用含有杂质的CO2提高混相驱采收率

编译:刘英博 贾宏越 (大庆油田公司勘探开发研究院)

审校:金佩强 (大庆油田公司勘探开发研究院)

用含有杂质的CO2提高混相驱采收率

编译:刘英博 贾宏越 (大庆油田公司勘探开发研究院)

审校:金佩强 (大庆油田公司勘探开发研究院)

当实施提高采收率 (EOR)项目把CO2作为溶剂时,主要有三个寻求CO2注入剂来源的选择。这三个选择是天然CO2沉积物、人为烟道气捕集,或来自EOR项目早期阶段的循环CO2。所有这些来源可能都含有改变注入剂性质的杂质,潜在地影响系统的所有阶段。例如,捕集的烟道气可能含有N2,而采出或循环 CO2源可能含有CH4和/或NGL。两者或其中之一可能含有SO2或 H2S。这些杂质的每一种都对CO2的热力学和流体流动特征有不同影响,显示出对注入剂的混相能力、密度和黏度及其与地下油气相互作用的有利或有害影响。这些杂质还能够改变压缩能力、腐蚀控制和管道技术要求。本文描述了CO2杂质对 EOR项目所有阶段 (从CO2捕集到驱替效率预测)的影响。混相能力、密度和黏度以及岩石性质是给定岩石和流体系统驱替效率的主要决定因素。开发出了一个筛选工具以便预测不同原油的EOR动态。该筛选工具的一个关键组成部分是基于溶解度参数的方法,为了获得一个原油范围的混相能力,该方法可以用于筛选含有杂质的CO2注入剂。结合世界作业经验,应用这一技术评价了符合压力、温度和流体组成条件的油藏的 EOR潜力。通过准确评价杂质在注入剂中的影响,能够在不增加处理液流来清除所有杂质的费用的情况下,能够找到确保和利用注入剂供给的最佳经济解决办法。通过矿场实例,讨论了混相能力、密度和黏度对CO2混相驱工艺效率的影响。

CO2混相驱 杂质 最小混相压力 密度 黏度 提高采收率

1 引言

注CO2提高采收率具有增加能源供给和储存温室气体的双重效益。在实施所有CO2EOR项目的情况下,最近估算的全世界增采油量为,在储存130×109～240×109t CO2的同时能够增采出450×109～820×109bbl(1 bbl=0.159 m3)原油。预计未来用于注入的主要CO2供给将是人为 CO2。CO2基础设施的应用,将可能面临含有不同类型和含量杂质的混合源流。因此,重要的是研究这些杂质对压缩、输送和有 EOR潜力的井/油藏整个系统,以及对与注含有杂质的CO2流相比在产地净化CO2流的费用的潜在影响。

EOR项目的经济竞争需要以能与天然来源的CO2供给相比的价格水平把人为来源的CO2输送到矿场。目前,在美国 Permian盆地,天然CO2源的定价在<＄2/1 000 ft3(1 ft3=28.317 dm3),而传统的胺基燃烧后捕集、压缩和输送费用>＄5/1 000 ft3。几项碳捕集技术正在开发中,目的是降低人为CO2的成本。

2 捕集源和有关杂质

人为CO2可能来自多个来源和几个不同捕集过程。虽然每个来源将可能产生用于 EOR的高品质CO2,但是一些设计和操作参数将导致把少量杂质夹带入输送的CO2流。表1报道了目前项目的CO2注入流中杂质的含量。

传统EOR作业从可能含有CH4或 H2S的天然来源中寻求其CO2源。表1示出了用于Permian盆地作业的混合气源的例子。当从实施 EOR的油藏中再次采出气体时,气体中将含有一定量的烃气并且可能含有H2S,然后把这些气体回注。表1示出了在西得克萨斯由 ExxonMobil实施的Means EOR项目中注入的CO2流的目前组成。同样,天然气处理也将夹带一些烃气或 H2S。在一些情况下,酸气处理有意捕集CO2和H2S的酸气混合物,把这两种气体同时回注入地下。

胺基燃烧后捕集工艺通常产生含有痕量杂质的CO2。来自常规燃煤电厂的CO2几乎含有来自煤的所有硫。来自燃烧氧电厂的CO2含有SO2、O2、N2和Ar。在捕集装置中能够降低杂质浓度,但是生产较高纯度CO2流将增加成本。

表1 CO2注入流中杂质平均含量

3 压缩

在压缩或泵送过程中,CO2可能形成密相,而其他组分仍然为气相,潜在地影响压缩机效率。还测试了含有杂质CO2对压缩机润滑油的影响。对于不纯混合物来说,还需要研究水合物生成的可能性以便确定脱水技术要求。

图1示出了有代表性的CO2相图和含有杂质的CO2混合物的相包络线。不同杂质通常加宽相包络线,因此将改变压缩技术条件。当在大约10%SO2相包络线的中间落下时,示出了第三级压缩入口可能出现的区域。压缩机设计将需要识别和避免进入两相流体区域,因为两相流体损害大部分类型的压缩设备。每级压缩加热气体,然后级间冷却装置分离压缩级之间的所有液体。

图1 纯CO2和含有杂质CO2的相平衡

4 输送

通过管道输送CO2是最佳的输送选择方案。到目前为止,根据经验制定了管道出口CO2的技术要求,CO2管道在 2 000 psi(1 psi=6.895 kPa)和70℉区域内 (液相)运转。这样的技术要求不一定适用于其他输送方式,例如输送低压、冷CO2的船运和车运。CO2的三相点是75.1 psia和-69.9℉;接近于CO2三相点的储存和输送条件会潜在地形成固体。因为目前输送的大部分或所有CO2准备用于EOR,所以目前的技术要求常常是EOR项目特定的,而其他技术要求适用于实际管道完整性。

在临界 (密相)CO2中,水具有不同程度的溶解度,取决于温度和压力条件。当溶解度低时,液相水能够从溶液中冷凝出来。在特定位置没有适当控制的情况下,液相水的形成能够在冷凝点下游的碳钢设备中产生严重腐蚀。CO2不需要完全干燥,但是应该具有最低可能温度以下10 ℉左右的水露点,管道可以暴露在这一温度下。在与SO2、O2和/或 H2S任何形式混合的液态水都具有腐蚀影响。液态水与 SO2和/或O2混合特别成问题,因为腐蚀抑制剂对这些化合物无效。当50×10-6以上H2S与液态水同时出现时,能够出现严重的硫化物应力开裂,这可导致几乎瞬间的开裂破坏。突然破坏的可能性使硫化物应力开裂成为更大的担忧。通过采用脱水工艺,Weyburn项目中含有大约1.5% H2S的注入剂从200 mile(1 mile=1.609 km)以外的人为来源处成功地输送到了目的油田。酸气项目 (例如LaBarge和 Zama)也安全地输送了 H2S含量高得多的CO2。

碳钢是用于CO2管道的经济优选材料。必须严格干燥管道CO2以避免水酸引起的腐蚀,水酸是由水和含有杂原子气体 (例如 SOx、NOx等)以及CO2本身形成的。只要干燥CO2,这些杂原子组分和CO2的混合物就对碳钢没有腐蚀性。虽然可以使用抗腐蚀钢,但是干燥的成本与抗腐蚀冶金的成本比较,前者更有利。

管道设计还应当考虑输送过程中温度变化的影响;在冷海底和热沙漠环境中,温度变化可能更重要。在管道中可能出现两相流,如果在海上输送,在接收平台上可能需要段塞流捕集器。当在730 psia和30 ℉以下输送CO2流时,可能需要低于250×10-6的水浓度;如果还要避免两相流,可能需要把最低工作压力提高到1 160 psia。多相流会影响效率。Seevam等认为,CO2中存在5%N2会降低体积流量,并且需要50%的再压缩距离,由于输送这些杂质造成了管道容量的无效使用。

表2示出了目前认可的CO2管道技术要求。来自捕集过程的气体可能需要额外的脱水或提纯以便满足普通载体管道的技术要求。这些技术要求比来自人为捕集装置的预计排出流严格,所以在捕集装置处可能需要进行额外的处理和提纯。而且,在多捕集来源供给普通载体管道的大规模应用中可能需要用于CO2管道的不同材料和操作条件。目前为CO2纯度制定的其他技术要求常常应用于 EOR应用;例如除了在高温高压油藏中外,避免出现N2,因为N2对混相能力、密度和黏度有不利影响。如果目的是简单的储存,一些技术要求可以放松。但是必须评价较高量的痕量组分对冶金和材料(管壁和其他组件)的影响。

表2 CO2管道技术要求

5 井注入

对于 EOR或储存来说,在大部分情况下把CO2注入正常加压地层或低压衰竭油藏。当注入正常加压地层时,管道气体可能需要进一级加压以便提高井口压力;进一步提高井中压力和温度,直到气体到达井底。如果压力衰竭油藏是储存场所,那么仅在流体静压头作为驱动压力的情况下,密相气可以自动注入。Mireault等讨论了相态特性变化,这些变化是在注入过程中由于杂质 (包括H2S和CH4)的出现导致的。基本影响可能是在井口注入压力没有明显变化的情况下,井的产速率出现了重大变化。

注入脱水CO2的影响是,原生水在井射孔孔眼附近被吸收,并且伴生盐可能在干燥区域孔隙空间中沉淀。随着时间的推移,这可能导致注入能力降低并且需要用淡水冲洗或采取其他补救措施以便恢复注入能力。在CO2中出现杂质将很可能影响附近井干燥的范围。

设计注入井时考虑的另一个因素是冷的高压CO2进入油藏孔隙空间的影响。在由钻井断裂试验表明的低压下,热弹性应力可能产生裂缝。在CO2中出现杂质将改变流体静压头和注入剂的热容量,因此当模拟注入井系统时需要对此予以考虑。

6 注气选择方案

在历史上已经把各种气体注入剂用于大规模EOR:

◇在先导性试验研究中使用了O2,但是当O2接触H2S时,燃烧性和在地下形成元素硫导致不能接受的风险。

◇在小规模 EOR项目中 (例如加拿大阿尔伯达Zama论证项目)使用了 H2S和 CO2混合物(酸气)。H2S是一种混相驱油的有效溶剂,但是H2S与地下盐接触形成的酸使生产处理昂贵并且困难,而且随着时间推移可能导致地层渗透率或盖层完整性改变。

◇在O2作为销售气体并且N2作为废产物排放的情况下,如果在附近有空气分离器,也可以以比CO2低的成本得到N2。如果压力、温度和原油品质条件合适,N2可能是混相的,但是大部分N2的EOR应用是重力稳定的非混相驱。

◇在许多情况下,烃注入剂具有直接销售价值,所以烃注入剂常常不用于 EOR。但是,甲烷和乙烷 (来自管道或LNG基础设施)可能仅具有作为注入剂的正常价格。

CO2具有以上方案有关的EOR溶剂的优势和挑战。超临界CO2具有比竞争气体高的混相能力、黏度和密度 (可减小指进和重力上窜)。挑战可能包括是多次接触混相还是一次接触混相,对于偏远油田来说,CO2供给受到限制或费用昂贵。

7 EOR工艺筛选和杂质的影响

EOR项目的筛选包括考虑和计算影响混相注气项目可行性的多种因素。这些因素包括注入气的选择和供给以及混合物物理性质的计算,该混合物将影响目标含油饱和度驱替和波及效率。

用于 EOR筛选的性质包括最小混相压力(MMP)、密度和黏度。

7.1 混相能力

为了说明各种杂质对混相能力的影响,应用Lange建立的关系式估算了注入气与原油的MMP。

图2示出了符合压力、温度和原油性质条件范围的纯CO2MMP计算结果 (这些压力、温度和原油性质代表全球具有EOR潜力盆地的范围)以及典型杂质对MMP的影响。虽然 H2S降低了气体MMP,但是由于 H2S的优先溶解性,在注酸气中有H2S和CO2色谱分离的迹象。这导致 H2S比CO2突破得晚,并且对项目设计和开采策略有意义。

图2 MMP与温度和原油相对分子质量变化关系

7.2 密度

注入流体混合物密度影响注入量和油藏波及。密度变化将提高或降低油管中的流体静压头,对于给定注入井口压力来说产生井底压差,因此影响注入量。随着流体混合物沿着井筒向下流动并且经历压力和温度变化,需要准确的EOS描述注入压力动态。

在油藏中,与水平水驱相比,重力分离能够大大降低水平气驱的垂直波及效率并且导致气体在生产井中早期突破。黏性/重力比描述了重力分离的重要性,黏性/重力比包括注入速度以及流体密度和黏度项。

重力分离程度是地质和流体性质 (例如垂直渗透率、油藏厚度以及注入流体和被驱替流体之间的密度差)的函数。如果CH4与CO2混合,那么与密相CO2混合的较低密度CH4将显示出较大的上窜和较低的有效波及效率。为了说明气体组成对波及效率的影响,用CO2和CO2/CH4混合物作为注入剂进行了简单2D模拟。图3说明了模拟结果。在图3中,黄色区域代表CO2/CH4混合物波及的体积,红色区域代表注纯CO2波及的体积增量,蓝色区域代表未波及到的原油。当注纯CO2时,波及效率为39%;当注入剂含有30%CH4时,波及效率降低到了31%。如果N2作为杂质出现,效果相似。

图3 在200℉和2 330 psi下CO2驱的波及效率

7.3 黏度

注入气体黏度与地下流体黏度的比 (流度比)对于波及效率也十分重要。把流度比M定义为:

式中,kg和ko是气和油有效渗透率;μg和μo是气和油黏度。不利流度比 (M>1)将导致注入剂通过地下流体指进。当CH4和N2以杂质出现时,注入气黏度降低,M增加,对CO2驱波及效率有负面影响。

图4示出了注入1 PV和10 PV时的采收率,该采收率是用适合流度比范围的油藏模型计算的;该图还示出了不同气体有代表性的流度比范围的重叠。在文献中还示出了流度比与波及效率相互关系作为气体突破 (BT)时和注入CO2不同孔隙体积后的列线图。

图4 不同注入体积下采收率与流度比的函数关系

可以用水气交替注入 (WAG)减缓重力上窜和黏性指进。通过同时注水减小气体流度比,但由于注入能力、油管腐蚀和地面设施优化原因,实际上采用交替注入方式。通过油藏模拟研究确定最佳WAG比和周期时间,驱替时进行进一步优化并且出现气体突破。由于注气后水循环的注入能力降低,还需要解决操作问题,特别是在渗透率低于10 mD的油藏。在 Permian盆地广泛采用了该技术,在该盆地,CO2和水之间的密度差小;在高温油藏中采用该技术的经验较少,高温油藏中CO2和水之间的密度差较大。

8 Means油田实例

把CO2注入这一西得克萨斯油田 (碳酸盐岩油藏原油黏度6 mPa·s,油藏压力2 000 psi,油藏温度100 ℉)的第一阶段是1984年,当时能够利用Permian盆地内的CO2供给基础设施。该项目目前运行情况是大约25%CO2注入剂来源于管道,剩余75%从附近EOR采油区域循环中获得。表1示出了Means油田综合流中杂质的浓度。因此,重要的是了解变化的注入气组成对混相能力和采收率的影响。图5表明,如果油藏压力保持在目前的大约2 000 psi,循环的CO2(87%)能够达到混相。

图5 用细管和关系式计算的纯CO2和含有15%和25%杂质CO2的MMP

目前,细管仍然是优先选用的测量MMP的方法,遗憾的是,实验费用相当高并且费时。关系式筛选法的优点是在没有实验数据的情况下,对于任何数量的气体组成和原油性质来说,该方法具有快速估算MMP的灵活性。

随着在Means主力油层成功实施CO2驱,目前正在研究评价残余油层 (ROZ)的驱替。该层含有水驱残余油饱和度,估算了地下原油性质,由于天然水侵剥离或生物降解,原油可能是较稠的。假定,离开构造顶部和 ROZ中的原油具有不同的MMP,因此做了一些工作以便弄清对MMP和其他性质的影响。由于得不到足够量的用于分析的生物降解原油,所以进行了模拟,在模拟中平分CH4到己烷的浓度,然后由较重组分浓度补偿这一浓度。结果显示,当以注85%以上CO2为条件时,生物降解原油采收率最初低于主力采油层,因为原油较黏 (在该模型中为9 mPa·s),但是CO2仍然使其流动并且与CO2混相。注CO2达到1 PV后,模型中生物降解原油采收率接近基础油采收率。

9 结论

对于从压缩到输送、井注入和 EOR实施的EOR过程所有阶段,研究了人为CO2中少量杂质的影响。虽然目前技术能够控制杂质含量,但是杂质的存在还将影响压缩/泵送系统效率,增加设备和管子中腐蚀的可能性,并且可能影响 EOR采油量和采收率。针对不同杂质性质,有必要进行成本效益分析,以便确定,在捕集装置处进一步提纯是否有成本效益,前提是与在下游使用先进材料和/或接受较低作业效率的方案比较。

成功地开发出一个筛选工具,该工具包括MMP、密度、黏度以及基于油藏描述的标准曲线的分析。

研究了Means油田循环流注入气组成对主力油层原油和ROZ原油混相能力的影响。研究显示,甚至在降低 CO2浓度的情况下,仍然达到了MMP,因为NGL馏分补偿了 CO2浓度的降低。还研究了提高残余油层生物降解原油采收率的潜力,发现残余油层生物降解原油采收率能够与主力油层采收率相比。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.006

资料来源于美国《SPE 131003》

2010-08-19)