CN101424179A - 超深超稠油热汽-气(co2、n2)井筒降粘采油技术 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种超深超稠油开采技术。超深超稠油热汽－气(CO₂、N₂)井筒降粘采油技术是一种接替“少用稀油”或“不用稀油”的采油技术。其原理是将由汽－气发生器共制的蒸汽、CO₂、N₂同时注入井筒内部，注入过程连续、不间断。蒸汽、CO₂、N₂在井筒内循环，实现边注入、边降粘、边循环、边举升、边生产的过程。该技术注蒸汽、CO₂、N₂流程归一化，不建地面流程；对超深超稠油开采具有广泛适应性；为我国超深超稠油大规模开发和生产，提供新的技术支撑和技术储备。采用此技术进行超深超稠油开采，成本将大幅度降低，效益将大幅度提高。

Description

超深超稠油热汽-气(CO2、N2)井筒降粘采油技术

技术领域

本发明涉及一种稠油开采技术，尤其是超深超稠油【埋深5000～6500m，地面原油粘度900～1.8×10⁶mPa.s(50℃)】的开采技术。

背景技术

石油是一种不可再生资源，在目前世界政治经济格局中扮演着举足轻重的作用。随着稀油开采殆尽，对稠油开采的数量、规模和效益要求将会越来越高。

世界上稠油资源丰富的国家有加拿大、委内瑞拉、美国、前苏联等，国外稠油埋深0～1000m。我国稠油资源分布广泛，已发现70多个稠油油田，油藏埋深300～6500m，辽河800～2700m，吐哈3500m，塔里木5000m，塔河埋深6500m。

稠油开采技术，一直存在降粘和举升的难题，其难度随埋深增加而增大。现阶段超深超稠油的降粘开采工艺尤为稀缺。

从目前看，蒸汽降粘是稠油开采的主要热采方法，也是国内外稠油开采的主要方法。

蒸汽吞吐：把满足下列要求的蒸汽注入油层降粘：锅炉出口的蒸汽干度80％，汽水分离器出口的蒸汽干度为90％，到井口的蒸汽干度为80％，到油层中部的蒸汽干度为70％。但是，由于注的热蒸汽是湿饱和蒸汽，在注汽过程中，液相部分的显能升高，汽相部分的潜能变小，不能适应深层稠油开采的要求。

蒸汽驱：向一口井或多口井中持续注入蒸汽，蒸汽将地下原油加热并驱向邻近多口生产井，从生产井将原油持续采出的方法。

蒸汽辅助重力泄油：以蒸汽作为热介质，通过液体对流及热传导的共同作用，在重力作用下开采稠油。

热混相驱：包括热水和蒸汽，热油和热气，热水和N₂、CO₂等的混合应用，这些只在浅层和中深层稠油开采中进行过试验，至今没有工业性应用。

上述的蒸汽吞吐、蒸汽驱、辅助重力泄油，热混相驱都属于地层降粘技术，即把蒸汽注入地层，加热地层稠油，使地层中不流动或流动性差的稠油流入井筒，实现开采。氮气和二氧化碳用于注蒸汽辅助降粘，一般先注蒸汽，后注氮气或二氧化碳，或分段注入地层，并不同时注。以往稠油热采(地层降粘)技术的不足在于：第一，应用深度小于2000m，超过2000m则只能使稠油流入井筒，却流不出井口；第二，由于湿饱和蒸汽的特性及超深隔热、超深注汽等井筒工程和地面工程难以实现，也制约了此类技术在超深超稠油开采方面的应用；第三，汽源产生方式上，以往采用的是大型蒸汽锅炉供给，此装备投资大，能耗大，危险性大，且只能集中供给，不适应分散油井开采；第四，以往的蒸汽吞吐采油，要求蒸汽温度普遍达到380℃，能耗大，不经济。

对于超深超稠油(5000～6500m)的开采，最大问题在于井筒降粘。即原油能够流入井筒，但在井筒1800～4000m的深度就不能流动，不进行井筒降粘，就无法开采。

目前，掺稀油是超深超稠油井筒降粘开采的主要技术方法。掺稀油井筒降粘是将一定比例的稀油掺到井筒稠油中，降低稠油粘度后开采。该法存在明显不足：受稀油资源制约，无稀油资源或短缺，超深超稠油就无法开采；稀油掺入稠油后，销售收入减少；含水油井、机抽井、低产井掺稀油降粘效果差，易造成机抽井断、脱、卡，加大人工举升的困难。

至今，除掺稀油外，还找不到其它更好的方法对超深超稠油进行降粘开采，而国内油田又多面临着稀油资源短缺的困境。于是，探索新的超深超稠油“少用稀油”、“不用稀油”的井筒降粘开采技术，成为当务之急。

发明内容

本发明旨在提供一种可以接替掺稀油降粘的热汽-气(CO₂、N₂)井筒降粘采油技术，该技术是用汽-气发生器将共制的蒸汽、CO₂、N₂混合气体同时注入井筒，提升井筒温度，降低筒内原油粘度，提高其流动性，实现超深超稠油井筒降粘开采。本发明热损失小、无需大规模地面建设、时间成本低、更经济高效，适合大规模工业性应用。

热汽-气(CO₂、N₂)的降粘原理是：蒸汽、CO₂、N₂注入井筒后，存在注入热量与热损耗间的动态平衡，随着注入热量增加，井筒和原油温度升高，原油粘度降低，原油流动性提高。在热汽-气(CO₂、N₂)井筒降粘中，还存在CO₂、N₂溶解于原油和从原油中析出的动态平衡，产生热降粘、CO₂溶解降粘、N₂溶解降粘、N₂泡沫助排及降粘等作用。

(1)蒸汽、CO₂、N₂携带的热能加热稠油，降低了原油粘度；

(2)当注入压力大于饱和压力时，CO₂、N₂溶解到原油中去，原油膨胀，其密度、粘度、界面张力降低，流动性提高；

(3)蒸汽、CO₂、N₂与原油的比重差产生重力分异作用，这种重力分异作用扩大了气体的波及范围，使气体和原油充分接触，增加了流体之间的热交换效果，降低了原油粘度；

(4)蒸汽、氮气和二氧化碳的混合气体的注入，增加了原油的内能(压力和热能)，既有利于原油降低粘度，又有利于井筒举升。

超深超稠油热汽-气(CO₂、N₂)井筒降粘采油技术是一个复杂的系统工程，包括：

(1)完井要求；

(2)井口安装；

(3)室内实验；

(4)井筒工程热力学、井筒工程流体力学研究及井筒温度场模拟计算；

(5)注汽-气参数确定；

(6)装备与设施；

(7)流程；

(8)热汽-气(源)及供给方式；

(9)注入方式；

(10)注气-汽程序；

(11)测试及分析。

该技术的有益效果是：

不受原油物性影响，不受稀油资源制约，适应自喷、非自喷、含水和不含水等各类油井降粘采油和排液要求，能够有效提升井筒温度和降低稠油粘度，同时能够防止超深超稠油含水乳化并实现破乳，可降低掺稀油量或替代掺稀油技术。本发明蒸汽、CO₂、N₂共制同用，注蒸汽、CO₂、N₂流程归一化，不建地面流程；注入参数以井筒温度场计算为基础，并随现场井筒降粘实际情况随机调节；注入过程连续、不间断(循环)；边注入、边降粘、边循环、边举升、边生产，无需焖井，节约时间成本；与目前以稀油为基础的集输系统相匹配，不改造原集输系统；安全环保。因此，更具经济效益及规模化工业生产可能。

附图说明

附图为本发明超深超稠油热汽-气(CO₂、N₂)井筒降粘采油原理图。

图中：1.软化水罐，2.燃料罐，3.空气压缩机，4.汽-气发生器，5.监测器，6.单流阀，7.采油树，8.耐高温高压管线，9.进水管，10.燃料管线，11.出汽-气管，12.出汽-气管，13.出汽-气管，14.井筒。

具体实施方式

本发明是通过以下步骤实现的：

1、生产前准备：

(1)在超深稠油油藏中钻一口直井、斜井或水平井，采用9-5/8″以上大套管热采完井。采用TP110偏梯形螺纹套管，壁厚19mm，以增加套管的抗拉力；完井管柱底端有地锚，管柱中间按工程设计要求夹有多个热应力补偿器和高强度扶正器；水泥环厚度、水泥浆体系、环空固井液组成等均按热采井固井执行，以提高水泥环对套管的护持作用，提高固井质量；

(2)按施工需要安装热采采油树；

(3)通过室内实验，获取相关(蒸汽、CO₂、N₂)热物理参数与(CO₂、N₂溶解原油)数据，为注入热汽-气参数设定提供依据；

(4)通过井筒温度场研究及计算模拟，进行循环深度设计、隔热设计、井下管柱结构设计和注入参数设计；

(5)单井采用一个集约化的热汽-气(CO₂、N₂)供给系统；

(6)操作过程执行《稠油注汽热力开采安全技术规程》SY 6354-1998标准。

2、生产过程

下面结合附图对生产过程作进一步说明：

如附图所示，热汽-气产生和注入井筒步骤依次如下：从软化水罐(1)中出来的软化水通过进水管(9)进入汽-气发生器(4)；空气从空气压缩机通过耐高温高压管线(8)进入汽-气发生器(4)；燃料油或燃料气从燃料罐(2)通过燃料管线(10)进入汽-气发生器(4)，三者在汽-气发生器的作用下产生蒸汽(100～350℃)、CO₂和N₂，混合气体应该达到参数设计要求；混合气体通过出汽-气管(11)进入监测器(5)，监控和测试产生气体的压力、温度、干度、排量及成分含量；接着再由出汽-气管(12)进入单流阀(6)，单流阀的作用在于控制混合气体只能单方向进入井筒，防止反向倒回，使蒸汽、CO₂和N₂在井筒内实现循环；从单流阀出来的混合气体由出汽-气管(13)进入采油树(7)，进而注入井筒(14)与原油反应。气体与原油的反应过程、气体的循环过程及原油生产过程同时进行，无需焖井。

Claims (2)

1、一种稠油油藏，尤其是超深超稠油藏开采工艺技术，其特征在于：该工艺方法包括热汽-气源供给方式、热汽-气注入方式、热汽-气循环方式和生产方式四大部分，各部分的工艺方法要点如下：

a、热汽-气源供给方式：蒸汽、CO₂、N₂混合气体由汽-气发生器共制并供给，蒸汽温度应介于100～350℃之间；

b、热汽-气注入方式：同时将各项物理参数符合室内实验结果要求的蒸汽、CO₂、N₂混合气体通过进汽-气管注入井筒，注入方式连续不间断；

c、热汽-气循环方式：蒸汽、CO₂、N₂混合气体在井筒内循环流动；

d、生产方式：往井筒中注蒸汽、CO₂、N₂混合气体后无需焖井，注气，循环，生产过程同步进行。

2、根据权利要求1所述的开采超深超稠油藏的方法，其特征在于实施步骤如下：

a、适用对象：超深超稠油，埋深5000～6500m及以上，粘度900～1.8×10⁶mPa.s(50℃)；

b、采用9-5/8″以上大套管热采完井，采用TP110偏梯形螺纹套管，壁厚19mm；完井管柱底端安装地锚，管柱中间按工程设计要求夹有热应力补偿器和高强度扶正器；水泥环厚度、水泥浆体系、环空固井液组成均按热采井固井执行；

c、根据工程需要安装热采采油树；

d、通过室内实验，获取热汽-气(CO₂、N₂)相关物理参数和降粘数据，作为注热汽-气标准；

e、通过井筒温度场研究及计算模拟，进行循环深度设计、隔热设计、井下管柱结构设计和注入参数设计；

f、单井单配一个热汽-气(CO₂、N₂)供给系统，这个系统应包括：空气压缩机、软化水罐、燃料罐分别通过耐高温高压管线、进水管、燃料管线与汽-气发生器连接；

g、出汽-气管(11)一端连着汽-气发生器，另一端连着监测器前端；

h、出汽-气管(12)一端连着监测器末端，另一端连着单流阀前端；

i、出汽-气管(13)一端连着单流阀末端，另一端连着采油树；

j、蒸汽、CO₂、N₂混合气体由汽-气发生器出来，依次通过出汽-气管(11)、监测器、出

汽-气管(12)、单流阀、出汽-气管(13)、采油树进入井筒循环。

k、全过程执行《稠油注汽热力开采安全技术规程》SY 6354-1998标准。

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