CN106761632A - 一种改进的蒸汽驱采油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种改进的蒸汽驱采油方法，包括以下步骤：A、向注入井内注入蒸汽，使油层内建立蒸汽腔层，焖井2～3天；B、生产井开井生产5～8小时，生产井生产过程中，同步向注入井内注入蒸汽和稀释剂的混合物，然后再次焖井12小时；重复上述过程2～3次；C、向生产井内注入蒸汽和阻凝剂的混合物，焖井8～12小时后恢复生产。本发明能够改进现有技术的不足，提高了蒸汽驱方法对于稠油油层的开采效果。

Description

一种改进的蒸汽驱采油方法
技术领域
本发明涉及采油技术领域，尤其是一种改进的蒸汽驱采油方法。
背景技术
近年来，随着石油需求不断攀升以及常规原油产量不断减少，稠油开发正逐年深入。稠油开采方式以热力采油为主，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层。其中，蒸汽驱是通过注采井网，由注入井连续不断地往油层注入高干度的蒸汽加热油层，将稠油驱赶到生产井周围而被采出，它的波及范围大，采收率高。且蒸汽驱作为蒸汽吞吐后提高采收率的主要手段，在国外已大规模工业化应用，采收率上升较为明显。而国内稠油油藏的埋藏深、注汽压力高、干度低、热水区宽等特点，严重影响了蒸汽驱的驱油效果，且受岩石润湿性及与原油界面特性的影响，单纯注蒸汽开采稠油的效果较差，因此必须进行相应技术攻关。中国发明专利CN 103670351 B公开了一种稠油油藏的蒸汽驱开采方法，采用驱油剂辅助强化稠油油藏的蒸汽驱开采，能够提高蒸汽驱开采的热利用效率和采收率，改善蒸汽驱开采效果。但是，此方法中使用的驱油剂与油层结合的速度较快，而且其驱油效果的半衰期较短，这就必须在注入时采用大流量的注入方式，这种注入方式会导致油层向更深层的地下扩散，不利于对于稠油的采集。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种蒸汽驱采油方法，能够解决现有技术的不足，提高了蒸汽驱方法对于稠油油层的开采效果。
为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案如下。
一种改进的蒸汽驱采油方法，包括以下步骤：
A、向注入井内注入蒸汽，使油层内建立蒸汽腔层，焖井2～3天；
B、生产井开井生产5～8小时，生产井生产过程中，同步向注入井内注入蒸汽和稀释剂的混合物，然后再次焖井12小时；重复上述过程2～3次；
C、向生产井内注入蒸汽和阻凝剂的混合物，焖井8～12小时后恢复生产。
作为优选，所述稀释剂包括以下重量份数的组份，
15～25份的2,2,2-三氟乙基甲基醚、10～12份的对氯乙酰苯胺、3～5份的2-噻吩甲基硫醇、1～2份的2',5'-二羟基苯丙酮、10～20份的2-乙基溴代丁烷、10～15份的3-氟邻二甲苯、8～10份的反式-2,4-癸二烯醛。
作为优选，所述蒸汽和稀释剂的混合比例为100:3～100:1，此混合比例为重量比例。
作为优选，所述阻凝剂包括以下重量份数的组份，
50～60份的甘氨酸叔丁酯、10～20份的氯乙酸甲酯、5～15份的3-氯代苯丙酮、3～5份的2-羟基-5-硝基苯乙酮、5～8份的十一烷基磺酸钠、5～10份的无水磷酸氢二钾、2～4份的1-硫代甘油、3～10份的2-溴-4-吡啶甲醇。
作为优选，所述蒸汽和阻凝剂的混合比例为20:1～50:1。
作为优选，步骤A中，蒸汽的注入温度为320～370℃，注入速度为15～45m³/h，当井内压力升高1～1.5MPa时，停止注入蒸汽。
作为优选，步骤B中，蒸汽和稀释剂混合物的注入温度为280～300℃，注入速度为5～8m³/h。
作为优选，步骤C中，蒸汽和阻凝剂混合物的注入温度为250～290℃，注入速度为3～6m³/h。
采用上述技术方案所带来的有益效果在于：本发明通过改进蒸汽驱采油过程中蒸汽中的添加剂，延长了添加剂在高温高压环境下的驱油效果的持续时间。对氯乙酰苯胺可以减少原油中脂类物质的凝聚，2,2,2-三氟乙基甲基醚用来提高原油的流动性。3-氟邻二甲苯起到了提高稀释剂的耐热性。稀释剂可以对稠油油层进行稀释，并且可以有效降低原油和油层之间的附着力。甘氨酸叔丁酯可以提高稀释剂在原油中的分散度，十一烷基磺酸钠和无水磷酸氢二钾可以在油层表面形成附着层，降低原油与油层之间的吸附力，并且可以有效降低稀释剂的损耗速度。阻凝剂可以有效延长稀释剂的作用时间，减缓原油的凝聚速度。本发明所提供的添加剂均适合在高温高压的环境下长时间使用，通过降低蒸汽注入速度，有效减少了原油向更深油层扩散的趋势。
附图说明
图1是本发明一个具体实施方式中注入设备进口端的结构图。
图2是本发明一个具体实施方式中注入设备出口端的结构图。
图中：1、注入管；2、蒸汽注入管；3、添加剂注入管；4、中通管；5、阀门；6、第一螺旋导流槽；7、连接座；8、加热器；9、第一缓冲腔；10、第二缓冲腔；11、旁路喷头；12、第二螺旋导流槽；13、第一喷头；14、第二喷头；15、旁路管。
具体实施方式
本发明中使用到的标准零件均可以从市场上购买，异形件根据说明书的和附图的记载均可以进行订制，各个零件的具体连接方式均采用现有技术中成熟的螺栓、铆钉、焊接、粘贴等常规手段，在此不再详述。
发明一个具体实施方式包括以下步骤：
A、向注入井内注入蒸汽，使油层内建立蒸汽腔层，焖井3天；
B、生产井开井生产6小时，生产井生产过程中，同步向注入井内注入蒸汽和稀释剂的混合物，然后再次焖井12小时；重复上述过程3次；
C、向生产井内注入蒸汽和阻凝剂的混合物，焖井10小时后恢复生产。
稀释剂包括以下重量份数的组份，
22份的2,2,2-三氟乙基甲基醚、11份的对氯乙酰苯胺、5份的2-噻吩甲基硫醇、1份的2',5'-二羟基苯丙酮、15份的2-乙基溴代丁烷、12份的3-氟邻二甲苯、9份的反式-2,4-癸二烯醛。
蒸汽和稀释剂的混合比例为100:1，此混合比例为重量比例。
阻凝剂包括以下重量份数的组份，
55份的甘氨酸叔丁酯、14份的氯乙酸甲酯、12份的3-氯代苯丙酮、3份的2-羟基-5-硝基苯乙酮、5份的十一烷基磺酸钠、8份的无水磷酸氢二钾、3份的1-硫代甘油、5份的2-溴-4-吡啶甲醇。
蒸汽和阻凝剂的混合比例为35:1。
步骤A中，蒸汽的注入温度为355℃，初始的注入速度为25 m³/h，当井内压力升高0.5MPa后，注入速度升高至40 m³/h，当井内压力升高1MPa后，注入速度降低至20 m³/h，直至井内压力升高1.2MPa后停止注入蒸汽。
步骤B中，蒸汽和稀释剂混合物的注入温度为290℃，注入速度为6m³/h。
步骤C中，蒸汽和阻凝剂混合物的注入温度为275℃，注入速度为5m³/h。
使用本发明的蒸汽驱方法和背景技术中引用的专利文献中的蒸汽驱方法在胜利油田清河采油区的两片作业区进行对比测试（一号作业区使用本发明的蒸汽驱方法，二号作业区采用背景技术中专利文献的蒸汽驱方法，然后分别在蒸汽驱作业后的10天、30天、50天和100天作为检测点），单日采油量（吨）的结果如下：
10天 30天 50天 100天
一号作业区 15.65 14.78 11.23 8.55
二号作业区 14.68 12.40 10.05 4.79
参照图1-2，为了减少蒸汽与添加剂的混合物在注入过程在井内的损耗，本发明提供了一种注入设备。包括注入管1，注入管1内设置有蒸汽注入管2和添加剂注入管3。蒸汽注入管2和添加剂注入管3之间设置有中通管4，中通管4上设置有阀门5。蒸汽注入管2和添加剂注入管3的内壁分别设置有第一螺旋导流槽6。蒸汽注入管2和添加剂注入管3分别通过连接座7固定在注入管1上，连接座7与蒸汽注入管2和添加剂注入管3的连接位置分别设置有加热器8。注入管1的出口处设置有第一缓冲腔9，第一缓冲腔9连接至蒸汽注入管2，第一缓冲腔9的两侧设置有第二缓冲腔10，第二缓冲腔10与注入管1的侧壁通过旁路喷头11连通，旁路喷头11内设置有第二螺旋导流槽12。第一缓冲腔9的底部设置有若干个第一喷头13和第二喷头14，第一喷头13和第二喷头14交错设置，第一喷头13高于第二喷头14，相邻的第一喷头13通过旁路管15相连。本发明的注入设备可以减少蒸汽、添加剂和热量的损耗量，提高注入效果。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (8)

1.一种改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于包括以下步骤：
A、向注入井内注入蒸汽，使油层内建立蒸汽腔层，焖井2～3天；
B、生产井开井生产5～8小时，生产井生产过程中，同步向注入井内注入蒸汽和稀释剂的混合物，然后再次焖井12小时；重复上述过程2～3次；
C、向生产井内注入蒸汽和阻凝剂的混合物，焖井8～12小时后恢复生产。
2.根据权利要求1所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：所述稀释剂包括以下重量份数的组份，
15～25份的2,2,2-三氟乙基甲基醚、10～12份的对氯乙酰苯胺、3～5份的2-噻吩甲基硫醇、1～2份的2',5'-二羟基苯丙酮、10～20份的2-乙基溴代丁烷、10～15份的3-氟邻二甲苯、8～10份的反式-2,4-癸二烯醛。
3.根据权利要求2所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：所述蒸汽和稀释剂的混合比例为100:3～100:1，此混合比例为重量比例。
4.根据权利要求1所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：所述阻凝剂包括以下重量份数的组份，
50～60份的甘氨酸叔丁酯、10～20份的氯乙酸甲酯、5～15份的3-氯代苯丙酮、3～5份的2-羟基-5-硝基苯乙酮、5～8份的十一烷基磺酸钠、5～10份的无水磷酸氢二钾、2～4份的1-硫代甘油、3～10份的2-溴-4-吡啶甲醇。
5.根据权利要求4所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：蒸汽和阻凝剂的混合比例为20:1～50:1。
6.根据权利要求1所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：步骤A中，蒸汽的注入温度为320～370℃，注入速度为15～45m³/h，当井内压力升高1～1.5MPa时，停止注入蒸汽。
7.根据权利要求1所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：步骤B中，蒸汽和稀释剂混合物的注入温度为280～300℃，注入速度为5～8m³/h。
8.根据权利要求1所述的改进的蒸汽驱采油方法，其特征在于：步骤C中，蒸汽和阻凝剂混合物的注入温度为250～290℃，注入速度为3～6m³/h。
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