能利用，在线提升注入水温度实现低温热水驱油，条件更缓和(较传统稠油注蒸汽热力采油)，投入和维护费用更低，实现节能增效的海上稠油热化学驱油。

Description

一种海上稠油热化学采油方法

技术领域

本发明涉及一种海上稠油采油方法，特别涉及一种海上稠油热化学采油方法。

背景技术

我国海域蕴藏着丰富的油气资源，海上油田高效开发对国民经济发展和国家安全的重要性越来越显著。随着海上油田开发的不断深入，拟投产的油田类型越来越复杂，在生产的油田暴露出来的矛盾也逐渐增多。为了动用更多的储量、在海上平台寿命期内采出更多的原油，提高采收率技术对海上油田开发所起作用也就日趋重要。我国海上油田已发现稠油地质储量约占总地质储量的70％，其稠油采收率相对于陆地类似油田采收率还有较大差距，因此，海上稠油提高采收率潜力巨大。海上油田已在化学驱、气驱、微生物采油及热采等几大领域开展了大量工作，其中聚合物驱已经进入了井组试验阶段，二元复合驱、水气(伴生的富裕天然气)交替即将进入矿场试验，微生物采油技术已经在矿场进行了初步尝试，多元热流体技术也走向了矿场试验，但水驱和以聚合物驱(适宜稠油油层粘度＜100mPa·s)为代表的化学驱是目前我国海上稠油油田开发的主导技术之一，即稠油冷采方式，对于更高粘度(＞100mPa·s)稠油的注水开发采收率相对偏低。近年来，稠油敏感的粘温性使得热采技术备受关注，成为国内外提高稠油采收率领域的研究热点。常规的热采工艺普遍存在设备要求苛刻、耗能高、蒸汽发生器占地空间大、热量损失多及环境影响敏感等问题，鉴于海上平台多种因素限制，使得该技术目前在海上油田应用较少。

将稠油热采和冷采方式有机结合，优势互补，进一步提高海上稠油采收率，研究用于海上油田的热化学采油方法也是一个思路，热化学采油是改善单一热采效果的复合技术，中国专利申请200810015696.X公开了一种利用油溶性复合降粘剂和二氧化碳辅助水平井热采开发的热化学辅助强化蒸汽驱油方法，在稠油油藏油层下部钻水平井，周期性地将油溶性复合降粘剂、液态二氧化碳和蒸汽以段塞形式顺序注入水平井中，经过关井焖井、开井放喷后，在水平井内下泵连续采油。中国专利申请201010144443.X公开了一种稠油型油藏开采方法，向油层中加入化学剂和热流体，有效解决原油在油层中的沥青质相析出问题，使油层中的原油顺利渗流至油井，然后让原油从油井中升至地面，大幅降低稠油型油藏开采成本，延长油井生产周期，增加油井产量，提高油藏最终采收率。中国专利03137611.8公开了一种用于开采稠油的化学热稠油开采方法，将由一定质量浓度的双氧水加入适量稠化剂制成的氧化体系药液和由一定质量浓度的联氨加入适量稠化剂制成的还原体系药液按一定比例以段塞的形式注入地层，利用它们在地层中化学反应产生的热量和气体利于稠油开采。中国专利93102899.X公开了一种用于油田注水井的热化学助驱剂增注驱油方法，通过向注水井内同时注入亚硝酸钠水溶液和与之化学物质的量相同的铵盐水溶液，施工后关井待反应完成再恢复注水，在疏通地层、选择性调整注水井地层的吸水剖面和提高注水量、增强驱油增加油井产量等方面都具有较明显效果。曹斌等人(稠油注蒸汽化学辅助裂解降粘技术应用[J].中国高新技术企业，2009，(20)：64-65)结合曙光地区稠油物性，在催化作用下使注入油层的蒸汽与稠油在分子水平上发生化学变化，改变稠油重质组分含量，有效降低稠油粘度，经过现场应用取得了一定效果。刘洋等人(稠油注蒸汽层内化学辅助裂解降粘矿场先导性试验[J].内蒙古石油化工，2009，(4)：74-76)采用了注蒸汽层内化学辅助裂解降粘工艺，在胜利孤东油田2口超稠油井进行了注蒸汽层内化学辅助裂解降粘工艺先导性试验，结果表明注蒸汽层内化学辅助裂解降粘技术可以取代传统的蒸汽吞吐热力采油技术维持正常生产，试验油井降粘率达80％以上，单井日产油增产60％以上，降粘增油效果明显。Mbba等人报道在Midway Sunset油田进行过热-化学复合采油技术试验，有80％的试验井提高了产量。Shedid对使用蒸汽和低浓度碱表面活性剂混合物开采更多原油的优化蒸汽驱工艺进行过探索。美国专利P5891829以及研究较多的水热裂解技术报道了稠油井下改质的方法，使稠油粘度降低。纵观所有的稠油热化学采油技术，当前热力提供多为蒸汽作热流体，温度较低对辅助化学剂作用效果影响较大，且工艺同样存在设备要求苛刻、产生蒸汽耗能高、锅炉占地空间大、热量损失多及环境影响敏感等问题，对井深较大、空间或承重受限及受气候条件影响明显油田，技术实施往往较难兼顾热采和冷采方式采油甚至热能和化学剂在不同温度区二者共同起作用的效果。因此，有必要提供一种节能高效的海上稠油热化学采油方法。

发明内容

本发明的目的是提供一种节能高效的海上稠油热化学采油方法。

本发明提供的一种海上稠油热化学采油方法，包括如下步骤：用高温尾气或燃烧废热加热换热器中的注入水至150℃～200℃；然后向所述注入水中加入表面活性剂和/或催化剂后注入稠油油层进行驱油。

上述的采油方法中，所述换热器中的注入水的压力大于1.6MPa时，可使所述换热器中的注入水的温度升至150℃～200℃。

上述的采油方法中，所述高温尾气可为内燃机或透平发电机的高温尾气；所述燃烧废热可为油田排空伴生气燃烧废热，从而可以因地制宜，废热回收，节能利用。

上述的采油方法中，所述表面活性剂具体为石油酸盐表面活性剂；所述石油酸盐表面活性剂可由稠油与脱酸剂经反应得到。

上述的采油方法中，所述脱酸剂与所述稠油中酸的摩尔份数比可为(1.1～1.5)∶1，具体可为1.1∶1、1.3∶1或1.5∶1。

上述的采油方法中，所述脱酸剂可为有机胺和碱性盐类中至少一种的乙醇水溶液。

上述的采油方法中，所述有机胺具体可为聚乙烯胺或乙醇胺；所述碱性盐类具体可为碳酸铵、碳酸氢钠、碳酸钠或醋酸钠。

本发明的方法采用石油酸盐表面活性剂作为乳化剂比市售表面活性剂价格更低廉，其亲油基来源于稠油，与目标稠油结构相似，对稠油起到更好的乳化降粘效果；另外，脱酸剂中富余的有机胺或碱性盐类在水驱油过程中还可进一步生成表面活性剂来强化驱油效果。

上述的采油方法中，所述催化剂可为无机盐与过渡金属有机酸盐和离子液体中至少一种的混合物；

所述无机盐可为碳酸氢铵、碳酸铵、碳酸氢钠、氯化铵和亚硝酸钠中至少一种；

所述过渡金属有机酸盐可为铁、钴、镍、锰、铜、钌和钯中至少一种金属离子的草酸盐、油酸盐、乙酸盐、苯甲酸盐或邻苯二甲酸盐；

所述离子液体可为铜、镍、锡、钌、钯、钼、铁和锌中至少一种金属离子的烷基咪唑类离子液体或季铵盐类离子液体。

上述的采油方法中，所述表面活性剂、催化剂与注入水的总质量份数比可为(0.007～0.009)∶(0.042～0.05)∶1，具体可为0.007∶0.042∶1、0.0075∶0.045∶1或0.009∶0.05∶1，所述表面活性剂以其中固含量计。

本发明提供的海上稠油热化学采油方法，与现有技术相比，具有以下优点：(1)利用原油在线脱酸工艺生成石油酸盐表面活性剂，其作为乳化剂比市售表面活性剂价格更低廉，其亲油基来源于原油，与稠油结构相似，对稠油起到更好的乳化降粘效果；另外，脱酸剂中富余无机碱在水驱油过程中可进一步生成表面活性剂来强化驱油效果；(2)针对海上注水开发油田，平台存在的内燃机(或透平发电机)高温尾气或油田排空伴生气，其热值巨大，未二次利用而完全放空，造成资源极大浪费，因地制宜，废热回收，节能利用，在线提升注入水温度实现低温热水驱油，条件更缓和(较传统稠油注蒸汽热力采油)，投入和维护费用更低；(3)所用的催化剂成本低，较水热裂解和其它的化学辅助注蒸汽采油催化剂，其活化温度更低，热水具有的能量即可激发催化剂活性，催化剂助于实现以下效果：一是促使油层稠油组分改质轻质化，以及体系伴随产气(有搅拌效果)增强油水乳化等作用；二是轻质化油推进过程中对后驱稠油还存在稀油稀释作用；(4)本发明实施过程中，较高温度区(＞80℃)催化剂具有活性，驱油可借助稠油高温降粘、组分改质和产气增强油水乳化等作用，较低温度区(＜80℃)可借助石油酸盐表面活性剂继续强化热水驱效果；同时，经过较高温度驱油区催化剂对稠油的改质作用后，使得较低温度区驱油还存在一定的稀油稀释和气驱作用。该方法尽管热流体温度降低，但同样实现了不同温度区多种驱油方式的结合，并且兼顾了稠油热采和冷采作用互为补充、共同发挥作用的效果，由此缓解了传统的化学辅助蒸汽驱化学剂对温度的苛刻要求或单一的冷采方式采油收率相对偏低等问题；(5)本发明的改进型热力采油方法工艺流程简单，实施费用低。

附图说明

图1为本发明实施例的海上稠油热化学采油方法的流程图。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

实施例1、海上稠油热化学采油

利用图1所示流程进行海上稠油热化学采油。

在某油田现场内燃机尾部的出口处安装换热器(换热效率按80％计算)，以高温尾气16.5万m³/d计，调节换热器内水的流速为8.5m³/h，利用内燃机的高温尾气可在线加热注入水温度至150℃，此时，换热器内的压强为6.40MPa；采用4-1/2″真空隔热油管，控制单井注入水以7m³/h的流速注入稠油油层，1000m油层处近井地带注入水温度仍可保持140℃以上。由采油管汇出来的稠油经高效分离器油水沉降分离后得含水原油并注入在线混合器中；通过调节阀门1使储罐I中的碳酸钠-乙醇水溶液脱酸剂体系以5.0L/h的流速(该脱酸剂与原油中有机酸的摩尔比为1.1∶1)注入在线混合器中与原油混合，剂油搅拌混合后进行原油脱水，经电脱装置后分离下层水相(即石油酸盐表面活性剂的水溶液)进入储罐II；通过调节阀门2和3使储罐II中的石油酸盐表面活性剂水溶液和储罐III中的[Et₃NH]NiCl₃·Cu⁺与碳酸铵的混合溶液分别以0.5m³/h(可根据储罐II中的溶液量调节注入速度)和7m³/h(每4h段塞注入一次)的流速注入换热器与井筒相连通的管路中与注入水(150℃)混合，得到混合液体(其中，石油酸盐表面活性剂、离子液体和碳酸铵的混合物与注入水的质量份数比为0.007∶0.042∶1)，由井筒注入该混合液体到达油层(1000m目标油层深度)进行稠油开采。室内采用填砂管模型模拟该过程进行热化学驱油，驱替至产出液含水＞99.5％为止，驱油效率达到68.5％。

实施例2、海上稠油热化学采油

利用图1所示流程进行海上稠油热化学采油。

在某油田现场透平发电机尾部的出口处安装换热器(换热效率按80％计算)，以高温尾气16.5万m³/d计，调节换热器内水的流速为8.5m³/h，利用透平发电机的高温尾气可在线加热注入水温度至150℃，此时，换热器内的压强为6.40MPa；采用4-1/2″真空隔热油管，控制单井注入水以7m³/h的流速注入稠油油层，1000m油层处近井地带注入水温度仍可保持140℃以上。由采油管汇出来的稠油经高效分离器油水沉降分离后得含水原油并注入在线混合器中；通过调节阀门1使储罐I中乙醇胺-乙醇水溶液脱酸剂体系以5.0L/h的流速(该脱酸剂与原油中有机酸的摩尔比为1.5∶1)注入在线混合器中与原油混合，剂油搅拌混合后进行原油脱水，经电脱装置后分离下层水相(即石油酸盐表面活性剂的水溶液)进入储罐II；通过调节阀门2和3使储罐II中的石油酸盐表面活性剂水溶液和储罐III中的[Et₃NH]SnCl₃与碳酸铵的混合溶液分别以0.5m³/h(可根据储罐II中的溶液量调节注入速度)和7m³/h(每4h段塞注入一次)的流速注入换热器与井筒相连通的管路中与注入水(150℃)混合，得到混合液体(其中，石油酸盐表面活性剂、离子液体和碳酸铵的混合物与注入水的质量份数比为0.009∶0.05∶1)，由井筒注入该混合液体到达油层(1000m目标油层深度)进行稠油开采。室内采用填砂管模型模拟该过程进行热化学驱油，驱替至产出液含水＞99.5％为止，驱油效率达到68.6％。

实施例3、海上稠油热化学采油

利用图1所示流程进行海上稠油热化学采油。

在某油田现场油田排空伴生气排空出口处安装换热器(换热效率按80％计算)，以油田排空伴生气1.2万m³/d计，调节换热器内水的流速为20.8m³/h，利用油田排空伴生气燃烧废热可在线加热注入水温度至200℃，此时，换热器内的压强为6.40MPa；采用4-1/2″真空隔热油管，控制单井注入水以7m³/h的流速注入稠油油层，1000m油层处近井地带注入水温度仍可保持190℃以上。由采油管汇出来的稠油经高效分离器油水沉降分离后得含水原油并注入在线混合器中；通过调节阀门1使储罐I中聚乙烯胺-乙醇水溶液脱酸剂体系以5.0L/h的流速(该脱酸剂与原油中有机酸的摩尔比为1.3∶1)注入在线混合器中与原油混合，剂油搅拌混合后进行原油脱水，经电脱装置后分离下层水相(即石油酸盐表面活性剂的水溶液)进入储罐II；通过调节阀门2和3使储罐II中的石油酸盐表面活性剂水溶液和储罐III中的[Et₃NH]FeCl₃与碳酸铵的混合溶液分别以0.5m³/h(可根据储罐II中的溶液量调节注入速度)和7m³/h(每4h段塞注入一次)的流速注入换热器与井筒相连通的管路中与注入水(200℃)混合，得到混合液体(其中，石油酸盐表面活性剂、离子液体和碳酸铵的混合物与注入水的质量份数比为0.0075∶0.045∶1)，由井筒注入该混合液体到达油层(1000m目标油层深度)进行稠油开采。室内采用填砂管模型模拟该过程进行热化学驱油，驱替至产出液含水＞99.5％为止，驱油效率达到70.2％。

Claims (9)

1.一种海上稠油热化学采油方法，包括如下步骤：用高温尾气或燃烧废热加热换热器中的注入水至150℃～200℃；然后向所述注入水中加入表面活性剂和/或催化剂后注入稠油油层进行驱油。

2.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于：所述高温尾气为内燃机或透平发电机的高温尾气。

3.根据权利要求1或2所述的采油方法，其特征在于：所述燃烧废热为油田排空伴生气燃烧废热。

4.根据权利要求1-3中任一所述的采油方法，其特征在于：所述表面活性剂为石油酸盐表面活性剂；所述石油酸盐表面活性剂是由稠油与脱酸剂经反应得到的。

5.根据权利要求4所述的采油方法，其特征在于：所述脱酸剂与所述稠油中酸的摩尔份数比为(1.1～1.5)∶1。

6.根据权利要求4或5所述的采油方法，其特征在于：所述脱酸剂为有机胺和碱性盐类中至少一种的乙醇水溶液。

7.根据权利要求6所述的采油方法，其特征在于：所述有机胺为聚乙烯胺或乙醇胺；所述碱性盐类为碳酸铵、碳酸氢钠、碳酸钠或醋酸钠。

8.根据权利要求1-7中任一所述的采油方法，其特征在于：所述催化剂为无机盐与过渡金属有机酸盐和离子液体中至少一种的混合物；

所述无机盐可为碳酸氢铵、碳酸铵、碳酸氢钠、氯化铵和亚硝酸钠中至少一种；

所述过渡金属有机酸盐为铁、钴、镍、锰、铜、钌和钯中至少一种金属离子的草酸盐、油酸盐、乙酸盐、苯甲酸盐或邻苯二甲酸盐；

所述离子液体为铜、镍、锡、钌、钯、钼、铁和锌中至少一种金属离子的烷基咪唑类离子液体或季铵盐类离子液体。

9.根据权利要求1-8中任一所述的采油方法，其特征在于：所述表面活性剂、催化剂与注入水的总质量份数比为(0.007～0.009)∶(0.042～0.05)∶1，所述表面活性剂以其中固含量计。