一种氮气雾化分散复合助剂稠油冷采方法与流程

本发明涉及油田开采领域，具体涉及一种氮气雾化分散复合助剂稠油冷采方法。

背景技术：

目前，国内外稠油主要采用热采的方式进行开采。但许多稠油油藏因区块分散、含油面积小、埋藏深、油层薄等原因，采用热采方式不能对此类稠油油藏进行经济有效开发。对此类油藏采用化学降粘冷采可以体现出其优势。化学降粘冷采就是在降粘剂(主要是表面活性剂)作用下，大幅降低稠油粘度，然后采用常规采油方式进行稠油开采。目前，国内各大油田和科研院所对化学降粘体系及化学降粘工艺都有所研究。但是，由于成本较高、降粘剂不能有效与稠油接触等原因，在现场使用还不多。

为了降低成本，使降粘剂与稠油有效混合，提高开采效率，把氮气引入体系中，形成氮气辅助化学降粘的方法。利用氮气把降粘剂带到地层进入多孔介质中，实现降粘剂在多孔介质中与原油相溶，从而有效降低原油的粘度，增强原油的流动性，利用氮气的弹性能使原油更有效地实现返排，从而提供产量。

目前，氮气辅助化学降粘技术，采用前置式施工工艺一次性注入地层，即将一定数量的降粘剂用泵车通过井口注入到地层，使其与地层稠油混合，降低稠油粘度；接着将一定量的氮气从井口注入地层，将降粘剂顶替到地层深部，扩大其作用半径，增强其降粘的效果，降低施工成本；注完氮气后，将井口关闭，闷井一段时间，然后开井进行正常生产。由于不同流体(稠油、降粘剂、氮气)在地层孔隙中的段塞作用，使他们很难均匀混合，从而使绝大部分降粘剂很难发挥作用，降低了降粘剂的作用效果，使其吞吐助采效果不理想。

技术实现要素：

本发明为了解决现有技术中降粘剂与稠油混合不均匀，降粘剂吞吐助采效果不理想的问题，提供一种氮气雾化分散复合助剂稠油冷采方法。本发明目的是尽可能地降低地层和井筒中稠油的粘度，并且对地层能量进行补充，以利于原油返排。

为了实现上述目的，本发明采用下述技术方案：

一种氮气雾化分散复合助剂稠油冷采方法，包括以下步骤：

将复合助剂或者复合助剂稀释液与氮气以一定比例混合雾化，使复合助剂以雾滴的形式悬浮于氮气中；雾化后的复合助剂随氮气一起注入地层，并随氮气快速扩散，与稠油均匀混合。

雾化后的复合助剂随氮气一起通过油管注入地层后，随氮气快速扩散，氮气能波及到的区域复合助剂都能波及；在地层高渗水带氮气通过复合助剂作用形成稳定泡沫带，暂堵水带，促使后续注入雾化助剂向油带扩散，且通过氮气的搅动作用使复合助剂在多孔介质中与原油充分混合，从而使稠油的流动性得到根本性改善，同时增加地层能量。

优选的，所述复合助剂或者复合助剂稀释液与氮气在地面或井筒底部进行雾化。

优选的，所述雾化采用雾化器，将雾化器设置在地面或者井筒底部。

进一步优选的，当在地面进行雾化时，复合助剂或者复合助剂稀释液与氮气分别经过增压后，由与油管上端连接的雾化器雾化；当在井筒底部进行雾化时，增压后的复合助剂或者复合助剂稀释液与氮气分别通过套设在油管内的管道及油管，进入设置在油管底端的雾化器雾化。

优选的，为保证雾滴的稳定性，使其适用在垂直油管长距离输送，和便于进入地层孔吼，控制雾滴粒径小于2.5微米，并控制均匀度，以减少输送过程聚并。

优选的，所述复合助剂或者复合助剂稀释液、氮气在混合雾化前分别进行流量控制和增压，精确控制气液比。

进一步优选的，所述氮气的流量为200～2000nm³/h；复合助剂或者复合助剂稀释液的流量为10～540l/h。

进一步优选的，所述氮气的压力为2～50mpa；复合助剂或者复合助剂稀释液的压力为2～50mpa。使用增压泵进行增压。

优选的，复合助剂与氮气的液气体积比0.001～0.05∶1。复合助剂的体积为雾化前在常温常压下的体积，氮气的体积是在2～50mpa、常温状态下的体积。

进一步优选的，复合助剂与氮气的液气体积比为0.02～0.04∶1。

优选的，复合助剂稀释液为复合助剂经溶剂稀释所得。

进一步优选的，所述复合助剂稀释液所用溶剂为清水、地层水、油田污水、柴油、溶剂油、二甲苯等中的一种或几种。

进一步优选的，所述复合助剂稀释液中复合助剂的体积分数为10～100％(不含100％)。

更进一步优选的，所述复合助剂稀释液中复合助剂的体积分数为10～60％。

优选的，所述复合助剂包括降粘剂、起泡剂和分散剂。

进一步优选的，所述复合助剂中含有重量份为10～80份的降粘剂，0～50份的起泡剂，0～30份的分散剂。

进一步优选的，所述降粘剂包括水溶性稠油降粘剂或油溶性稠油降粘剂。本领域技术人员根据油藏环境和稠油组分可在市面选购适宜的稠油降粘剂。

进一步优选的，所述起泡剂包括阴离子表面活性剂类、非离子表面活性剂类、或复合表面活性剂类中的一种或几种。本领域技术人员根据油藏环境可在市面选购适宜的起泡剂。

进一步优选的，所述分散剂包括沥青分散剂、胶质分散剂或蜡质分散剂中的一种或几种。本领域技术人员根据稠油胶质、沥青质及蜡质含量，可在市面选购针对性分散剂。

优选的，复合助剂用量为处理地层范围内流体体积的0.1％～1％。所述流体为原油和水的体积。

本发明中所有降粘剂、起泡剂、分散剂均为市售产品，为本领域常用产品。

优选的，本发明采用的雾化器包括雾化器筒体、进气封头、排出封头、配气管、进液管、进气管和搅拌块，所述的雾化器筒体的两端分别安装有进气封头和排出封头，所述的进气管设置在进气封头的前端，所述的进气管的一端与高压进气管线连接，进气管在进气封头内的另一端设置有配气管，所述的配气管为圆周设置有若干小孔的管道，配气管的端部设置有堵板，所述的排出封头上设置有排出管，所述的雾化器筒体内部设置有可旋转的搅拌块，设有进气封头的雾化器筒体的一端设置有进液管。

配气管安装在雾化器筒体内，有利于气体分散均匀，无湍流现象，采用不锈钢材料，免维护强度高。所述的进液管设置在雾化器筒体前端的两侧，所述的进液管的雾化器筒体内的端部设置有喷头，所述的进液管包括两个并分别与第一高压进液管和第二高压进液管连接，主要目的是为了匹配气液体积比，所配备双头计量泵排量为540l/h，100％使用时需两个进液管同时使用，60％以下排量使用时，可单独使用一个进液管。所述的进液管包括两个并设置在雾化器筒体前端的两侧，所述进液管的雾化器筒体内的端部设置有喷头。所述的搅拌块包括一组或一组以上，一组所述的搅拌块为两个螺旋搅拌块，包括左搅拌块和右搅拌块，所述的左搅拌块和右搅拌块对称设置并与雾化器筒体内腔边缘间隙配合，左搅拌块和右搅拌块螺旋方向相反。位于最右端的右搅拌块通过支撑块设置在雾化器筒体内的最右端，所述的右搅拌块的右端设置有安装凸块，所述的安装凸块与支撑块配合。所述螺旋搅拌块的材质是硬聚氯乙烯，对流体适应性强。

本发明具体实施方式提供的一个或者多个技术方案至少具有以下技术效果：

1)本发明方法中采用氮气作为连续相，高压氮气在地层扩散过程中，为复合助剂与地层流体(油、水)混合提供能量，在高压氮气的搅动下，使复合助剂与地层流体混合更加均匀，提高助剂的使用效果；且氮气气源便宜、易得、氮气压缩比高，大量氮气注入地层可为原油返排提供弹性能量。

2)本发明方法中所采取的复合助剂含有起泡成分，在含水饱和度高的地层可形成稳定泡沫，在含油饱和度高的地层不起泡或消泡，可使后续注入的雾进行分流转向，更多的进入油层与原油混合，扩大对油层的波及体积；解决在地层运移过程中降粘剂溶液沿水带扩散，对油层扩散少等问题。

3)本发明方法中采用的复合助剂中含有稠油降粘剂，可把稠油在地层油包水转变为水包油，形成水为连续相的乳液，大幅降低稠油粘度，提高稠油的流动性；解决现有化学降粘工艺，降粘剂与原油混合不均匀，地层降粘效果差等问题。

4)本发明方法中将复合助剂中的分散剂成分混合到稠油中，可以把稠油中胶质沥青质分散，防止其聚并，从而降低稠油粘度。

5)本发明方法可以在地面井口或地下井筒内对复合助剂进行雾化，均匀分散到高压氮气中，形成均匀、细小的雾滴，使降粘剂与原油均匀混合。

6)本发明方法可用于单井吞吐，在本井注入，闷井后用本井生产采出，方法简单、周期短、见效快，周期注入10-30天，闷井5-10天，开井生产即见效，可多轮次使用。

7)本发明方法可适用不同温度和矿化度油藏，最高可应用于油藏温度不高于300℃，矿化度低于270000mg/l，钙镁离子浓度低于50000mg/l，渗透率大于5×10^-3μm²的油藏，可用于普通稠油和超稠油(对油藏原油粘度没限制)。

附图说明

图1是雾化器在地面井口使用时复合雾化助剂注入示意图；

图2是雾化器在地下井筒内使用时复合雾化助剂注入示意图；

图3是本发明实施例采用的雾化器的结构示意图；

图4是本发明实施例采用的雾化器的右搅拌块的结构示意图；

图5是使用本发明方法前后产油情况。

附图标记：

1、地面；2、油管；3、套管；4、雾滴；5、封隔器；6、油层；7、小油管；8、雾化器；9、高压氮气；10、复合助剂溶液；111、进气管；112、进气封头；113、配气管；114、堵板；115、左搅拌块；116、右搅拌块；1161、安装凸块；117、雾化器筒体；118、支撑块；119、排出管；120、排出封头；121、进液管。

具体实施方式

如图1所示，雾化器设置在地面1，氮气和复合助剂溶液的增压设备分别通过管线连接到雾化器8上，并通过雾化器生成雾，复合助剂以雾滴4的形式进入油管2，最终随高压氮气进入油层6，油管2设置在套管3内部，封隔器5位于油管2下端外侧。图2中雾化器8连接在油管2下端；油管2上端连接氮气增压设备，小油管7上端连接复合助剂溶液增压设备，油管2套设在小油管7外侧；增压后的高压氮气9与复合助剂溶液10分别通过油管2和小油管7在油管2下端的雾化器8内混合雾化，复合助剂以雾滴4的形式进入油层6。油管2设置在套管3内部，封隔器5位于油管2下端外侧。

如图3～4所示，为本发明实施例采用的雾化器8的结构示意图，包括雾化器筒体117、进气封头112、排出封头120、配气管113、进液管121、进气管120和搅拌块，所述的雾化器筒体117的两端分别安装有进气封头112和排出封头120，所述的进气管111设置在进气封头112的前端，所述的进气管111的一端与通过管线与氮气增压设备连接，进气管111在进气封头112内的另一端设置有配气管113，所述的配气管113为圆周设置有若干小孔的管道，配气管113的端部设置有堵板114，所述的排出封头120上设置有排出管119，所述的雾化器筒体117内部设置有可旋转的搅拌块，设有进气封头112的雾化器筒体117的一端设置有进液管121。

所述的进液管121包括两个并设置在雾化器筒体117前端的两侧，所述的进液管121的雾化器筒体117内的端部设置有喷头。进液管121通过管线与复合助剂溶液10的增加设备连接，管线上设有计量泵。所述的搅拌块包括一组或一组以上，一组所述的搅拌块为两个螺旋搅拌块，包括左搅拌块115和右搅拌块116，所述的左搅拌块115和右搅拌块116对称设置并与雾化器筒体117内腔边缘间隙配合。位于最右端的右搅拌块116通过支撑块118设置在雾化器筒体117内的最右端，所述的右搅拌块116的右端设置有安装凸块1161，所述的安装凸块1161与支撑块118配合。所述的螺旋搅拌块的材质硬聚氯乙烯。

高压氮气与进气管111连通，通过配气管113的小孔排出，并形成分散气体，化学助剂溶液通过进液管121的喷头形成喷雾，高压的分散气体和高压的喷雾通过雾化器筒体117的内腔，并带动螺旋搅拌块在内腔内转动，螺旋搅拌块的转动使得药液喷雾和高压分散气体混合均匀，形成雾状流体，并通过排出管119排出雾状流体，通过多级搅拌，形成的雾状流体更有助于化学助剂液体的使用。

阿尔巴尼亚visoka油田，油藏埋深800～1600m，孔隙-裂缝双重介质，油层温度35～50℃，基质渗透率10～15md，地下原油粘度500～10000mpa.s，天然能量开发；在该油田g-8井实施氮气雾化分散复合助剂稠油冷采试验。

复合助剂采用35重量份的hy-2型起泡剂和75重量份的降粘剂dy-010混合得到，用油田污水稀释成体积分数为10％的复合助剂溶液。其中，hy-2型起泡剂和降粘剂dy-010均为市售产品，降粘剂dy-010的主要成分为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠、脂肪醇磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚；hy-2型起泡剂的主要成分为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、甜菜碱、月桂醇。

本实施例采用附图1所述在地面雾化的形式，地面高压氮气设备以900nm³/h的排量供给高压氮气，使用高压柱塞泵按照140l/h的流量供给复合助剂溶液(注入压力15mpa)，在地面雾化装置中高压氮气和复合助剂溶液形成均匀雾态，通过油管注入地层，共注入高压氮气45万标方，复合药剂7方。氮气注入压力约15mpa，注入氮气地下总体积3000方，复合助剂配置成体积分数为10％的水溶液，复合助剂溶液70方，预计处理地下油层流体约3000方，复合助剂的使用浓度0.2％。所有氮气和复合助剂注入地层后，关井闷井10天；开井口放喷，待井口油压降低停喷后，下抽油泵转抽。该井原油产量由施工前1吨/天，转抽后长期维持10吨/天以上峰值产量，周期累计增油3000余吨。油田g-8井生产数据情况如图5所示，图5中左侧纵坐标为日产量(吨)，右侧纵坐标为含水率(％)，横坐标是时间。

图5中，曲线1是原油日产曲线，曲线2是日产液体曲线，曲线3是含水变化曲线从图5中可以看出：在使用本发明方法注入氮气和复合助剂之前，为降低含水，进行控液生产，日产原油不足2吨，含水13％。注入氮气和复合助剂之后，高峰期日产原油超10吨，稳产期日产原油7吨，稳产期含水小于3％。