一种井下自生混相热流体吞吐采油方法与流程

本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种井下自生混相热流体吞吐采油方法。

背景技术：

稠油就是粘度高、相对密度大的原油，国内叫“稠油”，国外叫“重油”。由于其流动性能差、甚至在油层条件下不能流动，因而采用常规开采方法很难经济有效地开发。从20世纪初开始，热力采油已逐渐成为开采这类原油的有效方法。稠油分布范围广，由于蕴藏有巨大的稠油资源量而被世界各产油国所重视，随着热力开采技术的发展，开采规模在逐步扩大，产量在不断增长，稠油热采在石油工业中已占有较重要的位置。

稠油中胶质与沥青含量较高，轻质馏分很少，随着胶质与沥青含量增高，稠油的密度与粘度也增加。但稠油的粘度对温度极其敏感，随温度增加，粘度急剧下降，基于稠油粘度对温度的强敏感特性，热力采油方法通常被认为是开采稠油油藏最有效的手段，我国大部分油田以蒸汽吞吐方式开采稠油，取得良好的经济效益，但注蒸汽条件下，稠油粘度下降只是暂时的，随着注入和开采过程中的热量损失，温度下降，稠油粘度逐渐回升，给井筒举升和地面技术带来一系列困难；火烧油层方法，可以通过燃烧稠油中的胶质、沥青质等重质成分，生产高温烟道气，以溶于稠油中，对稠油进行改质、降粘，但火烧油层现场实施过程中，注入气难以控制，极易造成气窜、火线分部不均等问题，且难以调整作业。

针对上述问题，本发明提出一种井下自生混相热流体吞吐采油方法，相对蒸汽吞吐方法，降粘效果更为显著，减少井筒举升和地面作业的困难，相对火烧油层采油方法，本发明更易于操控，更为灵活。

技术实现要素：

本发明实施例提供一种井下自生混相热流体吞吐采油方法，首先对目标吞吐井进行完井作业，完井后向井下布置井下混相热流体发生器及其配套地面系统，通过地面系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水进行混相燃烧，生成混相热流体并注入油层，当混相热流体注入量达到预设范围后闷井，闷井时间达到预设范围后进行自喷采油作业。

该方法通过向油层注入混相热流体进行吞吐采油，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油进行改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，使其更易于被采出；本方法可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，通过若干轮次的吞吐，可有效增加注入井和生产井的连通性；也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油，对已经经过多轮蒸汽吞吐后的油井，本方法可使原本蒸汽难以动用的残余油增加流动性，可作为多轮蒸汽吞吐油井后期采油方法。

为了实现上述目的，本发明实施例提供一种井下自生混相热流体吞吐采油方法，首先对目标吞吐井进行完井作业；完井作业后进行增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业，其中所述井下作业包括：向所述目标吞吐井布置井下混相热流体发生器，其中所述地面作业包括：布置井下混相热流体发生器配套地面系统；通过地面系统向井下热流体发生器供入氧化剂、燃料和水进行井下生成混相热流体并注入油层，当混相热流体注入量达到预设范围后闷井；闷井时间达到预设范围后进行采油作业。

所述完井作业包括套管外壁与地层之间加设水泥封堵层，套管选用api套管系列中的h级、k级或j级，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上部，完井时在所述吞吐井人工井底加设喷射保护层；所述喷射保护层为表面光滑耐高温不锈钢体构成，为桶状，厚度5-10毫米，高度1-3米，起到保护人工井底不被混相热流体腐蚀作用。

所述的增产作业包括井下作业和地面作业：

所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，并对所述封隔器进行做封；其中，所述供给管路包括燃料供给管线、冷却水供给管线、氧化剂供给管线和供给电缆；其中，所述井下混相热流体发生器由顶部连接组件、燃烧组件、汽化组件、螺旋增压组件和喷射组件组成；供给管路穿过封隔器与顶部连接组件相连接。

所述地面作业包括：连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统，所述氧化剂供给系统用于将氧化剂干燥、过滤后供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述燃料供给系统用于将燃料供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述冷却水供给系统用于将不同类型的水过滤、软化后供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述电点火系统用于对所述井下混相热流体发生器进行电点火操作，使上述氧化剂、燃料和水在井下混相热流体发生器中形成混相燃烧；所述监控系统用于实时监测所述氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和井下混相热流体发生器工作时产生的具体工作参数，以及自喷采油时采出气的气体组分，如硫化氢、氧气、二氧化碳含量，进而判断油藏中采油情况以及井下混相热流体发生器内部燃烧质量，并可通过监控系统实现远程控制操作。

所述混相热流体注入量的预设范围包括：所述的预设范围为所述混相热流体进入近井地带5-20米范围，当达到所述预设范围后，关闭供给系统及采油树阀门进行闷井，所述闷井时间范围为7-15天，再此期间混相热流体与地层中原油进行降粘反应，增加近井地带稠油流动性。

所述采油作业包括：闷井后进行自喷采油，通过调整采出液排量，使井底流压保持2-4mpa之间进行生产，以保证采出液温度不超过100℃，使混相热流体中的热量得到充分利用，自喷结束后下入抽油泵采油至达不到经济效益为止。

本发明实施例的有益效果在于：1)本发明通过地面配套系统向井下混相热流体发生器提供氧化剂、燃料和水，在井下形成混相燃烧生成高温蒸汽和二氧化碳，并随之注入油层中，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油进行改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，使其更易于被采出；2)相对于地面燃烧制造蒸汽，本发明采油地下燃烧，燃烧产物直接注入地层中，零排放，对环境无污染；3)本方法相较火烧油层应用更为灵活，可适应不同地质条件的油藏，且在采油过程中可以随时停注进行调整措施作业，而火烧油层采油方法停止注气后恢复注气需要重新进行地下点火操作；4)可对于多轮蒸汽吞吐油井使用本发明方法，可对原本蒸汽难以动用的残余油增加其流动性，使原本蒸汽吞吐无效井增加采收率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为一种井下自生混相热流体吞吐采油方法流程示意图。

图2为完井示意图。

图3为井下混相热流体布置示意图。

图4为地面系统布置示意图。

附图标号：1、套管2、水泥封堵层3、油层4、人工井底5、喷射保护层6、氧化剂供给管线7、燃料供给管线8、冷却水供给管线9、供给电缆10、地面供给系统连接装置11、顶部连接组件12、燃烧组件13、汽化组件14、螺旋增压组件15、喷射组件16、封隔器17、氧化剂供应系统18、燃料供应系统19、冷却水供应系统20、监控系统21、电点火系统22、采油树。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例提供了一种井下自生混相热流体吞吐采油方法，所述方法包括如下步骤：

步骤一，对目标吞吐井进行完井作业，如图2所示，套管1外壁与地层之间加设水泥封堵层2，所述水泥封堵层2高100-300米，位于油层上部，完井时在所述吞吐井人工井底4加设喷射保护层5；喷射保护层5为表面光滑耐高温不锈钢体构成，为桶状，厚度5-10毫米，高度1-3米，起到保护人工井底4不被混相热流体腐蚀作用。

步骤二：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

其中所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，如图3所示，井下混相热流体发生器由5部分组成，分别是：顶部连接组件11、燃烧组件12、汽化组件13、螺旋增压组件14、喷射组件15；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，供给管路与井下混相热流体发生器通过地面供给系统连接装置10相连接；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，如图4所示，所述的地面系统包括氧化剂供给系统17、燃料供给系统18、冷却水供给系统19、监控系统20和电点火系统21；将所述地面系统通过采油树22与供给管路相连接。

步骤三，通过地面系统向井下注入氧化剂、燃料和水，在井下完成混相燃烧，并生成混相热流体，随后注入油层中，井下混相热流体发生器部件中的螺旋增压组件14底部装设有单向增压阀，可有效防止在注入过程和闷井过程中井内产生溢流现象。注入混相热流体中，高温蒸汽注入量为每天20-300吨，二氧化碳注入量为每天3-40吨。

步骤四，关闭氧化剂供应系统、燃料供应系统、水供应系统，关闭采油树入口阀门，进行闷井作业。

步骤五，闷井后进行自喷采油，通过调整采出液排量，使井底流压保持2-4mpa之间进行生产，以保证采出液温度不超过100℃，使混相热流体中的热量得到充分利用，自喷结束后下入抽油泵采油至达不到经济效益为止。

图1为本发明实施例的方法整体流程图，如图1所示，该方法包括：

101、对目标吞吐井进行完井

102、对目标吞吐井进行增产作业

103、通过地面系统向井下注入氧化剂、燃料和水，井下混相燃烧，生成混相热流体注入油层，注入量达到预设范围后闷井

104、闷井时间达到预设范围后，井底压力大于原始地层压力时，进行自喷采油

105、自喷结束后或井底压力小于原始地层压力时，下入抽油泵进行抽油作业

其中103可以包括：地面系统供给的氧化剂为空气、富氧气体、贫氧气体中的一种。

其中103还可以包括：地面系统供给的燃料为天然气、汽油、柴油、甲烷、氢气或其他燃料中的一种。

其中103还可以包括：地面系统供给的水为蒸馏水、软化水、过滤水或其他不产生水垢的水中的一种。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1：

某油田一口注水井，油层深度1700米，油层温度50摄氏度，油层厚度22米，原油粘度44000毫帕秒，原始地层压力17.5兆帕，已经进行过水驱采油，但注水压力大，注水量小，油层中可动用储量较小，目前注水压力33兆帕，注水量为5立方米/天，目前采收率为2％，对此油井进行第一轮吞吐生产。

第一步：对目标吞吐井进行完井作业，参阅图2，套管选用api套管系列中的k级，套管直径为7英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为100米；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为10毫米，高度为1米。

第二步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图3，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图4，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第三步：通过地面系统向井下注入氧化剂、燃料和水，在井下完成混相燃烧生成混相热流体，并注入油层中，注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天30吨，二氧化碳量为每天5吨，注入时间为5天，注入范围为近井地带5米。

第四步：关闭氧化剂供应系统、燃料供应系统、水供应系统，关闭采油树入口阀门，进行闷井作业，闷井7天。

第五步：闷井后观察地层压力20兆帕，进行放喷作业，放喷持续20天，放喷阶段出液量700吨，含水率10％。

第六步：在井内下入抽油泵进行采油，采油持续30天，采油阶段出液量480吨，含水率15％。

第七步：重复第二步至第六步，最终进行吞吐7次，总出液量7300吨，总含水率20％。

实施例2：

某油田一个区块，油层深度2200米，油层温度70摄氏度，油层厚度20米，原油粘度75000毫帕秒，原始地层压力19兆帕，由于地层原油粘度较大，原油在井下不具备流动性，目前开采属于一次采油。

第一步：对目标吞吐井进行完井作业，参阅图2，套管选用api套管系列中的j级，套管直径为8-5/8英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为300米；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为7毫米，高度为2米。

第二步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图3，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部10米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图4，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第三步：通过地面系统向井下注入氧化剂、燃料和水，在井下完成混相燃烧生成混相热流体，并注入油层中，注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天25吨，二氧化碳量为每天4吨，注入时间为7天，注入范围为近井地带10米。

第四步：关闭氧化剂供应系统、燃料供应系统、水供应系统，关闭采油树入口阀门，进行闷井作业，闷井10天。

第五步：闷井后观察地层压力20兆帕，进行放喷作业，放喷持续15天，放喷阶段出液量530吨，含水率10％。

第六步：在井内下入抽油泵进行采油，采油持续30天，采油阶段出液量620吨，含水率6％。

第七步：重复第二步至第六步，最终进行吞吐6次，总出液量3500吨，总含水率11％。

实施例3：

某油田一个区块，油层深度1400米，油层温度55摄氏度，油层厚度13米，原油粘度23000毫帕秒，原始地层压力12兆帕。已进行过蒸汽吞吐6次，累计注入蒸汽11000吨饱和蒸汽，目前采收率为42.6％。

第一步：对目标吞吐井进行完井作业，参阅图2，套管选用api套管系列中的j级，套管直径为7英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为230米；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为5毫米，高度为3米。

第二步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图3，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图4，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第三步：通过地面系统向井下注入氧化剂、燃料和水，在井下完成混相燃烧生成混相热流体，并注入油层中，注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天140吨，二氧化碳量为每天30吨，注入时间10天，注入范围为近井地带20米。

第四步：关闭氧化剂供应系统、燃料供应系统、水供应系统，关闭采油树入口阀门，进行闷井作业，闷井15天。

第五步：闷井后观察地层压力20兆帕，进行放喷作业，放喷持续7天，放喷阶段出液量1150吨，含水率80％。

第六步：在井内下入抽油泵进行采油，采油持续15天，采油阶段出液量980吨，含水率90％。

第七步：重复第二步至第六步，最终进行吞吐4次，总出液量6700吨，总含水率75％。

以上实施例仅用以说明本发明实施例的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明实施例进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例各实施例技术方案的精神和范围。以上具体实施方式仅用于说明本发明，而非用于限定本发明。