CN108979603A - 应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法，该方法包括：将所述蒸汽驱脱硫后伴生气直接注入至油水井内，该蒸汽驱脱硫后伴生气组分中的气体与原油混合溶解，以实现原油降粘及增产；或者；先将所述蒸汽驱脱硫后伴生气复配不同类型的化学药剂后，再将其注入至油水井内，通过蒸汽驱脱硫后伴生气组分中的气体与该化学药剂的协同作用来实现原油降粘及增产。本发明所提供的该方法易于实现，现场操作性强；开辟了蒸汽驱脱硫后的伴生气再利用的新途径；杜绝了脱硫后伴生气外排造成污染环境的风险；该方法将脱硫后的伴生气应用于油田原油降粘，将提高油田开发效果，进一步可实现油田增产。
Description
技术领域
本发明涉及一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法，属于油田应用技术领域。
背景技术
油井伴生气指的是油田在开采过程中，在油层间伴随石油液体出现的气体，其主要成分为甲烷，通常还含有大量的乙烷和碳氢重组分。对能点燃的油井伴生气，本领域的普遍做法是将其采取集中回收，处理后，作为加热炉的燃料使用。
蒸汽驱的转驱开发，使油井产生的伴生气组分发生变化，硫化氢等危害大的气体组分逐渐升高，造成油井产生的伴生气无法利用。据初步统计，蒸汽驱部分油井硫化氢含量高达1000ppm，如果仍采取回收燃烧的办法，一旦燃烧不充分，将导致人员中毒死亡，存在较大安全风险。目前蒸汽驱油井伴生气的处理方法主要是将其采取集中回收进站，再进脱硫塔经脱硫处理后，直接放空处理。
但是这部分放空脱硫后的蒸汽驱伴生气，经检测，其气体组分主要为甲烷和二氧化碳。多次化验数值为甲烷含量在30％左右，二氧化碳含量在60％左右。其中单独组分的甲烷可以燃烧，单独组分二氧化碳可以压成干冰也可作为降粘驱油用，现采用直接放空的方式将造成浪费，同时二氧化碳的排放也将导致大气污染。
目前，涉及伴生气和废气的关键技术及专利方法研究主要集中在：气液分离、有毒气体分离等伴生气回收方法和装置的研制。如朱天寿研究的一种油田伴生气的增压混输装置及其回收方法(201010504863.4)，主要是研制了一种增压混输装置，使伴生气随原油混合输送至集输站。一种橇装化油田湿伴生气脱水脱烃工艺装置(201220317562.5)，张玉玺研究的立式伴生气分液器(201320320603.0)，魏立军研究的接入式伴生气回收装置(201310449877.4)等，主要集中在伴生气回收装置的研制。周云霞研究的一种化学法丙烯酰胺生产汇总废气的处理方法(201110070853.9)，主要研究了一种处理废气，回收丙烯腈的方法。柳荣伟研究的一种火烧油层生产井伴生气处理剂及其制备方法和应用(201511005894.4)，主要利用化学药剂处理有毒伴生气。上述专利研究中，均未提及伴生气的再利用技术。
目前利用伴生气和废气的技术主要是提纯伴生气和废气中的有效成分，去除无效成分。如现场针对可以燃烧的组分，通过加压等物理方法去除无效成分，实现燃烧组分的提纯和应用至燃烧。或者针对有二氧化碳组分的伴生气和废气，采取物理办法压制成干冰进行再利用。但是将二氧化碳压制成干冰存在处理费用高的问题，同时也必须具备超过5万方伴生气或废气的苛刻条件。此外，在现场也直接应用蒸汽驱脱硫后的伴生气与天然气混合后进行燃烧的办法以实现其再利用，但是在混烧过程中，存在混烧比例不易控制，燃烧状况不好等问题。但是在上述回收再利用的办法中，也未提及到将伴生气应用至油水井增产中。
油水井增产的技术很多，如表面活性剂、气驱、蒸汽吞吐等等，涉及利用气体的，主要有氮气助排，非烃类气驱等，具有较好的增油增产效果。但是上述提及的气体增产措施均采用专用设备产生，未采用油井伴生气进行实施增产。
因此，提供一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法已经成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法。
本发明的目的还在于提供蒸汽驱脱硫后伴生气在油水井增产中的应用。
为达到上述目的，一方面，本发明提供一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法，其中，所述方法包括：
将所述蒸汽驱脱硫后伴生气直接注入至油水井内，该蒸汽驱脱硫后伴生气组分中的气体与原油混合溶解，以实现原油降粘及增产；
或者；先将所述蒸汽驱脱硫后伴生气复配不同类型的化学药剂后，再将其注入至油水井内，通过蒸汽驱脱硫后伴生气组分中的气体与该化学药剂的协同作用来实现原油降粘及增产。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，所述蒸汽驱脱硫后伴生气或复配不同类型的化学药剂的蒸汽驱脱硫后伴生气通过专用设备注入油水井内。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，所述专用设备包括压风机。其中，本发明所述专用设备均为本领域常规设备。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，所述蒸汽驱脱硫后伴生气包括22-43v％的甲烷、47-60v％的二氧化碳及余量杂质。其中，本申请对该杂质的含量等不做特殊要求，本领域技术人员可以根据现场作业需要合理控制该杂质及其含量，只要保证可以实现本发明的目的即可。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，所述蒸汽驱脱硫后伴生气与所述不同类型的化学药剂依次交替注入至油水井内。
根据本发明具体实施方案，该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法对所述化学药剂不做具体要求，只要可以实现本发明油水井增产目的的化学药剂均可以用于本发明；
在本发明较为优选的实施方式中，所述化学药剂包括降粘剂或发泡剂。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，以所述降粘剂的总重量为100％计，其包含5-8％的脂肪酸烷醇酰胺、5-10％的烷基酚聚氧乙烯醚、3-7％的脂肪醇聚氧乙烯醚、1-4％的聚氧乙烯烷基醇醚-10及余量水。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，本发明对所述降粘剂的制备方法也不做特殊要求；
在本发明一具体实施方式中，该降粘剂可以通过以下步骤制备得到：
按照配比，依次将脂肪酸烷醇酰胺、烷基酚聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、聚氧乙烯烷基醇醚-10加入混合罐中，于室温下混合8小时，得到降粘活性组分；
再将所得该降粘活性组分加入到目标配比的清水中，得到所述降粘剂，该降粘剂为适用于与蒸汽驱脱硫后伴生气复配的降粘剂。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，以所述发泡剂的总重量为100％计，其包含1-3％的脂肪酸烷醇酰胺、4-6％的烷基酚聚氧乙烯醚、5-10％的聚氧乙烯烷基醇醚-10、6-8％的聚氧乙烯烷基醇醚-20及余量水。
根据本发明具体实施方案，在该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法中，本发明对所述发泡剂的制备方法也不做特殊要求；
在本发明一具体实施方式中，该发泡剂可以通过以下步骤制备得到：
按照配比，依次将脂肪酸烷醇酰胺、烷基酚聚氧乙烯醚、聚氧乙烯烷基醇醚-10、聚氧乙烯烷基醇醚-20加入混合罐中，于室温下混合6-12小时，得到发泡活性组分；
再将所得该发泡活性组分加入到目标配比的清水中，得到所述发泡剂，该发泡剂为适用于蒸汽驱脱硫后伴生气对水驱开发的稠油区块气驱驱油的发泡剂。
本发明所提供的该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法的原理为：蒸汽驱脱硫后伴生气中的主要成分为甲烷和二氧化碳(如：甲烷含量在30％左右，二氧化碳含量在60％左右)，组分二氧化碳气体可作为原油降粘使用，组分甲烷气体为原油本身溶解气，溶于原油后，在降低原油粘度的同时，随油井原油产出后分离，可应用于燃烧。
另一方面，本发明还提供了所述蒸汽驱脱硫后伴生气在油水井增产中的应用。
本发明所提供的该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法具有以下有益技术效果：
(1)开辟了蒸汽驱脱硫后的伴生气再利用的新途径；
(2)杜绝了脱硫后伴生气外排造成污染环境的风险；
(3)将脱硫后的伴生气应用于油田原油降粘，将提高油田开发效果，进一步可实现油田增产(气体的注入补充地层能量，所以可实现油田增产)；
(4)再利用方法易于实现，现场操作性强。
附图说明
图1为本发明实施例1所提供的该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法的工艺流程示意图；
图2为本发明实施例2所提供的该应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法的工艺流程示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法，其工艺流程示意图如图1所示，从图1中可以看出，该方法包括以下步骤：
本实施例中所针对的油水井为锦X1井，其为蒸汽驱边缘井，距离蒸汽驱伴生气脱硫点约30m，该井原油粘度为11100mPa·s，正常生产时因原油粘稠，油水分离严重，需掺油生产，且目前地层压力为3.0MPa(原始地层压力为6.7MPa)，地层压力低，注汽吞吐后生产，供液能力差，产液量为9.8方(开井初期产液量为24方)，在本轮注汽前，实施直接注入蒸汽驱脱硫后伴生气措施。
具体实施工艺方法如下：
1、锦45-025-K29注汽施工，隔热管完井。
2、在蒸汽驱伴生气脱硫点气体出口连接活动注汽管线至锦45-025-K29井场。
3、将锦45-025-K29井场连接的活动注入管线出口连接压风机或其它气体专用设备。
4、打开蒸汽驱伴生气脱硫点气体出口供气阀门，通过注汽活动管线进入压风机或气体专用设备加压后通过隔热管注入至井内。
5、注入蒸汽驱伴生气脱硫伴生气3.4万方后，停止注入，焖井2-4小时后注汽。
6、注汽、焖井后下泵生产，开井初期产液量为18.6方，开井40天后，产液量稳定在14方左右，且油水混合产出，取得了较好的增能和降粘效果，降粘率达到81％。
实施例2
本实施例提供了一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法，其工艺流程示意图如图2所示，从图2中可以看出，该方法包括以下步骤：
本实施例中所针对的油水井为锦45-023-223，其为稠油井，该井原油粘度为11100mPa·s，正常生产时因原油粘稠，油井回压高0.9MPa，需掺油生产(回压将至0.6MPa)，且目前地层压力为2.0MPa(原始地层压力为6.7MPa)，地层压力低，注汽吞吐后生产，供液能力差，产液量在7方左右(开井初期产液量为22方)，在本轮注汽前，实施直接蒸汽驱脱硫后伴生气复配化学药剂措施。
具体实施工艺方法如下：
1、锦X井注汽施工，隔热管完井。
2、在蒸汽驱伴生气脱硫点气体出口连接活动注汽管线至热注站，通过热注管网和活动注入管线连接至锦45-023-223井场。
3、将锦45-023-223井场连接的活动注入管线出口连接压风机或其它气体专用设备。
4、打开蒸汽驱伴生气脱硫点气体出口供气阀门，通过注汽活动管线进入压风机或气体专用设备加压后通过隔热管注入至井内。
5、注入蒸汽驱伴生气脱硫伴生气1万方后，停注，注入化学药剂15吨，再注入蒸汽驱伴生气脱硫伴生气1.5万方，停注，注入化学药剂20吨，再注入蒸汽驱伴生气脱硫伴生气2万方。停止注入，焖井2-4小时后注汽；
其中，以本实施例所述该化学药剂的总重量为100％计，其包含5％的脂肪酸烷醇酰胺、8％的烷基酚聚氧乙烯醚、6％的脂肪醇聚氧乙烯醚、2％的聚氧乙烯烷基醇醚-10及余量清水；
该化学药剂的制备方法具体包括以下步骤：
按照配比，依次将脂肪酸烷醇酰胺、烷基酚聚氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、聚氧乙烯烷基醇醚-10加入混合罐中，于室温下混合8小时，得到降粘活性组分；
再将所得该降粘活性组分加入到目标配比(79％)的清水中，得到所述适用于与蒸汽驱脱硫后伴生气复配的降粘剂。
6、注汽、焖井后下泵生产，开井初期产液量为16方，开井40天后，产液量稳定在11方左右，产出液油水混合，回压在0.5MPa，取得了较好的增能和降粘效果，降粘率可达81％。
Claims (9)
1.一种应用蒸汽驱脱硫后伴生气实现油水井增产的方法，其特征在于，所述方法包括：
将所述蒸汽驱脱硫后伴生气直接注入至油水井内，该蒸汽驱脱硫后伴生气组分中的气体与原油混合溶解，以实现原油降粘及增产；
或者；先将所述蒸汽驱脱硫后伴生气复配不同类型的化学药剂后，再将其注入至油水井内，通过蒸汽驱脱硫后伴生气组分中的气体与该化学药剂的协同作用来实现原油降粘及增产。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述蒸汽驱脱硫后伴生气或复配不同类型的化学药剂的蒸汽驱脱硫后伴生气通过专用设备注入油水井内。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述专用设备包括压风机。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述蒸汽驱脱硫后伴生气包括22-43v％的甲烷、47-60v％的二氧化碳及余量杂质。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述蒸汽驱脱硫后伴生气与所述不同类型的化学药剂依次交替注入至油水井内。
6.根据权利要求1-5任一项所述的方法，其特征在于，所述化学药剂包括降粘剂或发泡剂。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，以所述降粘剂的总重量为100％计，其包含5-8％的脂肪酸烷醇酰胺、5-10％的烷基酚聚氧乙烯醚、3-7％的脂肪醇聚氧乙烯醚、1-4％的聚氧乙烯烷基醇醚-10及余量水。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，以所述发泡剂的总重量为100％计，其包含1-3％的脂肪酸烷醇酰胺、4-6％的烷基酚聚氧乙烯醚、5-10％的聚氧乙烯烷基醇醚-10、6-8％的聚氧乙烯烷基醇醚-20及余量水。
9.蒸汽驱脱硫后伴生气在油水井增产中的应用。
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