CN113048064A - 一种稠油井的增产装置和方法 - Google Patents
一种稠油井的增产装置和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113048064A CN113048064A CN202110360805.7A CN202110360805A CN113048064A CN 113048064 A CN113048064 A CN 113048064A CN 202110360805 A CN202110360805 A CN 202110360805A CN 113048064 A CN113048064 A CN 113048064A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- section
- diameter
- nitrogen
- spiral
- length
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 162
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 80
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 78
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 48
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 26
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 23
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 22
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 16
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 23
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 20
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006902 nitrogenation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D7/00—Pumps adapted for handling specific fluids, e.g. by selection of specific materials for pumps or pump parts
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/18—Rotors
- F04D29/181—Axial flow rotors
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/18—Rotors
- F04D29/185—Rotors consisting of a plurality of wheels
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/40—Casings; Connections of working fluid
- F04D29/52—Casings; Connections of working fluid for axial pumps
- F04D29/528—Casings; Connections of working fluid for axial pumps especially adapted for liquid pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D3/00—Axial-flow pumps
- F04D3/02—Axial-flow pumps of screw type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明涉及一种稠油井的增产装置和增产方法，所述增产装置包括依次设置的物料进口、通道和物料出口；所述通道包括依次设置的过渡段和螺旋段；所述过渡段为第一渐缩结构；所述螺旋段为螺旋溜槽结构；所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮。通过将降粘剂原液或稀释液与氮气在地面按一定比例混合后，流经增产装置后使降粘剂均匀分散在氮气中，进入储层后，波及体积大、受效范围大，与储层原油全面充分接触、充分降粘，气态氮气与地层水不相溶、形成非弹性驱替，可以将近井地带地层水推远，为地层油提供更好的渗流通道，从而达到控水增油的效果。
Description
技术领域
本发明涉及石油领域，具体涉及一种稠油井的增产装置和方法。
背景技术
受稠油与地层水高流度比影响，稠油井一旦发生水侵，油井产水量突增、产油量下降显著，严重制约油井生产效果，核心问题是控水与降低油水流度比，控水即延缓、阻挡地层水流向井筒，降低油水流度比关键在于降低原油粘度，原油粘度降低了也更有助于控水，二者相辅相成。
如CN205189846U一种稠油井加降粘剂装置，包括：药剂罐、出液阀、过滤器,放空阀、管线、回流阀、计量泵、出口阀、脉动缓冲器、压力表、流量计、止回阀、地面控制阀、井下控制阀。所述的稠油井加降粘剂装置的药剂罐下部设有出液阀，出液阀通过管线与过滤器、计量泵的进口联接，计量泵的出口分为两个流程，一个流程是通过管线与回流阀、药剂罐的上部联接，中间并设有放空阀；另一个流程是通过管线与出口阀、脉动缓冲器、流量计、止回阀联接，又通过地面控制阀与回压阀门下部的地面管线联接及井下控制阀与套管阀门联接。本实用新型适用于油田稠油井开采井筒或地面管线加降粘剂，流量连续平稳注入，计量准确，避免光杆缓下或油井回压升高，保证稠油井正常生产。
CN106050209A公开了一种提高低渗透稠油井产量的方法，该方法具体包括以下步骤：油井的筛选；油井的压裂；油井的单井吞吐处理；油井井筒的处理。本发明具有工艺简单和可操作性强的特点，有利于现场推广应用；本发明的针对性强，本发明根据低渗透稠油井的特点有针对性地选择系列的工艺措施，因此，能大幅度地提高油井的产量和有效期，单井增油量大于1000t，有效期大于3年，投入产出比大于1:5。因此，本发明可广泛地应用于低渗透稠油井增产的现场试验中。
即为提高稠油井的开发效果，向目标井注入一定量降粘剂，可以达到控水、降粘的双重目的，从而降低油井产水量、提升油井产油量。但由于降粘剂为液态流体，单独注入油井，进入地层后极易发生液相延单一方向渗流突破、小孔隙不受效，储层原油受效不均、波及体积小，降粘剂有效使用率低且使用成本极高，不适宜现场推广。
发明内容
鉴于现有技术中存在的问题，本发明的目的之一在于提供一种稠油井的增产装置和方法，采用特定结构的增产装置将氮气和降粘剂注入井中，形成的稳定的雾化悬浮体系，二者协同进入油层，降粘剂在氮气的携带下，更易进入油层中微小孔隙，与原油发生反应，波及范围广、受效面积达，同时氮气利用非弹性能量控水、挡水，二者协同作用达到控水增油的目的。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供了一种稠油井的增产装置，
所述增产装置包括依次设置的物料进口、通道和物料出口；
所述通道包括依次设置的过渡段和螺旋段；
所述过渡段为第一渐缩结构，以物料流向为参考；
所述螺旋段为螺旋溜槽结构；
所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮，以物料流向为参考。
本发明提供的增产装置，采用特定结构的增产装置将氮气和降粘剂注入井中，流经增产装置后使降粘剂均匀分散在氮气中，形成稳定的悬浮体系，进入储层后，液相降粘剂在气相氮气的携带下，均匀广泛地进入油层，且增产装置处理后更易进入常规液相难以进入的小孔道，波及体积大、受效范围大，与储层原油全面充分接触、充分降粘，同时，气态氮气与地层水不相溶、形成非弹性驱替，可以将近井地带地层水推远，为地层油提供更好的渗流通道，从而达到控水增油的效果。
作为本发明优选的技术方案，所述物料进口包括第一进料段和第二进料段。
优选地，所述第一进料段的直径为80-82mm，例如可以是80mm、80.2mm、80.4mm、80.6mm、80.8mm、81mm、81.2mm、81.4mm、81.6mm、81.8mm或82mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第一进料段的长度为85-88mm，例如可以是85mm、85.2mm、85.4mm、85.6mm、85.8mm、86mm、86.2mm、86.4mm、86.6mm、86.8mm、87mm、87.2mm、87.4mm、87.6mm、87.8mm或88mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述第二进料段为第二渐缩结构，以物料流向为参考。
优选地，所述第二渐缩结构的大端直径等于所述第一进料段的直径。
优选地，所述第二渐缩结构的小端直径等于所述第一渐缩结构大端的直径。
优选地，所述第二进料段的长度为29-33mm，例如可以是29mm、29.5mm、30mm、30.5mm、31mm、31.5mm、32mm、32.5mm或33mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二渐缩结构的小端直径为40-42mm，例如可以是40mm、40.2mm、40.4mm、40.6mm、40.8mm、41mm、41.2mm、41.4mm、41.6mm、41.8mm或42mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述第一渐缩结构小端的直径为5-6mm，例如可以是5mm、5.1mm、5.2mm、5.3mm、5.4mm、5.5mm、5.6mm、5.7mm、5.8mm、5.9mm或6mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
所述过渡段的长度为100-102mm，例如可以是100mm、100.2mm、100.4mm、100.6mm、100.8mm、101mm、101.2mm、101.4mm、101.6mm、101.8mm或102mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述过渡段和所述螺旋段之间的最短距离为130-135mm，例如可以是130mm、130.5mm、131mm、131.5mm、132mm、132.5mm、133mm、133.5mm、134mm、134.5mm或135mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述螺旋溜槽结构的横向倾角为20-25°，例如可以是20°、21°、22°、23°、24°或25°等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述螺旋溜槽结构的螺距为23-25mm，例如可以是23mm、23.2mm、23.4mm、23.6mm、23.8mm、24mm、24.2mm、24.4mm、24.6mm、24.8mm或25mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述螺旋段的直径为46-50mm，例如可以是46mm、46.5mm、47mm、47.5mm、48mm、48.5mm、49mm、49.5mm或50mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述螺旋段的长度为415-420mm，例如可以是415mm、415.5mm、416mm、416.5mm、417mm、417.5mm、418mm、418.5mm、419mm、419.5mm或420mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述通道的长度为800-900mm，例如可以是800，例如可以是800mm、810mm、820mm、830mm、840mm、850mm、860mm、870mm、880mm、890mm或900mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述物料出口包括依次连接的第一出料段和第二出料段。
优选地，所述第一出料段的结构为所述第二进料段的结构。
优选地，所述第二出料段的直径为80-82mm，例如可以是80mm、80.2mm、80.4mm、80.6mm、80.8mm、81mm、81.2mm、81.4mm、81.6mm、81.8mm或82mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二出料段的长度为85-88mm，例如可以是85mm、85.2mm、85.4mm、85.6mm、85.8mm、86mm、86.2mm、86.4mm、86.6mm、86.8mm、87mm、87.2mm、87.4mm、87.6mm、87.8mm或88mm等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
第二方面，本发明提供采用如第一方面所述增产装置的增产方法，所述增产方法包括：将氮气与降粘剂通过第一方面所述的增产装置注入稠油井中；
所述氮气与降粘剂的流量比为(600-650):1。
作为本发明优选的技术方案，所述增产方法包括：将氮气与降粘剂通过增产装置注入稠油井中；
所述氮气与降粘剂的流量比为(600-650):1；
所述增产装置包括依次设置的物料进口、通道和物料出口；
所述物料进口包括第一进料段和第二进料段；所述第一进料段的直径为80-82mm；所述第一进料段的长度为85-88mm；
所述第二进料段为第二渐缩结构，以物料流向为参考；所述第二渐缩结构的大端直径等于所述第一进料段的直径；所述第二渐缩结构的小端直径等于所述第一渐缩结构大端的直径；所述第二进料段的长度为29-33mm；所述第二渐缩结构的小端直径为40-42mm；
所述通道包括依次设置的过渡段和螺旋段；所述通道的长度为800-900mm；
所述过渡段为第一渐缩结构，以物料流向为参考；所述第一渐缩结构小端的直径为5-6mm；所述过渡段的长度为100-102mm；
所述过渡段和所述螺旋段之间的最短距离为130-135mm；
所述螺旋段为螺旋溜槽结构；所述螺旋溜槽结构的横向倾角为20-25°；所述螺旋溜槽结构的螺距为23-25mm；所述螺旋段的直径为46-50mm；所述螺旋段的长度为415-420mm；
所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮，以物料流向为参考；
所述物料出口包括依次连接的第一出料段和第二出料段，所述第一出料段的结构为所述第二进料段的结构；所述第二出料段的直径为80-82mm；所述第二出料段的长度为85-88mm。
本发明提供的技术方案，若前井筒近井地带受地层产出稠油堵塞影响，进行井筒作业热洗，采用热水反洗的方法，将井筒内壁、射孔段的附着稠油带出，达到对井筒内壁、射孔段清洗的作用，为后续注入氮气降粘剂的流体疏通通道。当氮气携带降粘剂进入地层后，与地层原油充分接触、降粘、控水等综合作用，在注入施工结束后，关井3-5天，根据焖井压力，择机放喷生产。同时作为本领域技术人员应熟知完整的作业流程为作业井筒热洗、施工前准备、注入流程连接及试压、氮气与降粘剂注入、顶替注入，焖井、投产七个步骤组成。具体地，在氮气和降粘剂注入中10-15min内的压降小于0.5MPa，参考现有技术即可。
与现有技术方案相比，本发明至少具有以下有益效果：
(1)利用氮气混合油水两相降粘剂，采用特定结构的增产装置形成以氮气为介质、降粘剂为微粒的雾化液，降粘剂微粒更容易进入地层中的微小孔隙，与孔隙中的原油充分接触，提高波及体积，发生降粘、分散反应，充分降低原油流度，提高其流动性能；同时利用氮气的与地层水接触时、非弹性驱动，具有推水、控水的作用，在近井地带为原油流动提供更好的渗流通道，二者共同作用达到控水、降粘的综合效果，从而实现目标井的增产。
(2)本发明提供的增产方法，通过进一步地限定氮气和降粘剂的比例组分，进一步地的强化了控水降黏的效果，油井的含水率至少可以降低25％，日增产油6t以上。
附图说明
图1是本发明实施例1中增产装置的示意图；
图2是本发明实施例3中S-1井和S-17井中氮气量和降粘剂量的对比图；
图3是本发明实施例3中S-1井和S-17井中含水率和产量的对比图；
图中：a-物料进口，a1-第一进料段，a2-第二进料段，b-通道，b1-过渡段，b2-螺旋段，c-物料出口，c1-第一出料段，c2第二出料段；
图4是本发明模拟对比例中采用的实验装置示意图；
图中：1-氮气储罐；2-第一高压阀门；3-第一放压阀；4-第一高压注入泵；5-第一单流阀；6-第二高压阀门；7-第二单流阀；8-第二高压注入泵；9-化学剂容器；10-增产装置；11-岩心柱；12-岩心夹持器；13-围压表；14-第二放压阀；15-围压泵；16-第三放压阀；17-第三高压阀门；18-气液分离器；19-气量计；20-排空阀；
图5是本发明模拟对比例所得参数的对比图。
下面对本发明进一步详细说明。但下述的实例仅仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明的保护范围以权利要求书为准。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：
实施例1
本实施例提供一种稠油井的增产装置，如图1所示，所述增产装置包括依次设置的物料进口a、通道b和物料出口c；
所述通道b包括依次设置的过渡段b1和螺旋段b2；
所述过渡段b1为第一渐缩结构，以物料流向为参考；
所述螺旋段b2为螺旋溜槽结构；
所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮，以物料流向为参考。
所述螺旋溜槽结构的横向倾角为20°；
所述螺旋溜槽结构的螺距为24mm。
实施例2
本实施例提供一种稠油井的增产装置，所述增产装置包括依次设置的物料进口a、通道b和物料出口c；
所述物料进口a包括第一进料段a1和第二进料段a2；所述第一进料段a1的直径为80mm；所述第一进料段a1的长度为88mm；
所述第二进料段a2为第二渐缩结构，以物料流向为参考；所述第二渐缩结构的大端直径等于所述第一进料段a1的直径；所述第二渐缩结构的小端直径等于所述第一渐缩结构大端的直径；所述第二进料段a2的长度为30mm；所述第二渐缩结构的小端直径为40mm；
所述通道b包括依次设置的过渡段b1和螺旋段b2；所述通道b的长度为800mm；
所述过渡段b1为第一渐缩结构，以物料流向为参考；所述第一渐缩结构小端的直径为5mm；所述过渡段b1的长度为100mm；
所述过渡段b1和所述螺旋段b2之间的最短距离为130mm；
所述螺旋段b2为螺旋溜槽结构；所述螺旋溜槽结构的横向倾角为22°；所述螺旋溜槽结构的螺距为23mm；所述螺旋段2.2的直径为50mm；所述螺旋段b2的长度为420mm；
所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮，以物料流向为参考；
所述物料出口c包括依次连接的第一出料段c1和第二出料段c2，所述第一出料段c1的结构为所述第二进料段c2的结构；所述第二出料段c2的直径为80mm；所述第二出料段c2的长度为88mm。
上述实施例中，通将上述具有特定结构(过渡段和螺旋段)的增产装置将氮气和降粘剂注入稠油井中，实现了稠油井中稠油粘度的有效降低，这是因为该所述混合物料通过采用本发明中的增产装置使混合物料更易进入常规液相难以进入的小孔道，波及体积大、受效范围大，与储层原油全面充分接触、充分降粘，同时，气态氮气与地层水不相溶、形成非弹性驱替，可以将近井地带地层水推远，为地层油提供更好的渗流通道，从而达到控水增油的效果。
实施例3
本实施例提供一种稠油井的增产方法，主要由作业井筒热洗、施工前准备、注入流程连接及试压、氮气与降粘剂注入、顶替注入，焖井、投产七个步骤组成。
(1)作业井筒热洗：反洗后，上提洗井管柱为注入管柱。
(2)施工准备：准备对应的施工设备与材料。
(3)注入流程连接及试压：连接地面设备及管线注入流程并进行试压，若地面试压不合格需整改。
(4)氮气与降粘剂混注：地面设备及注入流程试压合格后，启动制氮注氮设备注入氮气、降粘剂注入设备注入降粘剂，二者经增产装置进入井筒，根据设计注入氮气与降粘剂雾化流体，监测记录施工压力；
(5)顶替注入：在注入施工结束之后，氮气设备停止注入，倒换为降粘剂单一注入流程，将井筒雾化流体全部顶入地层，一般顶替用降粘剂稀释液用量为1-1.5倍注入管柱内容积；
(6)焖井：顶替注入结束后，进行焖井，时间3-5天，焖井阶段记录监测井口压力变化；
(7)投产：焖井后，若5天内井口压力下降至0则可直接下泵投产；若5天后井口压力仍大于5MPa，则放喷投产。
上述步骤(1)具体为小修作业起出生产管柱，下入光管热洗管柱至人工井底，热水循环反洗2周，反洗出含油污水由集输系统回收；上提热洗管柱至目的层以上50m，为下步雾化流体注入管柱。
上述步骤(2)具体包括制氮注氮设备1套(排量1200m3/h、压力等级35MPa)，稠油降粘剂，注液用柱塞泵1台，30方降粘剂储液罐若干台，5m3供液池1套；耐高压气液两相增产器1套；注入管线若干。将稠油降粘剂与水按照5％的体积浓度比例配置成降粘剂稀释液；
上述步骤(3)具体包括：(1)氮气注入流程试压介质为氮气，试压21MPa，10min压力降小于0.5MPa为合格，否则整改；(2)降粘剂注入流程试压介质为清水，试压21MPa，10min压力降小于0.5MPa为合格，否则整改；
上述步骤(4)具体包括：
(1)注入的氮气排量为1200Nm3/h、降粘剂稀释液排量为2m3/h，两者比例为600:1。
具体选择S区块储层属于稠油油藏，埋藏深2600m-2800m，原油粘度426mpa·s，平均孔隙度25％，平均渗透率266×10-3μm2，为中孔中渗储层。
选取该区块2口高含水井：S-1井和S-17井。
其中S-17井作为对比井(单独直接注入氮气和降粘剂，不采用本发明中的增产装置)，措施前日产液17m3，含水率98.1％，采用单独注入氮气和降粘剂工艺，注入氮气16×104m3、降粘剂稀释液(5％浓度)360m3。
S-1井作为本发明的实施井，措施前日产液16.8m3，含水率97.9％，注入氮气和降粘剂雾化流体，其中氮气11.52×104m3、降粘剂稀释液(5％浓度)192m3，降粘剂稀释液(5％浓度)顶替液25m3。
2口井注入氮气量和降粘剂量对比如图2所示，采取措施后相同生产时间(300天)2口井的含水率和产量对比如图3所示。
通过2口井的措施对比，采用本发明方法实施的S-1井，仅为S-17井的氮气使用量72％、降粘剂使用量的53.33％，但是在措施后相同时间(300天)内S-1井含水率下降幅度和措施有效期远远高于S-17井，累计产油量是S-17井的2.41倍，本发明办法措施后开采效果优势明显。
为了进一步说明本发明的效果，另采用模拟实验开展下述对比例岩心驱替实验：
模拟情况1、采用本发明增产装置的流量比为600:1的氮气和降粘剂；
模拟情况2、采用单独直接注入氮气和降粘剂，不采用本发明中的增产装置，氮气和降粘剂的流量比例为600:1；
模拟情况3、采用并采用本发明中的增产装置，氮气和降粘剂的流量比例为800:1；
模拟情况4、采用增产装置的流量比为600:1的氮气和降粘剂，其中增产装置中螺旋段的横向倾角为40°；
模拟情况5、采用增产装置主要流量比为600:1的氮气和降粘剂，其中增产装置中螺旋段的螺距为60mm；
试验装置如图4所示，首先氮气储罐1输出的氮气通过第一高压阀门2控制注入流量，第一放压阀3控制系统压力，通过第一高压注入泵4增压提高注入压力，氮气经第一单流阀5和第二高压阀门6。化学剂容器9中储存降粘剂，经第二高压注入泵8和第二单流阀7与氮气混合后，进入增产装置10(根据不同对比例调整装置10参数)，然后流经岩心柱11进行驱替(围压泵15为岩心夹持器12提供围压，围压通过围压表13进行测量，用于模拟地层压力，第二放压阀14用于岩心加持器压力的控制)，后经第三放压阀16、第三高压阀门17后进入气液分离器18，通过气液分离器18对流体进行气液分离，降粘剂留存于气液分离器中，氮气通过气量计19进行计量，最终通过排空阀20释放。整个流程通过恒温箱模拟地层温度，最后通过烘干、量重计算岩心采收率，计算岩心柱驱替效率，结果如图5所示。其中，岩心柱11、岩心夹持器12，第三放压阀16和第三高压阀门17置于恒温箱(85℃)中。
岩心柱驱替效率为通过注入氮气和降粘剂驱替出岩心柱中油的质量与岩心柱中注入油的质量比。
从图5可知，模拟情况1采用本发明增产装置且氮气降粘剂流量比600：1条件下岩心柱驱替效率最高，达到81.4％，效果最好，排名第1，说明本发明增产装置横向倾角、螺旋段的螺距、流量比最为优化，使液相降粘剂均匀地分散于氮气，广泛地与岩心柱原油接触。模拟情况3采用本发明中的增产装置，氮气和降粘剂的流量比例为800:1，气液比例增大，驱替过程中过早地发生气窜现象，导致驱替效率下降，驱替效率为75.6％，排名第2；模拟情况5尽管氮气和降粘剂比为600:1，但增产装置中螺旋段的螺距为60mm，螺距增长导致氮气与降粘剂离心分散的次数减少，因而不利于二者均匀融合，驱替效率为71.3％，排名第3；模拟情况5尽管氮气和降粘剂比为600:1，但增产装置中螺旋段的横向倾角为40°，导致氮气与降粘剂离心分散作用力降低，不利于二者均匀融合，驱替效率为68.2％，排名第4；模拟情况5采用单独直接注入氮气和降粘剂，不采用本发明中的增产装置，氮气和降粘剂的流量比例为600:1，氮气与降粘剂分别注入，降粘剂未经氮气携带，作用范围大幅度降低，驱替效率仅为47.2％，效果最差。
通过上述实施例和对比例的结果可知，本发明采用特定的氮气混合油水两相降粘剂的比例，利用增产装置形成以氮气为介质、降粘剂为微粒的雾化液，降粘剂微粒更容易进入地层中的微小孔隙，与孔隙中的原油充分接触，提高波及体积，发生降粘、分散反应，充分降低原油流度，提高其流动性能；同时利用氮气的与地层水接触时、非弹性驱动，具有推水、控水的作用，在近井地带为原油流动提供更好的渗流通道，二者共同作用达到控水、降粘的综合效果，从而实现目标井的增产。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
Claims (10)
1.一种稠油井的增产装置，其特征在于，所述增产装置包括依次设置的物料进口、通道和物料出口；
所述通道包括依次设置的过渡段和螺旋段；
所述过渡段为第一渐缩结构，以物料流向为参考；
所述螺旋段为螺旋溜槽结构；
所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮，以物料流向为参考。
2.如权利要求1所述的增产装置，其特征在于，所述物料进口包括第一进料段和第二进料段；
优选地，所述第一进料段的直径为80-82mm；
优选地，所述第一进料段的长度为85-88mm。
3.如权利要求1或2所述的增产装置，其特征在于，所述第二进料段为第二渐缩结构，以物料流向为参考；
优选地，所述第二渐缩结构的大端直径等于所述第一进料段的直径；
优选地，所述第二渐缩结构的小端直径等于所述第一渐缩结构大端的直径；
优选地，所述第二进料段的长度为29-33mm；
优选地，所述第二渐缩结构的小端直径为40-42mm。
4.如权利要求1-3任一项所述的增产装置，其特征在于，所述第一渐缩结构小端的直径为5-6mm；
优选地，所述过渡段的长度为100-102mm；
优选地，所述过渡段和所述螺旋段之间的最短距离为130-135mm。
5.如权利要求1-4任一项所述的增产装置，其特征在于，所述螺旋溜槽结构的横向倾角为20-25°；
优选地，所述螺旋溜槽结构的螺距为23-25mm。
6.如权利要求1-5任一项所述的增产装置，其特征在于，所述螺旋段的直径为46-50mm；
优选地，所述螺旋段的长度为415-420mm。
7.如权利要求1-6任一项所述的增产装置，其特征在于，所述通道的长度为800-900mm。
8.如权利要求1-7任一项所述的增产装置，其特征在于，所述物料出口包括依次连接的第一出料段和第二出料段；
优选地，所述第一出料段的结构为所述第二进料段的结构；
优选地，所述第二出料段的直径为80-82mm；
优选地，所述第二出料段的长度为85-88mm。
9.一种稠油井的增产方法，其特征在于，所述增产方法包括：将氮气与降粘剂通过如权利要求1-8任一项所述的增产装置注入稠油井中；
所述氮气与降粘剂的流量比为(600-650):1。
10.如权利要求9所述的增产方法，其特征在于，所述增产方法包括：将氮气与降粘剂通过所述增产装置注入稠油井中；
所述氮气与降粘剂的流量比为(600-650):1；
所述增产装置包括依次设置的物料进口、通道和物料出口；
所述物料进口包括第一进料段和第二进料段；所述第一进料段的直径为80-82mm；所述第一进料段的长度为85-88mm；
所述第二进料段为第二渐缩结构，以物料流向为参考；所述第二渐缩结构的大端直径等于所述第一进料段的直径；所述第二渐缩结构的小端直径等于所述第一渐缩结构大端的直径；所述第二进料段的长度为29-33mm；所述第二渐缩结构的小端直径为40-42mm；
所述通道包括依次设置的过渡段和螺旋段；所述通道的长度为800-900mm；
所述过渡段为第一渐缩结构，以物料流向为参考；所述第一渐缩结构小端的直径为5-6mm；所述过渡段的长度为100-102mm；
所述过渡段和所述螺旋段之间的最短距离为130-135mm；
所述螺旋段为螺旋溜槽结构；所述螺旋溜槽结构的横向倾角为20-25°；所述螺旋溜槽结构的螺距为23-25mm；所述螺旋段的直径为46-50mm；所述螺旋段的长度为415-420mm；
所述螺旋溜槽结构的终点设置有叶轮，以物料流向为参考；
所述物料出口包括依次连接的第一出料段和第二出料段，所述第一出料段的结构为所述第二进料段的结构；所述第二出料段的直径为80-82mm；所述第二出料段的长度为85-88mm。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110360805.7A CN113048064B (zh) | 2021-04-02 | 2021-04-02 | 一种稠油井的增产装置和方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110360805.7A CN113048064B (zh) | 2021-04-02 | 2021-04-02 | 一种稠油井的增产装置和方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113048064A true CN113048064A (zh) | 2021-06-29 |
| CN113048064B CN113048064B (zh) | 2023-01-06 |
Family
ID=76517205
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110360805.7A Active CN113048064B (zh) | 2021-04-02 | 2021-04-02 | 一种稠油井的增产装置和方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113048064B (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6279653B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-08-28 | Phillips Petroleum Company | Heavy oil viscosity reduction and production |
| CN103195462A (zh) * | 2013-04-16 | 2013-07-10 | 中国矿业大学 | 矿井注氮过程中液体添加及雾化装置 |
| CN107083987A (zh) * | 2017-03-24 | 2017-08-22 | 中国矿业大学(北京) | 防治井下采空区煤炭自燃的氮气阻化汽雾制备方法及系统 |
| CN110454122A (zh) * | 2019-08-08 | 2019-11-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 气溶胶稠油摇溶装置及降粘方法 |
| CN111577228A (zh) * | 2020-04-23 | 2020-08-25 | 山东瑞恒兴域石油技术开发有限公司 | 一种氮气雾化分散复合助剂稠油冷采方法 |
| CN111911121A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏降粘剂高效注入及降粘方法 |
-
2021
- 2021-04-02 CN CN202110360805.7A patent/CN113048064B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6279653B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-08-28 | Phillips Petroleum Company | Heavy oil viscosity reduction and production |
| CN103195462A (zh) * | 2013-04-16 | 2013-07-10 | 中国矿业大学 | 矿井注氮过程中液体添加及雾化装置 |
| CN107083987A (zh) * | 2017-03-24 | 2017-08-22 | 中国矿业大学(北京) | 防治井下采空区煤炭自燃的氮气阻化汽雾制备方法及系统 |
| CN110454122A (zh) * | 2019-08-08 | 2019-11-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 气溶胶稠油摇溶装置及降粘方法 |
| CN111577228A (zh) * | 2020-04-23 | 2020-08-25 | 山东瑞恒兴域石油技术开发有限公司 | 一种氮气雾化分散复合助剂稠油冷采方法 |
| CN111911121A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏降粘剂高效注入及降粘方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113048064B (zh) | 2023-01-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN101457640B (zh) | 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法 | |
| US20220127942A1 (en) | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously | |
| CN104963672B (zh) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 | |
| CN105041287A (zh) | 一种提高低渗致密砂岩油气井产能的纤维暂堵转向压裂方法 | |
| CN103437746A (zh) | 一种水平井多段段内多缝体积压裂方法 | |
| CN105089603A (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| CN105606509A (zh) | 一种稠油油藏高温油水相对渗透率的测量方法 | |
| CN110761762B (zh) | 一种致密砂岩油藏提高压裂体积的方法 | |
| CN106593389B (zh) | 一种采用永久性堵剂实现高角度天然裂缝油藏的压裂方法 | |
| CN105626006A (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
| CN102493791A (zh) | 磨料射流喷射装置 | |
| CN101747886A (zh) | 压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液 | |
| CN110593841A (zh) | 一种转向压裂用水溶性暂堵剂的在线加注装置和暂堵方法 | |
| CN104594869A (zh) | 储层改造方法 | |
| CN101126314A (zh) | 泡沫段塞分流酸化工艺 | |
| CN111927423B (zh) | 一种页岩加砂压裂停泵压裂转向方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| CN110454122A (zh) | 气溶胶稠油摇溶装置及降粘方法 | |
| CN116335615A (zh) | 一种底水油藏井下聚能射流控高改造装置及方法 | |
| CN114737940A (zh) | 一种三维井带渗流暂堵体积压裂方法 | |
| CN113048064B (zh) | 一种稠油井的增产装置和方法 | |
| CN112443305B (zh) | 一种通过两次注酸及簇间暂堵促进缝高延伸的水平井压裂方法 | |
| CN117605533A (zh) | 一种连通井“l”型溶腔储气库储气间歇期扩容调控方法 | |
| US3707188A (en) | Non collapse stemming of casing subjected to explosive effects |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |