CN114370260A - 海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统及其作业方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，包括井口采油树、电泵生产管柱、加热装置、药剂罐和制氮装置，加热装置的出水口通过注热水管线连接至井口采油树的油管翼阀上、入水口通过进水管线与平台生产分离水连接；药剂罐内存储有起泡剂，药剂罐通过注药剂管线连接在注热水管线上；制氮装置通过注氮管线连接至井口采油树的套管翼阀。本发明还公开了上述系统的作业方法，将热水、起泡剂和氮气通过原有冷采生产管柱注入油藏，注入结束后焖井一段时间然后启泵生产。本发明可以充分发挥热、气、化学药剂的协同增效作用，提高高含水稠油油藏动用程度，从而大幅提高稠油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及海上稠油油田热采开发采油工艺，特别涉及一种海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统及其作业方法。
背景技术
对于陆地油田来说，对稠油的开发起步较早，并形成了蒸汽驱、蒸汽吞吐、SAGD以及热水驱等稠油热采技术。通过引入热的作用进行稠油降粘，有效动用稠油储层，进而提高采收率。然而对于海上油田来说，由于安全要求以及平台空间限制，其稠油热采起步较晚，目前并没有形成稠油热采操作规范。因此目前海上稠油大多已冷采形式开采。然而稠油与冷水的流度比大，在水驱开采的过程中极易出现指进现象，该现象从产量上表现为产液量上升、产油量下降以及含水率上升。
由于完井方式及管柱的限制，在经济成本可控的条件下转换海上高含水稠油冷采井的开发方式转变为热采开发较为困难，如何利用现有冷采完井条件进一步提高稠油产量是海上稠油热采工程师丞待解决的问题之一。
因此，本发明提供一种海上高含水稠油冷采井复合吞吐增效工艺及作业方法，以解决上述问题。
发明内容
本发明的目的是为了解决现有海上稠油开采技术存在技术较单一的局限性，提供了一种海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统及其作业方法，可以根据冷采井井口及管柱耐温特点实施热复合增效技术提高高含水冷采稠油井开采效果的目的，本发明融合了热-气-剂不同的特征，能够为海上高含水稠油冷采井开发奠定技术方面的应用基础，对于海上低产稠油冷采开发井提高开发效果具有十分重要的现实意义。
本发明所采用的技术方案是：一种海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，所述系统包括井口采油树和电泵生产管柱，所述系统还包括：
加热装置，所述加热装置的出水口通过注热水管线连接至所述井口采油树的油管翼阀上、所述加热装置的入水口通过进水管线与平台生产分离水连接，使得所述平台生产分离水能通过所述加热装置进行加热，并且加热后的所述平台生产分离水能通过所述注热水管线注入到所述电泵生产管柱的油管内；
药剂罐，所述药剂罐内存储有起泡剂，所述药剂罐通过注药剂管线连接在所述注热水管线上，使得所述起泡剂能和加热后的所述平台生产分离水在所述注热水管线中混合并通过所述油管翼阀注入到所述电泵生产管柱的油管内；以及
制氮装置，所述制氮装置通过注氮管线连接至所述井口采油树的套管翼阀，使得所述制氮装置制造的氮气能通过所述套管翼阀注入到所述电泵生产管柱的油套环空内。
进一步地，所述进水管线上设置有注水泵。
进一步地，所述注药剂管线上设置有计量泵。
进一步地，通过所述加热装置加热后的所述平台生产分离水的温度为100℃～115℃。
进一步地，所述起泡剂包括α-烯基磺酸钠、月桂醇聚氧乙烯醚硫酸钠、十二烷基硫酸钠、芥酸酰胺羟丙基甜菜碱中的一种或几种，所述起泡剂与加热后的所述平台生产分离水混合后的浓度为0.5％～1％。
进一步地，所述系统还包括柴油橇，所述柴油橇用于为所述加热装置提供燃料。
本发明所采用的另一技术方案是：一种基于上述海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统的作业方法，包括以下步骤：
步骤1，捞出所述电泵生产管柱中的Y堵；
步骤2，通过所述制氮装置向所述电泵生产管柱的油套环空注入氮气，油套环空内的所述氮气通过水平段筛管进入稠油油层，将稠油油层内的地层水往远离所述电泵生产管柱的方向推动；
步骤3，所述加热装置将所述平台生产分离水进行加热，加热后的所述平台生产分离水与所述起泡剂进行混合，形成热水增效溶液，向所述油管内注入所述热水增效溶液，所述油管内的所述热水增效溶液通过所述油管上的出液孔进入油套环空，油套环空内的其中一部分所述热水增效溶液与油套环空内的所述氮气混合产生泡沫，泡沫通过所述筛管进入稠油油层，油套环空内的另一部分所述热水增效溶液通过所述筛管进入稠油油层与稠油油层内的所述氮气混合产生泡沫，所产生的泡沫对稠油油层内的出水层进行封堵；
步骤4，在所述热水增效溶液和所述氮气注入结束后，进行焖井；
步骤5，投入Y堵，所述电泵生产管柱进行生产作业。
进一步地，步骤3中，在注入所述热水增效溶液的同时，所述制氮装置持续向所述电泵生产管柱的油套环空注入氮气。
进一步地，步骤4中，所述的焖井的时间为48小时～72小时。
本发明的有益效果是：本发明提供了一种全新的高含水稠油冷采井提高开采效果的工艺，通过前置氮气一定程度压制了底水水锥速度，再注入热水+伴注高强度的氮气泡沫，可实现一定堵调作用，同时起泡剂还可降低油水界面张力，改变润湿性，减小油水流度比等，通过充分发挥热、气、化学药剂的协同增效作用，可大幅提高稠油油藏动用水平、降低采出液含水率及提高冷采稠油井开采效果，增加平台油井产量。
附图说明
图1：本发明海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统结构示意图；
附图标注：
1——平台生产分离水； 2——注水泵；
3——加热装置； 4——制氮装置；
5——药剂罐； 6——计量泵；
7——柴油橇； 8——油管翼阀；
9——套管翼阀； 10——油管；
11——热水增效溶液； 12——油套环空；
13——氮气； 14——Y堵；
15——套管； 16——稠油油层；
17——电潜泵； 18——筛管；
19——注热水管线； 20——进水管线；
21——注药剂管线； 22——注氮管线；
23——出液孔。
具体实施方式
为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下：
如附图1所示，一种海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，系统包括井口采油树和电泵生产管柱，井口采油树上安装有油管翼阀8和套管翼阀9，电泵生产管柱包括油管10、套管15、筛管18、Y堵14和电潜泵17等，油管10和套管15之间以及油管10与筛管18之间形成油套环空12，油管10的水平段上间隔设置有多个出液孔23。
系统还包括加热装置3、药剂罐5、制氮装置4、柴油橇7、注入泵和计量泵6。
加热装置3的出水口通过注热水管线19连接至井口采油树的油管翼阀8上、加热装置3的入水口通过进水管线20与平台生产分离水1连接，进水管线20上设置有注水泵2。平台生产分离水1能通过加热装置3进行加热，并且加热后的平台生产分离水1能通过注热水管线19注入到电泵生产管柱的油管10内。通过加热装置3加热后的平台生产分离水1的温度为100℃～115℃，从而使得注入至油管10内的热水增效溶液11的温度为100℃～115℃。
药剂罐5内存储有高效起泡剂，药剂罐5通过注药剂管线21连接在注热水管线19上，注药剂管线21上设置有计量泵6。起泡剂能和加热后的平台生产分离水1在注热水管线19中混合并通过油管翼阀8注入到电泵生产管柱的油管10内。起泡剂的主要作用是与氮气13一起产生稳定的泡沫，所产生的泡沫用于封堵出水层。起泡剂其主要成分由α-烯基磺酸钠、月桂醇聚氧乙烯醚硫酸钠、十二烷基硫酸钠、芥酸酰胺羟丙基甜菜碱中的一种或几种组成，起泡剂与加热后的平台生产分离水1混合后的浓度为0.5％～1％。
制氮装置4用于制造高纯度氮气13，制氮装置4通过注氮管线22连接至井口采油树的套管翼阀9。制氮装置4制造的氮气13能通过套管翼阀9注入到电泵生产管柱的油套环空12内。氮气13的作用是压水椎，同时与起泡剂形成稳定的泡沫。
柴油橇7用于为加热装置3提供燃料。
上述海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统的作业方法如下：
步骤1，钢丝作业捞出电泵生产管柱中的Y堵14；
步骤2，通过制氮装置4向电泵生产管柱的油套环空12注入氮气13，油套环空12内的氮气13通过水平段筛管18进入稠油油层16，把稠油油层16内的地层水往油藏深部推动，即，往远离电泵生产管柱的方向推动；
步骤3，加热装置3将平台生产分离水1进行加热，加热后的平台生产分离水1与起泡剂进行混合，形成热水增效溶液11，向油管10内注入热水增效溶液11，油管10内热水增效溶液11通过油管10上的出液孔23进入油套环空12，油套环空12内的其中一部分热水增效溶液11与油套环空12内的氮气13混合产生泡沫，泡沫通过筛管18进入稠油油层16，油套环空12内的另一部分热水增效溶液11通过筛管18进入稠油油层16与稠油油层16内的氮气13混合产生泡沫，所产生的泡沫对稠油油层16内的出水层进行封堵；
其中，在注入热水增效溶液11的同时，制氮装置4持续向电泵生产管柱的油套环空12注入氮气13；
步骤4，在热水增效溶液11和氮气13注入结束后，进行焖井，其中，焖井的时间为48小时～72小时；
步骤5，投入Y堵14，启动电潜泵17，电泵生产管柱进行生产作业。
在本发明的第一个实施例中，起泡剂由十二烷基硫酸钠和芥酸酰胺羟丙基甜菜碱组成，起泡剂与加热后的平台生产分离水1混合后使用浓度在0.8％；加热后的平台生产分离水1的温度为110℃；注入结束后的焖井时间为60小时。
在本发明的第二个实施例中，起泡剂为α-烯基磺酸钠，起泡剂与加热后的平台生产分离水1混合后使用浓度在0.65％；加热后的平台生产分离水1的温度为115℃；注入结束后的焖井时间为50小时。
在本发明的第三个实施例中，起泡剂为月桂醇聚氧乙烯醚硫酸钠，起泡剂与加热后的平台生产分离水1混合后使用浓度在0.5％；加热后的平台生产分离水1的温度为115℃；注入结束后的焖井时间为72小时。
通过以下现场试验例对本发明的效果进行验证：
选择某海上高含水稠油冷采井，油藏埋深1800米左右，水平段长度280米左右，采用优质筛管+砾石充填完井防砂方式，井口采油树及管柱最高耐温121℃，50℃地面脱水原油粘度3914mPa.s，Y合管柱生产，在生产5个月后即发生水侵，实施前日产液195m3/d，日产油15m3/d，无水采油期较短，见水后含水上升较快。
根据油藏地质实际情况及CMG数值模拟结果，设计高效起泡剂用量36m3，氮气13注入量10x104Nm3，具体参数如下：
1)高效起泡剂使用参数
高效起泡剂具体为月桂醇聚氧乙烯醚硫酸钠，使用浓度1％。
2)氮气13压水锥参数
油套环空12注入，氮气13纯度99.9％，注入量10x104Nm3。
3)主段塞参数
加热后的平台生产分离水1注入量2480m3，注入温度105℃，高效起泡剂用量36m3，使用浓度1％，同时油套环空12连续注入高纯度氮气13。
实施本发明后，该海上高含水稠油冷采井日产油量达到90m3/d，含水下降70％以上，达到一定堵水增油、有效动用的目的。
综上，本发明是将一定温度的热水、高效起泡剂及氮气13注入高含水稠油冷采井，注入结束后焖井一定时间，然后启泵生产的增效工艺方法，可以充分发挥热-气-剂有机质解堵及封堵大孔道的作用，提高高含水稠油油藏动用程度，从而大幅提高高含水冷采稠油井开发效果的开采技术。
尽管上面结合附图对本发明的优选实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式，这些均属于本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，所述系统包括井口采油树和电泵生产管柱，其特征在于，所述系统还包括：
加热装置(3)，所述加热装置(3)的出水口通过注热水管线(19)连接至所述井口采油树的油管翼阀(8)上、所述加热装置(3)的入水口通过进水管线(20)与平台生产分离水(1)连接，使得所述平台生产分离水(1)能通过所述加热装置(3)进行加热，并且加热后的所述平台生产分离水(1)能通过所述注热水管线(19)注入到所述电泵生产管柱的油管(10)内；
药剂罐(5)，所述药剂罐(5)内存储有起泡剂，所述药剂罐(5)通过注药剂管线(21)连接在所述注热水管线(19)上，使得所述起泡剂能和加热后的所述平台生产分离水(1)在所述注热水管线(19)中混合并通过所述油管翼阀(8)注入到所述电泵生产管柱的油管(10)内；以及
制氮装置(4)，所述制氮装置(4)通过注氮管线(22)连接至所述井口采油树的套管翼阀(9)，使得所述制氮装置(4)制造的氮气(13)能通过所述套管翼阀(9)注入到所述电泵生产管柱的油套环空(12)内。
2.根据权利要求1所述的海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，其特征在于，所述进水管线(20)上设置有注水泵(2)。
3.根据权利要求1所述的海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，其特征在于，所述注药剂管线(21)上设置有计量泵(6)。
4.根据权利要求1所述的海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，其特征在于，通过所述加热装置(3)加热后的所述平台生产分离水(1)的温度为100℃～115℃。
5.根据权利要求1所述的海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，其特征在于，所述起泡剂包括α-烯基磺酸钠、月桂醇聚氧乙烯醚硫酸钠、十二烷基硫酸钠、芥酸酰胺羟丙基甜菜碱中的一种或几种，所述起泡剂与加热后的所述平台生产分离水(1)混合后的浓度为0.5％～1％。
6.根据权利要求1所述的海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统，其特征在于，所述系统还包括柴油橇(7)，所述柴油橇(7)用于为所述加热装置(3)提供燃料。
7.一种基于上述权利要求1至6任一项所述的海上高含水稠油冷采井热复合吞吐增效系统的作业方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，捞出所述电泵生产管柱中的Y堵(14)；
步骤2，通过所述制氮装置(4)向所述电泵生产管柱的油套环空(12)注入氮气(13)，油套环空(12)内的所述氮气(13)通过水平段筛管(18)进入稠油油层(16)，将稠油油层(16)内的地层水往远离所述电泵生产管柱的方向推动；
步骤3，所述加热装置(3)将所述平台生产分离水(1)进行加热，加热后的所述平台生产分离水(1)与所述起泡剂进行混合，形成热水增效溶液(11)，向所述油管(10)内注入所述热水增效溶液(11)，所述油管(10)内的所述热水增效溶液(11)通过所述油管(10)上的出液孔(23)进入油套环空(12)，油套环空(12)内的其中一部分所述热水增效溶液(11)与油套环空(12)内的所述氮气(13)混合产生泡沫，泡沫通过所述筛管(18)进入稠油油层(16)，油套环空(12)内的另一部分所述热水增效溶液(11)通过所述筛管(18)进入稠油油层(16)与稠油油层(16)内的所述氮气(13)混合产生泡沫，所产生的泡沫对稠油油层(16)内的出水层进行封堵；
步骤4，在所述热水增效溶液(11)和所述氮气(13)注入结束后，进行焖井；
步骤5，投入Y堵(14)，所述电泵生产管柱进行生产作业。
8.根据权利要求7所述的作业方法，其特征在于，步骤3中，在注入所述热水增效溶液(11)的同时，所述制氮装置(4)持续向所述电泵生产管柱的油套环空(12)注入氮气(13)。
9.根据权利要求7所述的作业方法，其特征在于，步骤4中，所述的焖井的时间为48小时～72小时。
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