CN104358553A - 一种油层注气方法 - Google Patents
一种油层注气方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104358553A CN104358553A CN201410593310.9A CN201410593310A CN104358553A CN 104358553 A CN104358553 A CN 104358553A CN 201410593310 A CN201410593310 A CN 201410593310A CN 104358553 A CN104358553 A CN 104358553A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil reservoir
- air
- foaming agent
- water solution
- injection
- 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.)
- Pending
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 166
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims abstract description 61
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 33
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- RCEAADKTGXTDOA-UHFFFAOYSA-N OS(O)(=O)=O.CCCCCCCCCCCC[Na] Chemical compound OS(O)(=O)=O.CCCCCCCCCCCC[Na] RCEAADKTGXTDOA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 claims description 3
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 abstract description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 21
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 241000521257 Hydrops Species 0.000 description 7
- 206010030113 Oedema Diseases 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000003434 inspiratory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009491 slugging Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
本申请公开一种油层注气方法,包括:将发泡剂水溶液通过注入井注入待开采油层内;注入所述发泡剂水溶液后通过所述注入井向所述待开采油层内注入空气。所述发泡剂水溶液的注入速度为150立方米每小时至300立方米每小时,所述发泡剂水溶液的注入时间为2小时至5小时。所述空气的注入速度为每米厚度油层每天注入200标准立方米空气至每米厚度油层每天注入300标准立方米空气;所述注入空气至待开采油层内的空气与原油燃烧体积比例为200至500时停止注入空气。通过本申请提供的油层注气方法能够在多层火烧时平衡各个油层的动用程度。
Description
技术领域
本发明涉及火烧油层采油领域,尤其涉及一种油层注气方法。
背景技术
目前,通常采用火烧油层技术进行开采石油,火烧油层技术是通过向油层内注入空气并通过点火引燃油层,进而通过油层燃烧产生的热量降低原油粘度以将原油开采出来。火烧油层技术通常包括单层火烧以及多层火烧。由于油藏不同深度存在不同的油层,油层与油层之间存在将其间隔分开的隔夹层。在隔夹层的纵向厚度大于3米时,在注气井中下入的封隔器才能将油层分隔,通过封隔器分隔后可以采取单层火烧的方式进行开采石油。在隔夹层的纵向厚度不大于3米时,此时封隔器是无法将油层之间分隔开的,进而只能采取多层火烧的方式进行开采石油。
实际生产中,由于很多油层的隔夹层的纵向厚度在1米至2米之间,在进行蒸汽热采之后通常会采取多层火烧的方式进行开采。多层火烧进行开采多层油层时,通过同时向多个油层注入空气,然后点火引燃多个油层进而达到开采多个油层目的。
上述多层油层在进行蒸汽热采时,由于蒸汽比重小于原油,在比重相对轻的流体遇到大比重的流体时,比重轻的流体会产生向上流动的趋势,所以注入的蒸汽大部分会进入上部油层,形成超覆。在大部分的蒸汽进入上部油层后,蒸汽对上部油层形成冲刷,使得上部油层中孔隙内的原油冲刷出来,进而形成较多的大孔道,进一步提高了上部油层的孔隙度,并对上部油层内部的原油进行了较大程度的开采。在后续进行多层火烧时,注入的空气其比重也比较低,并且注入的空气会优先进入大孔道内部,进而大部分注入的空气会进入上部油层,而使得下部油层进入的空气较少,甚至达不到点火条件,进而造成在多层火烧时,有的油层动用程度较高,而有的油层动用程度较低,开采效果不太理想。所以,亟需一种方法以能够在多层火烧时平衡各个油层的动用程度。
发明内容
鉴于现有技术的缺陷,本申请提供一种油层注气方法,以能够在多层火烧时平衡各个油层的动用程度。
本申请所提供的一种油层注气方法,包括:
将发泡剂水溶液通过注入井注入待开采油层内;
注入所述发泡剂水溶液后通过所述注入井向所述待开采油层内注入空气。
优选的,所述发泡剂水溶液的注入速度为150立方米每小时至300立方米每小时,所述发泡剂水溶液的注入时间为2小时至5小时。
优选的,所述空气的注入速度为每米厚度油层每天注入200标准立方米空气至每米厚度油层每天注入300标准立方米空气;所述注入空气至待开采油层内的空气与原油燃烧体积比例为200至500时停止注入空气。
优选的,在注入所述发泡剂水溶液之后以及注入所述空气之前向所述注入井内注入水,所述水能够在井筒内将所述发泡剂水溶液与所述空气隔开。
优选的,所述水的注入速度为150立方米每小时至300立方米每小时,其注入量为3.5立方米至16立方米。
优选的,注入所述发泡剂水溶液之前向注入井内注入空气以能够压低所述注入井内液体的液面使其低于所述待开采油层的顶部。
优选的,在所述压低液面步骤中,所述空气的注入速度为1000标准立方米每小时至2000标准立方米每小时。
优选的,在所述压低液面步骤中,当待开采油层的顶部露出时继续注入空气2小时至4小时。
优选的,在所述空气的注入量达到预设注入量时进行油层点火,所述预设注入量按照每立方米油层注入150标准立方米空气计算。
优选的,所述发泡剂水溶液选取十二烷基硫酸钠水溶液、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠水溶液、松香皂类发泡剂水溶液、α烷基磺酸盐水溶液中的一种或几种的混合物。
上述本申请所提供的油层注气方法通过依次注入所述发泡剂水溶液及所述空气,使得发泡剂水溶液进入待开采油层上部的大孔道中,然后通过发泡剂与空气接触反应形成泡沫进而封堵大孔道,使得后续注入的所述空气不会通过大孔道而大量的进入所述待开采油层的上部油层,进而待开采油层整体的进气量比较均匀,进而采用本申请所提供的油层注气方法能够在多层火烧时平衡各个油层的动用程度。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例或现有技术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性的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请一种实施方式所提供的油层注气方法的步骤流程图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案,下面将结合本申请实施例中的附图,对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例,都应当属于本发明保护的范围。
请参考图1,本申请一种实施方式提供一种油层注气方法,包括以下步骤:
S1、将发泡剂水溶液通过注入井注入待开采油层内。
所述步骤S1中,所述发泡剂水溶液可以为阴离子表面活性剂,阴离子表面活性剂在引入空气的情况下,接触空气会产生大量泡沫。所述发泡剂水溶液经注入井注入待开采油层内形成泡沫段塞,所以本步骤也可以称为泡沫段塞阶段。由于所述发泡剂水溶液注入速度远大于油层吸入速度,所以井筒中会存在一定长度并将待开采油层淹没的发泡剂水溶液,所述发泡剂水溶液会选择性进入大孔道、高渗透性通道,并接触后续注入的空气后产生泡沫,进而所产生的泡沫将待开采油层大孔道及高渗透性通道封堵。
发泡剂可以选用耐高温(耐温200摄氏度)并且具备一定的稳泡能力的发泡剂,所述发泡剂水溶液注入后可以处理以注入井为轴线半径为3米至5米范围的油层,所述发泡剂水溶液发泡后,由于所产生的泡沫以将所接触的周围油层的大孔道及高渗透性通道封堵,此时注入空气,不仅能够增大空气进入待开采油层的下部油层的注入量,若井筒内存在液体淹没油层的情况,还可以快速压低所述井筒内的液体液面。
S2、注入所述发泡剂水溶液后通过所述注入井向所述待开采油层内注入空气。
所述步骤S2中,在注入所述发泡剂后需要通过所述注入井向所述待开采油层注入空气,注入的所述空气具有多个作用:一、与步骤S1中注入的发泡剂进行反应生成泡沫,以将大孔道及高渗透性通道封堵;二、由于井筒中有可能存在积压的液体(所述液体可以淹没油层,阻止油层内进入空气,进而无法进行火烧油层采油。),所述空气随着注入量的增大推动所述发泡剂水溶液向下运动,进而挤压井筒内的液体重新进入油层内,最终使得空气注入至整体待开采油层内;三、为多层火烧提供燃烧所需的氧气。所以本步骤可以称为空气段塞阶段,即由空气段塞推动泡沫段塞。所述空气注入过程中即可进行油层点火工作,在点火过程中空气可以一直注入。
上述本实施方式所提供的油层注气方法通过依次注入所述发泡剂水溶液及所述空气,使得发泡剂水溶液进入待开采油层上部的大孔道中,然后通过发泡剂与空气接触反应形成泡沫进而封堵大孔道,使得后续注入的所述空气不会通过大孔道而大量的进入所述待开采油层的上部油层,进而待开采油层整体的进气量比较均匀,进而采用本实施方式所提供的油层注气方法能够在多层火烧时平衡各个油层的动用程度。
同时,在实际开采中,注入井的井筒中容易存在大量液体,所述液体将部分或全部待开采油层掩埋,后续注入的所述空气无法进入,进而造成掩埋部分无法点燃的情况或全部无法进行火驱的状况,导致油层纵向动用程度不均。井筒内存在液体的原因主要有以下两个:一、在点火前作业过程中,井筒存留积液;二、点火注气的过程中,空气进入油层,油层内部增压,油层内部压强过大时部分油层段的原油等液体向井筒渗液。两个方面导致井筒积液,积液掩埋油层段,火烧油层开采时,注入的空气量达不到把积液压入地层的条件,就会导致部分油层不能点燃的情况。在这种情况下,采用本实施方式所提供的油层注气方法时,通过先注入所述发泡剂水溶液,通过发泡剂所形成的泡沫将待开采油层的高渗透率的通道或油层封堵,进而注入的所述空气可以专注于挤压所述积液至油层,待将所述积液全部挤入油层后空气再逐渐进入待开采油层整体的内部,不会出现只会进入部分油层的问题,所以通过本实施方式所提供的油层注气方法可以平衡待开采油层的纵向动用程度。
还有,因为油藏形成过程中,岩石的沉积不是规律性的,所以纵向或横向来看,油藏的孔隙度、渗透率、压力不同的,所以油层是非均质的,进而油层内部的压力***是不一致的。由于压力***不一致,油层一般的厚度为50米~100米,油层厚度跨度比较大,每一层的压力不一致,吸气量分布不均,即压力较小的油层进入的空气较多,而压力较大的油层的吸入空气量较少,这就容易导致吸入空气量太小的油层达不到点火要求,导致待开采油层总体的动用程度不均。在这种情况下,使用本实施方式所提供的油层注气方法,压力较低的部分油层会吸入较多的所述发泡剂水溶剂,进而后续所述空气的注入后所述发泡剂对于所述压力较低的部分油层具有较好的封堵效果,进而进入所述压力较低的部分油层内部的空气就相对减少,进入所述压力较高的部分油层内的空气就相对增多,使其达到点火要求,使得待开采油层总体的动用程度得到较大程度的平衡。
在所述步骤S1中,所述发泡剂水溶液在引入空气的情况下,接触空气会产生大量泡沫。所述发泡剂水溶液经注入井注入待开采油层内形成泡沫段塞,所以本步骤也可以称为泡沫段塞阶段。所述发泡剂可以选用耐高温(耐温200摄氏度)并且具备一定的稳泡能力的发泡剂,所述发泡剂水溶液注入后可以处理以注入井为轴线半径为3米至5米范围的油层,所述发泡剂水溶液发泡后,由于所产生的泡沫以将所接触的周围油层的大孔道及高渗透性通道封堵,此时注入空气,不仅能够增大空气进入待开采油层的下部油层的注入量,若井筒内存在液体淹没油层的情况,还可以快速压低所述井筒内的液体液面。所述发泡剂水溶液的注入速度可以为150立方米每小时至300立方米每小时,所述发泡剂水溶液的注入时间为2小时至5小时,所述发泡剂水溶液采用此注入速度及注入时间,在实际生产中具有较好的封堵油层的大孔道效果并且又对油层中的小孔道的影响较小。进一步的,所述发泡剂水溶液选取十二烷基硫酸钠水溶液、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠水溶液、松香皂类发泡剂水溶液、α烷基磺酸盐水溶液中的一种或几种的混合物。
请继续参考图1,注入所述发泡剂水溶液之前本实施方式还可以包括压低液面的步骤S101。所述步骤S101为向注入井内注入空气以能够压低所述注入井内液体的液面使其低于所述待开采油层的顶部。有时,所述注入井的井筒内的液体(也为积液)的液面高于待开采油层的顶部,即所述液体将待开采油层淹没,进而会阻止空气进入待开采油层中,无法进行点火工作。由于注入发泡剂水溶液难以进入油层之中,并且,井筒中的预留空间所能容纳的发泡剂水溶液的体积可能会不足,所以需要先注入一端空气以压低所述井筒内的液体的液面。所述待开采油层的顶部为待开采油层连通所述井筒沿纵向的最上部分,也可以称为待开采油层的顶界或顶板。在所述压低液面步骤(步骤S101)中,所述空气的注入速度可以为1000标准立方米每小时至2000标准立方米每小时。同时,在所述压低液面步骤(步骤S101)中,当待开采油层的顶部露出时继续注入空气2小时至4小时,进而使得待开采油层可以裸露出一部分,并且所裸露部分的油层内部已进入空气。此时注入发泡剂水溶液的一部分可以先进入至裸露部分油层,进而发泡将其堵住,进而所述发泡剂水溶液可以继续注入直至满足所述发泡剂水溶液注入量的要求。由于具有发泡剂水溶液的封堵作用,后续注入空气时继续压低井筒内的液体的速度比较快。井外测量所述待开采油层的顶部是否漏出时,可以通过测量油管与套管内的压力是否平衡。若油管与套管内的压力平衡,则说明待开采油层的顶部已露出液面。
在步骤S2中,注入的所述空气具有多个作用:一、与步骤S1中注入的发泡剂进行反应生成泡沫,以将大孔道及高渗透性通道封堵;二、由于井筒中有可能存在积压的液体(所述液体可以淹没油层,阻止油层内进入空气,进而无法进行火烧油层采油。),所述空气随着注入量的增大推动所述发泡剂水溶液向下运动,进而挤压井筒内的液体重新进入油层内,最终使得空气注入至整体待开采油层内;三、为多层火烧提供燃烧所需的氧气。所以本步骤可以称为空气段塞阶段,即由空气段塞推动泡沫段塞。所述空气的注入速度可以为每米厚度油层每天注入200标准立方米空气至每米厚度油层每天注入300标准立方米空气;所述注入空气至待开采油层内的空气与原油燃烧体积比例为200至500时停止注入空气。进一步的,所述空气注入过程中即可进行油层点火工作,在点火过程中空气可以一直注入。在所述空气的注入量达到预设注入量时可以进行油层点火,所述预设注入量按照每立方米油层注入150标准立方米空气计算。
请继续参考图1,在注入所述发泡剂水溶液之后以及注入所述空气之前还可以包括步骤S102,所述步骤S102为向所述注入井内注入水,所述水能够在井筒内将所述发泡剂水溶液与所述空气隔开。由于所述发泡剂水溶液接触空气后很容易产生大量泡沫,若在井筒中注入一定量的所述发泡剂水溶液之后立即注入空气,所述空气与所述发泡剂水溶液接触后产生的大量气泡急剧膨胀,使空气形成回流,进而使得注入设备容易产生损坏,并且,若在井筒中直接产生泡沫,引起发泡反应,则直接会减弱一部分发泡剂水溶液的产生泡沫的能力,影响所述发泡剂水溶液的封堵效果。所述步骤S102也可以称为水段塞步骤,其将所述发泡剂水溶液与步骤S2注入的空气的隔开后还可以延长所述发泡剂水溶液与空气产生气泡的时间,进而延长所产生的的泡沫的消失(消泡)时间,使得压力较高或渗透率较低的部分油层内获得较多的注入的所述空气,进一步提高其动用程度。所述水的注入速度可以为150立方米每小时至300立方米每小时,其注入量为3.5立方米至16立方米。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征及本发明的优点。本行业的技术人员应该了解,本发明不受上述实施例的限制,上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理,在不脱离本发明精神和范围的前提下,本发明还会有各种变化和改进,这些变化和改进都落入本发明要求保护的范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。
Claims (10)
1.一种油层注气方法,其特征在于,包括:
将发泡剂水溶液通过注入井注入待开采油层内;
注入所述发泡剂水溶液后通过所述注入井向所述待开采油层内注入空气。
2.如权利要求1所述的油层注气方法,其特征在于:所述发泡剂水溶液的注入速度为150立方米每小时至300立方米每小时,所述发泡剂水溶液的注入时间为2小时至5小时。
3.如权利要求1所述的油层注气方法,其特征在于:所述空气的注入速度为每米厚度油层每天注入200标准立方米空气至每米厚度油层每天注入300标准立方米空气;所述注入空气至待开采油层内的空气与原油燃烧体积比例为200至500时停止注入空气。
4.如权利要求1所述的油层注气方法,其特征在于:在注入所述发泡剂水溶液之后以及注入所述空气之前向所述注入井内注入水,所述水能够在井筒内将所述发泡剂水溶液与所述空气隔开。
5.如权利要求4所述的油层注气方法,其特征在于:所述水的注入速度为150立方米每小时至300立方米每小时,其注入量为3.5立方米至16立方米。
6.如权利要求1所述的油层注气方法,其特征在于:注入所述发泡剂水溶液之前向注入井内注入空气以能够压低所述注入井内液体的液面使其低于所述待开采油层的顶部。
7.如权利要求6所述的油层注气方法,其特征在于:在所述压低液面步骤中,所述空气的注入速度为1000标准立方米每小时至2000标准立方米每小时。
8.如权利要求7所述的油层注气方法,其特征在于:在所述压低液面步骤中,当待开采油层的顶部露出时继续注入空气2小时至4小时。
9.如权利要求1所述的油层注气方法,其特征在于:在所述空气的注入量达到预设注入量时进行油层点火,所述预设注入量按照每立方米油层注入150标准立方米空气计算。
10.如权利要求1所述的油层注气方法,其特征在于:所述发泡剂水溶液选取十二烷基硫酸钠水溶液、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠水溶液、松香皂类发泡剂水溶液、α烷基磺酸盐水溶液中的一种或几种的混合物。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410593310.9A CN104358553A (zh) | 2014-10-29 | 2014-10-29 | 一种油层注气方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410593310.9A CN104358553A (zh) | 2014-10-29 | 2014-10-29 | 一种油层注气方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104358553A true CN104358553A (zh) | 2015-02-18 |
Family
ID=52525850
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201410593310.9A Pending CN104358553A (zh) | 2014-10-29 | 2014-10-29 | 一种油层注气方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN104358553A (zh) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105243200A (zh) * | 2015-09-22 | 2016-01-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定火烧油层过程中燃料消耗量的方法和装置 |
CN105239982A (zh) * | 2015-09-22 | 2016-01-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定火烧油层过程中空气需求量的方法和装置 |
CN105888637A (zh) * | 2016-06-21 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 一种火烧油层空气泡沫调剖的方法 |
CN109577935A (zh) * | 2019-01-08 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水淹火驱油藏助燃调剖工艺 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
CN101314710A (zh) * | 2008-07-18 | 2008-12-03 | 中国石油大学(华东) | 泡沫调驱剂、驱油体系以及驱油方法 |
CN101580705A (zh) * | 2009-06-12 | 2009-11-18 | 中国石油大学(华东) | 一种用于普通稠油油藏的低气液比泡沫起泡剂及其注入方法 |
CN102061906A (zh) * | 2010-12-09 | 2011-05-18 | 延长油田股份有限公司 | 油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺 |
CN104213886A (zh) * | 2014-08-19 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油***造泡沫油吞吐开采方法 |
-
2014
- 2014-10-29 CN CN201410593310.9A patent/CN104358553A/zh active Pending
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
CN101314710A (zh) * | 2008-07-18 | 2008-12-03 | 中国石油大学(华东) | 泡沫调驱剂、驱油体系以及驱油方法 |
CN101580705A (zh) * | 2009-06-12 | 2009-11-18 | 中国石油大学(华东) | 一种用于普通稠油油藏的低气液比泡沫起泡剂及其注入方法 |
CN102061906A (zh) * | 2010-12-09 | 2011-05-18 | 延长油田股份有限公司 | 油田采油用空气泡沫段塞驱油工艺 |
CN104213886A (zh) * | 2014-08-19 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油***造泡沫油吞吐开采方法 |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105243200A (zh) * | 2015-09-22 | 2016-01-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定火烧油层过程中燃料消耗量的方法和装置 |
CN105239982A (zh) * | 2015-09-22 | 2016-01-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定火烧油层过程中空气需求量的方法和装置 |
CN105239982B (zh) * | 2015-09-22 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定火烧油层过程中空气需求量的方法和装置 |
CN105243200B (zh) * | 2015-09-22 | 2018-06-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定火烧油层过程中燃料消耗量的方法和装置 |
CN105888637A (zh) * | 2016-06-21 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 一种火烧油层空气泡沫调剖的方法 |
CN109577935A (zh) * | 2019-01-08 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水淹火驱油藏助燃调剖工艺 |
CN109577935B (zh) * | 2019-01-08 | 2020-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水淹火驱油藏助燃调剖工艺 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102900415B (zh) | 深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 | |
CN104358553A (zh) | 一种油层注气方法 | |
CN102518411A (zh) | 一种对接井水力冲刷卸压开采煤层气方法 | |
CN102587880A (zh) | 采油方法 | |
CN106593397A (zh) | 稠油油藏的开采方法 | |
CN107269255B (zh) | 一种通过簇间驱油开采致密油的方法及装置 | |
CN108952655A (zh) | 一种常压页岩气筛管完井水力喷射体积压裂方法 | |
RU2543009C1 (ru) | Способ разработки газонефтяной залежи | |
CN109751027B (zh) | 一种针对常压页岩气水平井的压裂方法 | |
CN107575191A (zh) | 一种泡沫辅助重力驱油的方法 | |
RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
CN104929597B (zh) | 一种水平井化学驱开采方法 | |
CN105822257B (zh) | 水平井智能滑套 | |
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 | |
CN102747993B (zh) | 一种液态起泡剂注入方法 | |
RU2007115626A (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
CN2895732Y (zh) | 新型水力喷射器 | |
CN103334734A (zh) | Sagd井隔夹层的改造方法 | |
CN101122220A (zh) | 膨胀式筛管悬挂方法及膨胀式筛管悬挂器 | |
CN106640012A (zh) | 开采底水特超稠油油藏的火驱采油方法 | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
ECSP11011128A (es) | Recuperación térmica de betún poco profundo a través de inclusiones de permeabilidad. | |
CN103912247B (zh) | 一种气井水平井多级段塞工艺 | |
RU2418157C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
CN106032747A (zh) | 一种井下控砂浓度的体积压裂方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20150218 |