提高原油在井筒内流动性的方法和应用

技术领域

本发明涉及油田开发的技术领域，进一步地说，是涉及提高原油在井筒内流动性的方法和应用。

背景技术

在深井超深井油田开发中，特别是开采深井稠油、高凝油和高含蜡油井时，油藏温度下原油流动性好，但在井筒内随着温度降低，经常存在胶质、沥青质聚集、原油粘度增加、凝固点升高等现象，使原油失去流动性举升困难或泵效降低，影响油井产量。

当前对稠油开采，已形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱等为主要开采方式的稠油热采技术，以碱驱、聚合物驱、混相驱等为主的冷采技术，化学降粘采油技术，电加热技术、微生物采油技术等。稠油冷采需通过注入降粘剂(表面活性剂)或掺稀油来改善井筒流动条件。掺稀油浪费稀油资源，且在高含水油井，掺稀降粘效果不佳。水溶性乳化降粘技术可大幅度的降低稠油的粘度，但需要进行后续破乳处理过程，工艺复杂。油溶性化学降粘聚合物品种很多，降凝降粘剂性质比较单一，工艺复杂在稠油开采方面应用效果均不理想。

油井自喷采油，即井底原油可在地层压力挤压作用下沿着井筒自发向上流动。但是油井自喷采稠油，由于地层温度较高，稠油在地层内保持可流动状态，进而在地层压力作用下，可自发上返至井筒内。但随着原油不断上返，温度降低，其粘度又将增大，从而容易在井筒内堵塞或无法上返。

因此，需要一种提高原油在井筒内流动性，解决油井自喷采油，尤其是采稠油时在井筒内堵塞或无法上返的问题。

发明内容

为解决现有技术中出现的问题，本发明提出了提高原油在井筒内流动性的方法和应用。现有技术中，没有将二甲醚水溶液注入自喷井中提高原油在井筒内流动性的方案，本发明将二甲醚水溶液注入自喷井中提高原油在井筒内流动性；且需要通过二甲醚水溶液的浓度、注入过程的参数控制、在井筒中的注入位置等参数共同配合，才使得二甲醚水溶液在井筒中与原油充分的对流混合，使原油降粘，且能使降粘后的油水溶液上返排出井筒；实现连续采油。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案。

本发明的目的之一是提供一种提高原油在井筒内流动性的方法，包括以下步骤：

将二甲醚水溶液加压注入自喷油井的井筒内，使二甲醚水溶液在井筒下部井段范围内与原油对流混溶，形成油水混合液；将油水混合液采出，从油水混合液中采出原油。

由于二甲醚对碳氢化合物的强溶剂效应，其能从二甲醚水溶液中传质去与油混合，使油溶解于二甲醚中，粘度降低，在循环注入压力推动下二甲醚与原油不断混合，进一步调动井筒内难移动的稠油，从而将稠油举升至地面。另外一部分二甲醚还可能与岩石孔隙中的油混合，使油膨胀，从而从孔隙中释放出油，以提高井底近井地带稠油举升度。

本发明借鉴了二甲醚与原油碳氢化合物混溶的特性。由于其极性轻微，部分溶于水，该功能使其能够与水混合，并将其作为溶液在井筒内循环。再辅以其极易挥发的性质，实现地面回收，最终重复利用，降低注剂降粘工艺的成本。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

二甲醚水溶液加压注入的压力为地层压力的(70％～75％)与井筒液柱压力的差值；和/或，

所述原油为稠油。

本发明限定适用工况为油井自喷采油，即井底原油可在地层压力挤压作用下沿着井筒自发向上流动。当在井筒油套环空内(或油管内)注入二甲醚水溶液时，调节地面注入压力(使地面注入压力与井筒液柱压力之和为地层压力的70％～75％)，将二甲醚水溶液泵入井筒，通过精确的压力控制，二甲醚水溶液与上返的油水溶液在井筒下部井段范围内对流混溶，使原油降粘的同时，还能使降粘后的油水溶液上返排出井筒，实现连续采油。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

二甲醚水溶液通过注入管与油管之间的环空或油管注入井筒中；

对于自喷采油井，在地面驱替泵的泵压作用下，二甲醚水溶液可通过油管与注入管的环空或油管注入井筒内；优选地，通过注入管与油管之间的环空注入井筒时，注入管底部在井筒套管鞋上方30m～50m；优选为30m～40m，或者

通过油管通过注入井筒时，油管鞋位置在井筒套管鞋上方30m～50m；优选为30m～40m。在此范围内，使二甲醚水溶液能与上返油水溶液在此范围内对流混溶降粘的效果更好。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

所述二甲醚水溶液，在30℃～60℃温度下，二甲醚在水中的摩尔分数为30mol％～40mol％，优选为30mol％～35mol％；和/或，

本发明使用由水(或盐水)和二甲醚(以下简称DME)组成的水溶液来循环井筒。可从河流、湖泊、淡水区、含水层、地层水、海水、微咸水或处理给水的水源提供水或盐水溶液。与淡水或低盐度盐水相比，二甲醚在高盐度盐水中的可溶性较低，给水含有最多10ppm的多价阳离子；

优选地，

所用溶剂水的总溶解固体含量范围为100ppm～50000ppm；

进一步地优选地，

所用溶剂水选自淡水；溶剂水的总溶解固体含量范围为100ppm～2000ppm；

所用溶剂水选自盐水；溶剂水的总溶解固体含量范围≤50000ppm。

步骤(1)，所述二甲醚水溶液中还包括助剂；

优选地，所述助剂选自醚、醇、酮中的至少一种。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

所述二甲醚水溶液中，助剂的含量为2mol％～4mol％；和/或，

所述助剂选自乙醚、甲基叔丁基醚、乙基叔丁基醚、甲醇、乙醇、丙酮中的至少一种。

本发明不仅保留了二甲醚对原油的降粘效果，而且助剂与现场井筒流体环境也相适应，节约了注剂成本，并提出了切实可行的注入手段。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

步骤(1)，使二甲醚处于液态时与水配置为二甲醚水溶液；

优选地，在压力大于等于0.5MPa下，使二甲醚处于液态。

二甲醚在与给水混合时最好为液体，以便于混合，混合后的水溶液保持为单相。给水也可以是被加热的热水。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

二甲醚水溶液的注入速率为35L/s～55L/s；优选为40L/s～45L/s。

在本发明中二甲醚水溶液的注入速率较大，使二甲醚水溶液在井筒内形成湍流，有利于二甲醚水溶液与原油的充分混合。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

二甲醚水溶液的注入温度为30～50℃；优选为40～50℃。

在本发明所述的提高原油在井筒内流动性的方法中，优选地，

从油水混合液中采出原油，并分离回收二甲醚，将回收的二甲醚回用；

优选地，采出的油水混合液经降压，干燥，除杂，分离回收出二甲醚。

进一步优选地，二甲醚和原油形成的混合液被举升或抽汲至地面储罐，在地面气液分离罐中降压使二甲醚气化从原油中分离出来，并存储于回收罐中；经过进一步的干燥、排除杂质等处理，在增压环境下将气态二甲醚制成液体单相，再与给水配制二甲醚水溶液，形成循环利用。

本发明的目的之二是提供本发明的目的之一所述的提高原油在井筒内流动性的方法在石油开采中应用，优选在对稠油开采中应用。

在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。在下文中，各个技术方案之间原则上可以相互组合而得到新的技术方案，这也应被视为在本文中具体公开。

与现有技术相比，本发明具有以下优点：

本专利提出了配制二甲醚水溶液和助剂来实现井筒降粘，不仅保留了二甲醚对原油强溶剂的效果，而且节约了注剂的成本，与现场井筒内流体环境也相符。另外本发明提供了二甲醚水溶液的具体注入方式和要求原则，为该技术的现场应用提供了具体手段。

本发明通过二甲醚水溶液的浓度、注入过程的参数控制、在井筒中的注入位置等参数共同配合，才使得二甲醚水溶液在井筒中与原油充分的对流混合，使原油降粘，且能使降粘后的油水溶液上返排出井筒；实现连续采油。

附图说明

图1为本发明自喷井内二甲醚水溶液注入管柱的示意图；

图2为本发明二甲醚回收地面装置的示意图；

附图标记说明：

图1中：11-注入流体；12-油水混合液；13-套管；14-注入管；15-油管；16-封隔器；17-含油地层；18-原油。

图2中：31-气态二甲醚源；32-临时储罐；33-自喷井井下井筒；34-气液分离罐；35-输出原油；36-二甲醚回收罐；37-循环管线。

具体实施方式

下面结合具体附图及实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。

另外需要说明的是，在以下具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。

此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，由此而形成的技术方案属于本说明书原始公开内容的一部分，同时也落入本发明的保护范围。

实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。

实施例1

本实施例提供了一种应用于塔里木盆地稠油油藏自喷井的井筒内流动性的开采方法，其包括以下步骤：

1.从邻井产水层抽取地层水，测定含盐度。若含盐度高了就采取措施减少二价阳离子含量，使其符合要求，要求地层水含有最多10ppm的多价阳离子，本实施例中为9ppm；溶剂水的总溶解固体含量范围为10000ppm。

2.将二甲醚储气罐或气源中的气态二甲醚源31进行增压，压力为0.9MPa，温度为30℃，使二甲醚由气态转化为液态。

3.在对流管线、搅拌罐等装置内使液态二甲醚与水混溶，形成均质单相的二甲醚水溶液。二甲醚在水溶液中的摩尔分数为30mol％。配置好的二甲醚水溶液存储于图2中的临时储罐32中。

4.将临时储罐32中配制好的二甲醚水溶液注入自喷井井下井筒33中。自喷井井下井筒33的结构包括套管13、注入管14和油管15。在含油地层17下入套管13，固井，下入注入管14并用封隔器16封隔注入管14与套管13的环空，接着下入油管15。其中，注入管14底部距套管鞋上部30米，油管鞋位置在套管鞋上方35m。二甲醚水溶液作为注入流体11从注入管与油管形成的环空注入，地面控制二甲醚水溶液加压泵注的压力为72％的地层压力与井筒液柱压力的差值；二甲醚水溶液注入速率为45L/s，使二甲醚水溶液在井筒内形成湍流；二甲醚水溶液的注入温度为30℃；二甲醚水溶液从注入管底部流出，在注入管底部与套管鞋之间的井筒内，使二甲醚水溶液11与原油18形成对流，让二甲醚更充分地与原油混合，形成油水混合液12，并从油管15中排出油水混合液12。

5.油水混合液12从油管15内循环出井筒，接入地面管线。循环出井筒的油水混合液首先存储在气液分离罐34中，通过降压使二甲醚气化从油水混合液中分离出来，并存储于二甲醚回收罐36中。气液分离罐34下部的输出原油35可通过管线或罐车运输。

6.经过进一步的干燥、排除杂质等处理，通过循环管线37输送至气态二甲醚源31前的管线中，通过增压环境下将气态二甲醚制成液体单相，进而在步骤1中与给水配制二甲醚水溶液，存储于临时储罐32中，形成循环利用。

经测试，二甲醚水溶液注入前，井筒稠油的粘度为10000mPa·s，注入后油水混合溶液的粘度为3000mPa·s。

实施例2

本实施例提供了一种应用于塔里木盆地稠油油藏自喷井的井筒内流动性的开采方法，其包括以下步骤：

1.二甲醚水溶液中，所用溶剂水的阳离子浓度为10ppm；溶剂水的总溶解固体含量范围为5000ppm。

2.将二甲醚储气罐或气源中的气态二甲醚源31进行增压，压力为1.55MPa，温度为40℃，使二甲醚由气态转化为液态。

3.在对流管线、搅拌罐等装置内使液态二甲醚与水混溶，形成均质单相的二甲醚水溶液。二甲醚在水溶液中的摩尔分数为35mol％。上述二甲醚水溶液中还包括助剂；助剂选自乙醚，助剂在水中的摩尔分数为3mol％。配置好的二甲醚水溶液存储于图2中的临时储罐32中。

4.将临时储罐32中配制好的二甲醚水溶液注入自喷井井下井筒33中。自喷井井下井筒33的结构包括套管13、注入管14和油管15。在含油地层17下入套管13，固井，下入注入管14并用封隔器16封隔注入管14与套管13的环空。接着下入油管15，其中，注入管底部在套管鞋上方50m。二甲醚水溶液作为注入流体11从注入管与油管形成的环空注入，地面控制甲醚水溶液加压注入的压力为75％的地层压力与井筒液柱压力的差值；二甲醚水溶液注入速率为40L/s，使二甲醚水溶液在井筒内形成湍流；二甲醚水溶液的注入温度为40℃；二甲醚水溶液从注入管底部流出，在注入管底部与套管鞋之间的井筒内，使二甲醚水溶液11与原油18形成对流，让二甲醚更充分地与原油混合，形成油水混合液12，并从油管15中排出油水混合液12。

5.二甲醚和原油形成的混合液从油管内循环出井筒，接入地面管线。循环出井筒的混合液首先存储在气液分离罐34中，通过降压使二甲醚气化从油水混合液中分离出来，并存储于二甲醚回收罐36中。气液分离罐下部的输出原油35可通过管线或罐车运输。

6.经过进一步的干燥、排除杂质等处理，通过循环管线37输送至气态二甲醚源31前的管线中，通过增压环境下将气态二甲醚制成液体单相，进而在步骤1中与给水配制二甲醚水溶液，存储于临时储罐32中，形成循环利用。

经测试，二甲醚水溶液注入前，井筒稠油粘度为10000mPa·s，注入后油水混合溶液的粘度为1600mPa·s。

实施例3

本实施例提供了一种应用于塔里木盆地稠油油藏自喷井的井筒内流动性的开采方法，其包括以下步骤：

1.二甲醚水溶液中，所用溶剂水的阳离子浓度为7ppm；溶剂水的总溶解固体含量范围为20000ppm。

2.将二甲醚储气罐或气源中的气态二甲醚源31进行增压，压力为2.1MPa，温度为50℃，使二甲醚由气态转化为液态。

3.在对流管线、搅拌罐等装置内使液态二甲醚与水混溶，形成均质单相的二甲醚水溶液。二甲醚在水溶液中的摩尔分数为40mol％。上述二甲醚水溶液中还包括助剂；助剂选自甲醇，助剂在水中的摩尔分数为4mol％。配置好的二甲醚水溶液存储于图2中的临时储罐32中。

4.将临时储罐32中配制好的二甲醚水溶液注入自喷井井下井筒33中。自喷井井下井筒33的结构包括套管13、注入管14和油管15。在含油地层17下入套管13，固井，下入注入管14并用封隔器16封隔注入管14与套管13的环空。接着下入油管15，其中注入管底部在套管鞋上方30m。二甲醚水溶液作为注入流体11从注入管与油管形成的环空注入，地面控制甲醚水溶液加压注入的压力为70％的地层压力与井筒液柱压力的差值；二甲醚水溶液注入速率为50L/s，使二甲醚水溶液在井筒内形成湍流；二甲醚水溶液的注入温度为50℃；二甲醚水溶液从注入管底部流出，在注入管底部与套管鞋之间的井筒内，使二甲醚水溶液11与原油18形成对流，让二甲醚更充分地与原油混合，形成油水混合液12，并从油管15中排出油水混合液12。

5.二甲醚和原油形成的混合液从油管内循环出井筒，接入地面管线。循环出井筒的混合液首先存储在气液分离罐34中，通过降压使二甲醚气化从油水混合液中分离出来，并存储于二甲醚回收罐36中。气液分离罐下部的输出原油35可通过管线或罐车运输。

6.经过进一步的干燥、排除杂质等处理，通过循环管线37输送至气态二甲醚源31前的管线中，通过增压环境下将气态二甲醚制成液体单相，进而在步骤1中与给水配制二甲醚水溶液，存储于临时储罐32中，形成循环利用。

经测试，二甲醚水溶液注入前，井筒稠油粘度为15000mPa·s，注入后油水混合溶液的粘度为600mPa·s。

对比例1

其为实施例2的邻井，对比例1与实施例2的区别仅在于，对比例1中二甲醚在水溶液中的摩尔分数为20mol％。

经测试，二甲醚水溶液注入前，井筒稠油粘度为10000mPa·s，注入后油水混合溶液的粘度为4500mPa·s。

对比例2

其为实施例2的邻井，对比例2与实施例2的区别仅在于，对比例2中二甲醚水溶液加压注入的压力为地层压力的65％与井筒液柱压力的差值。

经测试，二甲醚水溶液注入前，井筒稠油粘度为10000mPa·s，注入后油水混合溶液的粘度为2300mPa·s。

对比例3

其为实施例2的邻井，对比例3与实施例2的区别仅在于，对比例3中注入管底部在套管鞋上方20m。

经测试，二甲醚水溶液注入前，井筒稠油粘度为10000mPa·s，注入后油水混合溶液的粘度为3800mPa·s。

通过以上对比可以看出，本发明将二甲醚水溶液注入自喷井中提高原油在井筒内流动性；且需要通过二甲醚水溶液的浓度、注入过程的参数控制、在井筒中的注入位置等参数共同配合，才使得二甲醚水溶液在井筒中与原油充分的对流混合，使原油降粘，且能使降粘后的油水溶液上返排出井筒；实现连续采油。

以上结合具体实施方式和范例性实例对本发明进行了详细说明，不过这些说明并不能理解为对本发明的限制。本领域技术人员理解，在不偏离本发明精神和范围的情况下，可以对本发明技术方案及其实施方式进行多种等价替换、修饰或改进，这些均落入本发明的范围内。本发明的保护范围以所附权利要求为准。