[发明专利]不动管柱注热流体解堵增产工艺

说明书

技术领域

本文涉及但不限于石油开采设备技术，尤指一种不动管柱注热流体解堵增产工艺。

背景技术

渤海油田稠油储量丰富，分为原油粘度50～150mPa·s的普I类稠油、原油粘度150～10000mPa·s的普II类稠油和原油粘度大于10000mPa·s的特稠油，稠油储量占总储量的70％以上。

目前渤海油田普I类50～150mPa·s的稠油和普II类150～350mPa·s的稠油主要采取冷采模式开发，通过定向井、加密调整井、水平井、水驱及化学驱方式开发，但整体表现出采油速度低、采出程度低的特点，开发效果不够理想，单井投产初期产能较高。由于稠油中胶质、沥青质含量高，原油粘度较高，流动性差，近井地带容易絮凝沉积形成有机垢，并且随着井筒温度的降低，有机垢在油管内壁及泵吸入口堆积，造成油管缩径及电潜泵堵塞，导致油井低产低效；单井控制储量高，但采出程度低(一般为1％-8％)，挖潜潜力大。井筒及近井地带有机堵塞问题已经严重影响了普通稠油井的生产效果，亟需解决。

发明内容

为了解决上述技术问题中的至少之一，本文提供了一种不动管柱注热流体解堵增产工艺，可以大幅度缩短作业周期和降低作业成本，自喷时可视产出液气油比情况适时启泵生产，避免动管柱作业影响注热增产效果。

为了达到本文目的，本文提供了一种不动管柱注热流体解堵增产工艺，通过稠油开采设备向地层中注入热流体，然后进行焖井、自喷及泵抽生产。

可选地，根据生产管柱结构确定热流体注入通道，安装井口保护装置以降低井口装置刺漏风险，注入热流体前、自喷结束后转泵抽生产均不需要进行动管柱作业。

可选地，在注入热流体之前，计算稠油开采设备的热流体的最大注入温度及最大注入压力。

可选地，采用T_max＝0.85×min{T₁，T₂，T₃，......T_n}确定热流体(14)的最大注入温度，采用P_max＝0.85×min{P₁，P₂，P₃，......P_n}确定热流体(14)的最大注入压力；其中，T_max-井口最大注入温度，℃；0.85-安全系数；T₁,T₂,T₃,……T_n-根据生产井口及井下各温度敏感性节点反算得到的井口注入温度，℃；P_max-井口最大注入温度，℃；0.85-安全系数；P₁,P₂,P₃,……P_n-根据井口及井下各压力敏感性节点反算得到的井口注入压力，MPa。

可选地，通过稠油开采设备向地层内的稠油中注入热流体为：气体供应装置(7)通过套管翼阀(5)向生产管柱(1)和套管(6)之间的环空中注入氮气进行隔热；然后热流体供应装置(2)通过生产管柱(1)和滑套(8)向地层中注入热流体(14)，且热流体(14)的注入温度不大于T_max、注入压力不大于P_max。

可选地，焖井结束后油井首先进行自喷生产，自喷期间环空压力降低速度不大于50psi/min，环空压力降低至初始压力的一半时停止放压，保压15～30min；自喷生产气油比降至30％～50％时再进行启泵生产。

可选地，自喷及泵抽生产中产液速度的调控采取逐级提升的方式，且最高产液限值其中，V_i-实验得到的出砂临界流速，m³/d；d-实验用岩心直径，m；D-水平段筛管直径，m；L-水平段长度，m；Q-油井临界产液速度，m³/d。

与现有技术相比，本文提供的不动管柱注热流体解堵增产工艺，可以大幅度缩短作业周期和降低作业成本，自喷时可视产出液气油比情况适时启泵生产，避免动管柱作业影响注热增产效果。