CN106499371A - 一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法及装置。该装置包括单井注采管柱、三相分离器和压缩机；油管与三相分离器上的第一进气口连接；三相分离器上的第一排气口与压缩机上的第二进气口连接；套管与压缩机上的第二排气口连接。本发明提供的提高凝析油气藏采收率的方法包括：设计注气井段和生产井段的位置；使用油管在生产井段进行采气，采出的凝析气进入三相分离器进行分离，分别得到地层水、凝析油和天然气；将得到的天然气输入压缩机进行增压后，通过套管由注气井段回注至储层，实现凝析油气藏的单井循环注采作业。本发明提供的技术方案实现了凝析油气藏的注采一体化，且拆装方便，能够有效提高凝析油气藏的采收率。

Description

一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法及装置

技术领域

本发明涉及一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法及装置，属于凝析气田开发技术领域。

背景技术

凝析气藏是一种特殊类型气藏，它的特殊之处在于气藏中聚集的碳氢化合物在原始地层温度、压力条件下以气态存在，当压力降到露点压力以下时，气态混合物中会出现凝析油。凝析油质轻而纯净，呈无色透明状或淡黄透明状，采出后甚至不需加工炼制就可以直接利用，有极高的工业价值。所以，凝析气是一种很宝贵的资源，实现更高的凝析油采收率是凝析气藏开发的关键点。

俄罗斯、美国和加拿大等国凝析气储量比较丰富，并且具有丰富的开发经验。早在20世纪30年代，美国已经开始回注干气保持压力开采凝析气藏，80年代又发展了注氮气技术。前苏联主要采用衰竭式开发方式，采用各种屏障注水方式开发凝析气顶油藏。凝析气藏在我国的四川、大港、华北、塔里木等地相继发现，并已投入大规模开发。总体来看，凝析气藏采用天然能量以衰竭式开采的较多，仅少数凝析气藏保持压力开采。对具有一定储量规模、凝析油含量高的凝析气藏和带油环凝析气藏则多采用保持压力开采，典型是我国塔里木盆地的牙哈凝析气田，取得了超方案设计的开发效果。注气保持压力开发是提高凝析油采收率的有效方法，一方面注气保持地层压力抑制凝析油析出，减少在地层中的损失，另一方面注入气可以反蒸发凝析油，达到提高凝析油采收率的目的。

对于部分储量规模较小、储层预测困难的碳酸盐岩凝析气藏，由于采气井比较分散、规模较小不能专门铺设注采管线，新钻注气井一方面费用较高，采出天然气放空或燃烧处理，不能更好的利用，另一方面由于缝洞单元较小而无法设计注气井位，难以采用整装凝析气藏的注气开发方式，此类凝析气藏更是采用衰竭开采，凝析油采收率较低。比如塔里木盆地塔中地区部分凝析气藏大部分采用衰竭开采，产能递减较快，天然气及凝析油采收率均较低。

现有技术中，多是单井注气吞吐，在同一个射孔层位实施，其目的是近井附近解堵，或者稠油油藏中单井注蒸汽吞吐，以提高稠油采收率，采收率低，且不能连续作业。

因此，急需一种针对碳酸盐岩等储层规模较小且凝析油含量较高的凝析气藏提高凝析油采收率的开采技术。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法及装置，该方法在同一口井中实现了凝析油气藏的注采一体化，能够循环作业，有效提高凝析油气藏的采收效率。

为达到上述技术目的，本发明提供了一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的装置，该装置包括单井注采管柱、三相分离器和压缩机；所述单井注采管柱包括油管(油管的具体尺寸满足实际气藏相应的地层条件即可，可以使用27/8，31/2油管)、套管和封隔器；所述三相分离器上设有第一进气口、第一排气口、水出口和油出口；所述压缩机上设有第二进气口和第二排气口；

所述油管与三相分离器上的第一进气口连接；

所述三相分离器上的第一排气口与压缩机上的第二进气口连接；

所述套管与所述压缩机上的第二排气口连接。

在上述装置中，优选地，所述油管置于所述套管内，所述封隔器位于所述油管与所述套管形成的环形空间内，对注气井段和生产井段进行分隔。

在上述装置中，所述封隔器满足密封要求，能够避免管柱内流体窜流。

在上述装置中，优选地，所述压缩机为离心压缩机(离心压缩机结构紧凑，易于安装运输)。

在上述装置中，所述油管、套管满足注气钢级要求，即满足以下标准：①标准号：SY/T 6857.1-2012，石油天然气工业特殊环境用油井管第1部分：含H₂S油气田环境下碳钢和低合金钢油管和套管选用推荐做法；②标准号：SY/T 6194-2003，石油天然气工业油气井套管和油管用钢管；③标准号：SY/T 6268-2008，套管和油管选用推荐作法；④标准号：Spec 5CT:2011/ISO 11960，套管和油管规范；⑤标准号：GB/T19830-2005，石油天然气工业油气井套管或油管用钢管；如果地层流体中含有酸性气体，管柱结构、地层管线及处理设施按照行业标准(标准号：SY/T 6855-2012，含H₂S/CO₂天然气田集输管网用双金属复合管；标准号：SY/T 0605-2008，凝液气田地面工程设计规范)进行设计。

上述装置中，三相分离器的结构如图5所示，工作时凝析油气(气液混合流体)进入分离器进行基本相分离，气体进入气体通道并经过整流器和重力沉降，分离出液滴；液体进入液体空间分离出气泡后油向上流动、水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经雾沫捕集器除去小液滴后从第一排气口流出，油从顶部经过溢流隔板进入油槽并从油出口流出，水经溢流隔板进入水槽并从水出口流出。经三相分离器分离后的气体在流过离心压缩机的叶轮时，高速运转的叶轮使气体在离心力的作用下，一方面压力有所提高，另一方面速度也极大增加，即离心压缩机通过叶轮首先将原动机的机械能转变为气体的静压能和动能，此后，气体在流经扩压器的通道时，流道截面逐渐增大，前面的气体分子流速降低，后面的气体分子不断涌流向前，使气体的绝大部分动能又转变为静压能，也就是进一步起到增压的作用，显然，叶轮对气体做功是气体得以升高压力的根本原因，而叶轮在单位时间内对单位质量气体做功的多少是与叶轮外缘的圆周速度密切相关的，圆周速度越大，叶轮对气体所作的功就越大。

本发明还提供了一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法，其包括以下步骤：

步骤一：设计注气井段和生产井段的位置，所述生产井段位于储层的低部位，所述注气井段位于储层的顶部(现有技术中，多是单井注气吞吐，在同一个射孔层位实施，其目的是近井附近解堵，采用本发明提供的技术方案将注气井段部署于储层的顶部，能够有效利用回注天然气密度低的特点，形成顶部驱替，到达提高采收率的目的)；

设计好注气井段和生产井段后，通过产能测试可以确定合理的压差和产量，产能的确定有***的方法，可以通过修正等时试井做出产能曲线，选择其中的直线段，确定产量，避免气井进入紊流段，增加额外压差；

步骤二：使用油管在生产井段进行采气，采出的凝析气进入三相分离器进行分离，分别得到地层水、凝析油和天然气；

步骤三：将上述得到的天然气输入压缩机进行增压后，通过套管由注气井段回注至储层，实现凝析油气藏的单井循环注采作业。

在步骤二中，对凝析气进行三相分离时，可以根据地层压力温度、凝析油含量、流体组成、以及对回收组分的要求，对相应的分离工艺参数进行设置(如牙哈凝析气田地层压力较高，为50MPa；进行三相分离时采用的是高压注醇、J-T阀节流制冷技术，制冷温度为-33℃，实现了对气体的浅冷处理)；所述步骤二中，经三相分离器分离得到的天然气为干气(在本领域中，干气是相对湿气与凝析气而言，其是在地层条件下为气体，采出到地面条件也为气体；湿气在地层条件下为气体，采出到地面条件为气体和微量液体；凝析气在地层条件下为气体，采出到地面条件为气体和液体)。

在上述方法中，优选地，所述生产井段位于储层的底部；更优选地，所述底部占整个储层厚度的1/3。

对于定容无底水的凝析油气藏，生产井段可以部署在储层的最底部，底水能量越强生产井段可以上移，但不超过整个储层厚度的1/3，采用上述方案对生产井段进行部署一方面能够避免底水锥进，另一方面能够避免气顶锥进。

在上述方法中，优选地，在步骤一中，所述生产井段与注气井段的距离为储层厚度的1/4-1/3。

凝析油气藏中各组分分布存在重力梯度现象(即凝析油含量随储层深度的增加而增加)，将生产井段部署在储层的低部位，注气井段部署在储层的顶部，且注气井段与生产井段间隔相应的距离(储层厚度的1/4-1/3)，能够避免顶部注入气直接向下气窜。

在上述方法中，优选地，在步骤一中，所述生产井段和所述注气井段采用负压射孔工艺进行射孔完井(负压射孔是井底液柱压力低于储层压力条件下的射孔，在负压射孔的瞬间，由于负压差的存在，可使地层流体产生一个反向回流，冲洗射孔孔眼，避免孔眼堵塞和射孔液对储层的损害，同时还可以减轻压实作业程度，采用负压射孔技术能够有效保护储层、提高产能)。

在上述方法中，优选地，在步骤二中，使用油管对凝析气藏进行采气时，采气速度小于5％，其中，所述采气速度是指年产气量与地质储量的比值，采气速度小于5％即为年产气量小于地质储量的5％(控制采气速度在这一范围内能够避免采气速度过高导致回注的干气向生产井段窜流)。

在上述方法中，优选地，在步骤三中，将得到的天然气输入压缩机进行增压后，所述天然气从压缩机出口的输出压力为储层的地层压力。

在上述方法中，优选地，在步骤三中，通过套管由注气井段回注至储层时，注入的天然气的密度为160-200kg/m³。

在上述方法中，优选地，在步骤三中，将天然气通过套管由注气井段回注至储层时，所述天然气的注入量等于所述天然气的采出量。

本发明的有益效果：

本发明提供的技术方案为复杂岩性凝析油气藏的开发提供一种简易、高效、独立的注气提高采收率技术，注入干气在重力作用下在储层顶部形成气顶，将凝析油及原油驱向生产井段采出，使得凝析油或原油的采收率提高20％左右，有效解决了复杂岩性油气藏采用衰竭式开发、采收率低的难题，油藏衰竭式开发采收率通常低于15％，而凝析气藏衰竭开发凝析油采收率一般低于30％。

附图说明

图1是单井注采管柱的结构示意图；

图2是生产井段和注气井段在储层中的位置示意图；

图3是不同地层压力下凝析油的采出程度对比图；

图4是实施例1中能够提高凝析油气藏采收率的装置的流程图；

图5是三相分离器的结构示意图。

主要附图标号说明：

1：油管；2：三相分离器；201：第一进气口；202：第一排气口；203：水出口；204：油出口；205：反射挡板；206：气相整构件及雾沫捕集；207：气出口过滤器；208：防浪板；209：下流管；210：防涡器；211：溢流隔板；3：套管；4：离心压缩机；401：第二排气口；402：第二进气口；5：封隔器；7：注气井段；9：生产井段。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的装置，其结构如图1和图4所示。

本实施例提供的提高凝析油气藏采收率的装置，该装置包括单井注采管柱(单井注采管柱的结构如图1所示)、三相分离器2(其结构如图5所示)和离心压缩机4；单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与所述套管3形成的环形空间内，对注气井段7和生产井段9进行分隔，封隔器5满足密封要求，能够避免管柱内流体窜流；三相分离器2上设有第一进气口201、第一排气口202、水出口203和油出口204；离心压缩机4上设有第二进气口402和第二排气口401；其中，所述油管1与三相分离器2上的第一进气口201连接；三相分离器2上的第一排气口202与离心压缩机4上的第二进气口402连接；套管3与离心压缩机4上的第二排气口401连接。

实施例2

本实施例提供了一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法，其包括以下步骤：

1)将生产井段9部署在储层的底部(该底部占整个储层厚度的1/3)，注气井段7部署在储层的顶部，且注气井段7与生产井段9间隔的距离为储层厚度的1/4-1/3(如图2所示)，生产井段9和注气井段7均采用负压射孔工艺进行射孔完井；

2)利用油管1在生产井段9对凝析油气藏进行采气(控制采气速度为3％)，凝析气流体由生产井段9的射孔孔眼流入油管1中，在压力作用下从油管1底部进入三相分离器2中进行基本相分离，气体进入气体通道并经过整流器和重力沉降，分离出液滴；液体进入液体空间分离出气泡后油向上流动、水向下流动得以分离，气体在离开分离器之前经雾沫捕集器206除去小液滴后从第一排气口202流出，油从顶部经过溢流隔板211进入油槽并从油出口204流出，水经溢流隔板211进入水槽并从水出口203流出；

3)分离得到的天然气由三相分离器2上的第一排气口202进入离心压缩机4进行增压，气体在流过离心压缩机的叶轮时，高速运转的叶轮使气体在离心力的作用下，一方面压力有所提高，另一方面速度也极大增加，即离心式压缩机通过叶轮首先将原动机的机械能转变为气体的静压能和动能，此后，气体在流经扩压器的通道时，流道截面逐渐增大，前面的气体分子流速降低，后面的气体分子不断涌流向前，使气体的绝大部分动能又转变为静压能，也就是进一步起到增压的作用，显然，叶轮对气体做功是气体得以升高压力的根本原因，而叶轮在单位时间内对单位质量气体做功的多少是与叶轮外缘的圆周速度密切相关的，圆周速度越大，叶轮对气体所作的功就越大；气体增压到地层压力(即离心压缩机4上第二排气口401的出口压力达到地层压力或略低于地层压力)后，天然气通过套管3环空从注气井段7回注至储层，注入量为采出的天然气量，采出的同时注入，实现了凝析油气藏的单井循环注采作业。

对实施例2提供的技术方案进行数值模拟研究，图3为不同地层压力下，凝析油的采出程度对比图，发现采用本发明提供的技术方案与传统衰竭式开采技术方案相比，采收率能够提高20％。

Claims (10)

1.一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的装置，该装置包括单井注采管柱、三相分离器和压缩机；所述单井注采管柱包括油管、套管和封隔器；所述三相分离器上设有第一进气口、第一排气口、水出口和油出口；所述压缩机上设有第二进气口和第二排气口；

所述油管与三相分离器上的第一进气口连接；

所述三相分离器上的第一排气口与压缩机上的第二进气口连接；

所述套管与所述压缩机上的第二排气口连接。

2.根据权利要求1所述的单井循环注气提高凝析油气藏采收率的装置，其特征在于：所述油管置于所述套管内，所述封隔器位于所述油管与所述套管形成的环形空间内，对注气井段和生产井段进行分隔。

3.根据权利要求1或2所述的单井循环注气提高凝析油气藏采收率的装置，其特征在于：所述压缩机为离心压缩机。

4.一种单井循环注气提高凝析油气藏采收率的方法，其使用权利要求1-3任一项所述的单井循环注气提高凝析油气藏采收率的装置，包括以下步骤：

步骤一：设计注气井段和生产井段的位置，所述生产井段位于储层的低部位，所述注气井段位于储层的顶部；

步骤二：使用油管在生产井段进行采气，采出的凝析气进入三相分离器进行分离，分别得到地层水、凝析油和天然气；

步骤三：将上述得到的天然气输入压缩机进行增压后，通过套管由注气井段回注至储层，实现凝析油气藏的单井循环注采作业。

5.根据权利要求4所述的方法，其中：在步骤一中，所述生产井段位于储层的底部；

优选地，所述底部占整个储层厚度的1/3。

6.根据权利要求4所述的方法，在步骤一中，所述生产井段与注气井段的距离为储层厚度的1/4-1/3。

7.根据权利要求4所述的方法，在步骤一中，所述生产井段和所述注气井段采用负压射孔工艺进行射孔完井。

8.根据权利要求4所述的方法，在步骤二中，使用油管对凝析气藏进行采气时，所述采气的速度小于5％，其中，所述采气速度是指年产气量与地质储量的比值。

9.根据权利要求4所述的方法，其中：在步骤三中，将得到的天然气输入压缩机进行增压后，所述天然气从压缩机出口的输出压力为储层的地层压力。

10.根据权利要求4所述的方法，其中：在步骤三中，通过套管由注气井段回注至储层时，注入的天然气的密度为160-200kg/m³。