本發(fā)明涉及一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法及裝置,屬于凝析氣田開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域。
背景技術(shù):
凝析氣藏是一種特殊類型氣藏,它的特殊之處在于氣藏中聚集的碳氫化合物在原始地層溫度、壓力條件下以氣態(tài)存在,當壓力降到露點壓力以下時,氣態(tài)混合物中會出現(xiàn)凝析油。凝析油質(zhì)輕而純凈,呈無色透明狀或淡黃透明狀,采出后甚至不需加工煉制就可以直接利用,有極高的工業(yè)價值。所以,凝析氣是一種很寶貴的資源,實現(xiàn)更高的凝析油采收率是凝析氣藏開發(fā)的關(guān)鍵點。
俄羅斯、美國和加拿大等國凝析氣儲量比較豐富,并且具有豐富的開發(fā)經(jīng)驗。早在20世紀30年代,美國已經(jīng)開始回注干氣保持壓力開采凝析氣藏,80年代又發(fā)展了注氮氣技術(shù)。前蘇聯(lián)主要采用衰竭式開發(fā)方式,采用各種屏障注水方式開發(fā)凝析氣頂油藏。凝析氣藏在我國的四川、大港、華北、塔里木等地相繼發(fā)現(xiàn),并已投入大規(guī)模開發(fā)??傮w來看,凝析氣藏采用天然能量以衰竭式開采的較多,僅少數(shù)凝析氣藏保持壓力開采。對具有一定儲量規(guī)模、凝析油含量高的凝析氣藏和帶油環(huán)凝析氣藏則多采用保持壓力開采,典型是我國塔里木盆地的牙哈凝析氣田,取得了超方案設(shè)計的開發(fā)效果。注氣保持壓力開發(fā)是提高凝析油采收率的有效方法,一方面注氣保持地層壓力抑制凝析油析出,減少在地層中的損失,另一方面注入氣可以反蒸發(fā)凝析油,達到提高凝析油采收率的目的。
對于部分儲量規(guī)模較小、儲層預測困難的碳酸鹽巖凝析氣藏,由于采氣井比較分散、規(guī)模較小不能專門鋪設(shè)注采管線,新鉆注氣井一方面費用較高,采出天然氣放空或燃燒處理,不能更好的利用,另一方面由于縫洞單元較小而無法設(shè)計注氣井位,難以采用整裝凝析氣藏的注氣開發(fā)方式,此類凝析氣藏更是采用衰竭開采,凝析油采收率較低。比如塔里木盆地塔中地區(qū)部分凝析氣藏大部分采用衰竭開采,產(chǎn)能遞減較快,天然氣及凝析油采收率均較低。
現(xiàn)有技術(shù)中,多是單井注氣吞吐,在同一個射孔層位實施,其目的是近井附近解堵,或者稠油油藏中單井注蒸汽吞吐,以提高稠油采收率,采收率低,且不能連續(xù)作業(yè)。
因此,急需一種針對碳酸鹽巖等儲層規(guī)模較小且凝析油含量較高的凝析氣藏提高凝析油采收率的開采技術(shù)。
技術(shù)實現(xiàn)要素:
為解決上述技術(shù)問題,本發(fā)明的目的在于提供一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法及裝置,該方法在同一口井中實現(xiàn)了凝析油氣藏的注采一體化,能夠循環(huán)作業(yè),有效提高凝析油氣藏的采收效率。
為達到上述技術(shù)目的,本發(fā)明提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的裝置,該裝置包括單井注采管柱、三相分離器和壓縮機;所述單井注采管柱包括油管(油管的具體尺寸滿足實際氣藏相應(yīng)的地層條件即可,可以使用27/8,31/2油管)、套管和封隔器;所述三相分離器上設(shè)有第一進氣口、第一排氣口、水出口和油出口;所述壓縮機上設(shè)有第二進氣口和第二排氣口;
所述油管與三相分離器上的第一進氣口連接;
所述三相分離器上的第一排氣口與壓縮機上的第二進氣口連接;
所述套管與所述壓縮機上的第二排氣口連接。
在上述裝置中,優(yōu)選地,所述油管置于所述套管內(nèi),所述封隔器位于所述油管與所述套管形成的環(huán)形空間內(nèi),對注氣井段和生產(chǎn)井段進行分隔。
在上述裝置中,所述封隔器滿足密封要求,能夠避免管柱內(nèi)流體竄流。
在上述裝置中,優(yōu)選地,所述壓縮機為離心壓縮機(離心壓縮機結(jié)構(gòu)緊湊,易于安裝運輸)。
在上述裝置中,所述油管、套管滿足注氣鋼級要求,即滿足以下標準:①標準號:SY/T 6857.1-2012,石油天然氣工業(yè)特殊環(huán)境用油井管第1部分:含H2S油氣田環(huán)境下碳鋼和低合金鋼油管和套管選用推薦做法;②標準號:SY/T 6194-2003,石油天然氣工業(yè)油氣井套管和油管用鋼管;③標準號:SY/T 6268-2008,套管和油管選用推薦作法;④標準號:Spec 5CT:2011/ISO 11960,套管和油管規(guī)范;⑤標準號:GB/T19830-2005,石油天然氣工業(yè)油氣井套管或油管用鋼管;如果地層流體中含有酸性氣體,管柱結(jié)構(gòu)、地層管線及處理設(shè)施按照行業(yè)標準(標準號:SY/T 6855-2012,含 H2S/CO2天然氣田集輸管網(wǎng)用雙金屬復合管;標準號:SY/T 0605-2008,凝液氣田地面工程設(shè)計規(guī)范)進行設(shè)計。
上述裝置中,三相分離器的結(jié)構(gòu)如圖5所示,工作時凝析油氣(氣液混合流體)進入分離器進行基本相分離,氣體進入氣體通道并經(jīng)過整流器和重力沉降,分離出液滴;液體進入液體空間分離出氣泡后油向上流動、水向下流動得以分離,氣體在離開分離器之前經(jīng)霧沫捕集器除去小液滴后從第一排氣口流出,油從頂部經(jīng)過溢流隔板進入油槽并從油出口流出,水經(jīng)溢流隔板進入水槽并從水出口流出。經(jīng)三相分離器分離后的氣體在流過離心壓縮機的葉輪時,高速運轉(zhuǎn)的葉輪使氣體在離心力的作用下,一方面壓力有所提高,另一方面速度也極大增加,即離心壓縮機通過葉輪首先將原動機的機械能轉(zhuǎn)變?yōu)闅怏w的靜壓能和動能,此后,氣體在流經(jīng)擴壓器的通道時,流道截面逐漸增大,前面的氣體分子流速降低,后面的氣體分子不斷涌流向前,使氣體的絕大部分動能又轉(zhuǎn)變?yōu)殪o壓能,也就是進一步起到增壓的作用,顯然,葉輪對氣體做功是氣體得以升高壓力的根本原因,而葉輪在單位時間內(nèi)對單位質(zhì)量氣體做功的多少是與葉輪外緣的圓周速度密切相關(guān)的,圓周速度越大,葉輪對氣體所作的功就越大。
本發(fā)明還提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法,其包括以下步驟:
步驟一:設(shè)計注氣井段和生產(chǎn)井段的位置,所述生產(chǎn)井段位于儲層的低部位,所述注氣井段位于儲層的頂部(現(xiàn)有技術(shù)中,多是單井注氣吞吐,在同一個射孔層位實施,其目的是近井附近解堵,采用本發(fā)明提供的技術(shù)方案將注氣井段部署于儲層的頂部,能夠有效利用回注天然氣密度低的特點,形成頂部驅(qū)替,到達提高采收率的目的);
設(shè)計好注氣井段和生產(chǎn)井段后,通過產(chǎn)能測試可以確定合理的壓差和產(chǎn)量,產(chǎn)能的確定有系統(tǒng)的方法,可以通過修正等時試井做出產(chǎn)能曲線,選擇其中的直線段,確定產(chǎn)量,避免氣井進入紊流段,增加額外壓差;
步驟二:使用油管在生產(chǎn)井段進行采氣,采出的凝析氣進入三相分離器進行分離,分別得到地層水、凝析油和天然氣;
步驟三:將上述得到的天然氣輸入壓縮機進行增壓后,通過套管由注氣井段回注至儲層,實現(xiàn)凝析油氣藏的單井循環(huán)注采作業(yè)。
在步驟二中,對凝析氣進行三相分離時,可以根據(jù)地層壓力溫度、凝析油含量、流體組成、以及對回收組分的要求,對相應(yīng)的分離工藝參數(shù)進行設(shè)置(如牙哈凝析氣 田地層壓力較高,為50MPa;進行三相分離時采用的是高壓注醇、J-T閥節(jié)流制冷技術(shù),制冷溫度為-33℃,實現(xiàn)了對氣體的淺冷處理);所述步驟二中,經(jīng)三相分離器分離得到的天然氣為干氣(在本領(lǐng)域中,干氣是相對濕氣與凝析氣而言,其是在地層條件下為氣體,采出到地面條件也為氣體;濕氣在地層條件下為氣體,采出到地面條件為氣體和微量液體;凝析氣在地層條件下為氣體,采出到地面條件為氣體和液體)。
在上述方法中,優(yōu)選地,所述生產(chǎn)井段位于儲層的底部;更優(yōu)選地,所述底部占整個儲層厚度的1/3。
對于定容無底水的凝析油氣藏,生產(chǎn)井段可以部署在儲層的最底部,底水能量越強生產(chǎn)井段可以上移,但不超過整個儲層厚度的1/3,采用上述方案對生產(chǎn)井段進行部署一方面能夠避免底水錐進,另一方面能夠避免氣頂錐進。
在上述方法中,優(yōu)選地,在步驟一中,所述生產(chǎn)井段與注氣井段的距離為儲層厚度的1/4-1/3。
凝析油氣藏中各組分分布存在重力梯度現(xiàn)象(即凝析油含量隨儲層深度的增加而增加),將生產(chǎn)井段部署在儲層的低部位,注氣井段部署在儲層的頂部,且注氣井段與生產(chǎn)井段間隔相應(yīng)的距離(儲層厚度的1/4-1/3),能夠避免頂部注入氣直接向下氣竄。
在上述方法中,優(yōu)選地,在步驟一中,所述生產(chǎn)井段和所述注氣井段采用負壓射孔工藝進行射孔完井(負壓射孔是井底液柱壓力低于儲層壓力條件下的射孔,在負壓射孔的瞬間,由于負壓差的存在,可使地層流體產(chǎn)生一個反向回流,沖洗射孔孔眼,避免孔眼堵塞和射孔液對儲層的損害,同時還可以減輕壓實作業(yè)程度,采用負壓射孔技術(shù)能夠有效保護儲層、提高產(chǎn)能)。
在上述方法中,優(yōu)選地,在步驟二中,使用油管對凝析氣藏進行采氣時,采氣速度小于5%,其中,所述采氣速度是指年產(chǎn)氣量與地質(zhì)儲量的比值,采氣速度小于5%即為年產(chǎn)氣量小于地質(zhì)儲量的5%(控制采氣速度在這一范圍內(nèi)能夠避免采氣速度過高導致回注的干氣向生產(chǎn)井段竄流)。
在上述方法中,優(yōu)選地,在步驟三中,將得到的天然氣輸入壓縮機進行增壓后,所述天然氣從壓縮機出口的輸出壓力為儲層的地層壓力。
在上述方法中,優(yōu)選地,在步驟三中,通過套管由注氣井段回注至儲層時,注入的天然氣的密度為160-200kg/m3。
在上述方法中,優(yōu)選地,在步驟三中,將天然氣通過套管由注氣井段回注至儲層時,所述天然氣的注入量等于所述天然氣的采出量。
本發(fā)明的有益效果:
本發(fā)明提供的技術(shù)方案為復雜巖性凝析油氣藏的開發(fā)提供一種簡易、高效、獨立的注氣提高采收率技術(shù),注入干氣在重力作用下在儲層頂部形成氣頂,將凝析油及原油驅(qū)向生產(chǎn)井段采出,使得凝析油或原油的采收率提高20%左右,有效解決了復雜巖性油氣藏采用衰竭式開發(fā)、采收率低的難題,油藏衰竭式開發(fā)采收率通常低于15%,而凝析氣藏衰竭開發(fā)凝析油采收率一般低于30%。
附圖說明
圖1是單井注采管柱的結(jié)構(gòu)示意圖;
圖2是生產(chǎn)井段和注氣井段在儲層中的位置示意圖;
圖3是不同地層壓力下凝析油的采出程度對比圖;
圖4是實施例1中能夠提高凝析油氣藏采收率的裝置的流程圖;
圖5是三相分離器的結(jié)構(gòu)示意圖。
主要附圖標號說明:
1:油管;2:三相分離器;201:第一進氣口;202:第一排氣口;203:水出口;204:油出口;205:反射擋板;206:氣相整構(gòu)件及霧沫捕集;207:氣出口過濾器;208:防浪板;209:下流管;210:防渦器;211:溢流隔板;3:套管;4:離心壓縮機;401:第二排氣口;402:第二進氣口;5:封隔器;7:注氣井段;9:生產(chǎn)井段。
具體實施方式
為了對本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解,現(xiàn)對本發(fā)明的技術(shù)方案進行以下詳細說明,但不能理解為對本發(fā)明的可實施范圍的限定。
實施例1
本實施例提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的裝置,其結(jié)構(gòu)如圖1和圖4所示。
本實施例提供的提高凝析油氣藏采收率的裝置,該裝置包括單井注采管柱(單井注采管柱的結(jié)構(gòu)如圖1所示)、三相分離器2(其結(jié)構(gòu)如圖5所示)和離心壓縮機4;單井注采管柱包括油管1、套管3和封隔器5,封隔器5位于所述油管1與所述套管3形成的環(huán)形空間內(nèi),對注氣井段7和生產(chǎn)井段9進行分隔,封隔器5滿足密封要求, 能夠避免管柱內(nèi)流體竄流;三相分離器2上設(shè)有第一進氣口201、第一排氣口202、水出口203和油出口204;離心壓縮機4上設(shè)有第二進氣口402和第二排氣口401;其中,所述油管1與三相分離器2上的第一進氣口201連接;三相分離器2上的第一排氣口202與離心壓縮機4上的第二進氣口402連接;套管3與離心壓縮機4上的第二排氣口401連接。
實施例2
本實施例提供了一種單井循環(huán)注氣提高凝析油氣藏采收率的方法,其包括以下步驟:
1)將生產(chǎn)井段9部署在儲層的底部(該底部占整個儲層厚度的1/3),注氣井段7部署在儲層的頂部,且注氣井段7與生產(chǎn)井段9間隔的距離為儲層厚度的1/4-1/3(如圖2所示),生產(chǎn)井段9和注氣井段7均采用負壓射孔工藝進行射孔完井;
2)利用油管1在生產(chǎn)井段9對凝析油氣藏進行采氣(控制采氣速度為3%),凝析氣流體由生產(chǎn)井段9的射孔孔眼流入油管1中,在壓力作用下從油管1底部進入三相分離器2中進行基本相分離,氣體進入氣體通道并經(jīng)過整流器和重力沉降,分離出液滴;液體進入液體空間分離出氣泡后油向上流動、水向下流動得以分離,氣體在離開分離器之前經(jīng)霧沫捕集器206除去小液滴后從第一排氣口202流出,油從頂部經(jīng)過溢流隔板211進入油槽并從油出口204流出,水經(jīng)溢流隔板211進入水槽并從水出口203流出;
3)分離得到的天然氣由三相分離器2上的第一排氣口202進入離心壓縮機4進行增壓,氣體在流過離心壓縮機的葉輪時,高速運轉(zhuǎn)的葉輪使氣體在離心力的作用下,一方面壓力有所提高,另一方面速度也極大增加,即離心式壓縮機通過葉輪首先將原動機的機械能轉(zhuǎn)變?yōu)闅怏w的靜壓能和動能,此后,氣體在流經(jīng)擴壓器的通道時,流道截面逐漸增大,前面的氣體分子流速降低,后面的氣體分子不斷涌流向前,使氣體的絕大部分動能又轉(zhuǎn)變?yōu)殪o壓能,也就是進一步起到增壓的作用,顯然,葉輪對氣體做功是氣體得以升高壓力的根本原因,而葉輪在單位時間內(nèi)對單位質(zhì)量氣體做功的多少是與葉輪外緣的圓周速度密切相關(guān)的,圓周速度越大,葉輪對氣體所作的功就越大;氣體增壓到地層壓力(即離心壓縮機4上第二排氣口401的出口壓力達到地層壓力或略低于地層壓力)后,天然氣通過套管3環(huán)空從注氣井段7回注至儲層,注入量為采出的天然氣量,采出的同時注入,實現(xiàn)了凝析油氣藏的單井循環(huán)注采作業(yè)。
對實施例2提供的技術(shù)方案進行數(shù)值模擬研究,圖3為不同地層壓力下,凝析油的采出程度對比圖,發(fā)現(xiàn)采用本發(fā)明提供的技術(shù)方案與傳統(tǒng)衰竭式開采技術(shù)方案相比,采收率能夠提高20%。