高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升方法及其应用与流程

本发明属于采油工艺，涉及高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升的方法，还涉及上述高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升方法的应用。

背景技术：

1、在应用常规采油技术开采时，原油举升困难，抽油机载荷大，抽油杆负荷大，下行阻力大，井下泵筒充满系数低，泵效和机采系统效率指标远低于常规油田。因此，如何高效开采高含蜡、高油气比的“双高”油田成为当前关注的焦点。其中，机械采油（mechanicaloil extraction）是油田开采工艺的基础，机械采油是当油层能量不足以维持自喷时，人为地从地面补充能量，用机械能量把油采出地面的方式，其中有杆泵采油主要由地面动力设备带动抽油机，并通过抽油杆带动深井泵，通过合理选择和应用机械采油技术，可以更有效地将油层中的原油开采出来，提高油田的采收率。

2、同时，采油工艺技术配套水平及管理水平的高低直接关系到油田开发水平的高低，泵效、检泵周期及系统效率等机采指标是反映单井或区块整体管理水平和能耗状况的重要指标，是采油工程工作水平的综合体现。

3、原油中的蜡含量超过 10% 、气液比大于200 m3/ m3的油田可归为“双高”（含蜡高、气液比高）油藏，井筒内结蜡严重，对于机采井，使得抽油机载荷增加、泵效降低、产量下降，甚至蜡卡，造成停产；对于自喷井，导致油井停喷，处理不及时会导致井筒、泵筒堵死，严重制约了油井的正常生产。部分机采井在较短时间内出现降产、卡泵现象，整体开采建产难度大，油井维护困难，开发成本大，针对“双高”油藏条件和井况，需研发出相应的机械采油配套技术，使得在井下各种复杂环境下都能进行有效的采油作业，提升油田整体机采系统效率。

4、目前，提高机采井提升系统效率的常规方法如下：（1）优化地面设备：对于负载率低的电机，根据光杆功率合理选择额定功率，进行“大调小”；（2）抽油机优化：选用高效节能型抽油机，如异相曲柄平衡抽油机、前置式抽油机等；及时调整抽油机的平衡度，平衡率保持在85%～100%；（3）合理选择泵型和泵径：根据油井的产液量、流体性质、供液能力等因素，选择合适的泵型，如防砂泵、抽稠泵等；对于供液充足的油井，可适当增大泵径；供液不足的油井，选择小泵径；（4）优化杆管组合：根据油井深度、井斜状况等，合理选择抽油杆和油管的材质、规格，采用高强度、低摩擦的抽油杆和油管；应用油管锚定技术，减少冲程损失；（5）应用化学降黏与防蜡：对于稠油井和易结蜡井，采用化学降黏剂降低原油黏度，减少抽油阻力；定期进行防蜡处理，防止蜡堵影响泵效和系统效率。

5、但是，对于上述含蜡高、气液比高的“双高”油藏而言，井筒内结蜡严重，以上措施均收效不大，无法满足当前形势下“双高”油田的开采。

技术实现思路

1、本发明的第一个目的是提供高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升的方法，提供了微生物吞吐、组合气举及空心抽油杆电加热等三合一配套工艺方法，解决了井筒内结蜡严重而导致原油采收率低的问题。

2、本发明的第二个目的是提供上述高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升方法的应用。

3、本发明所采用的第一个技术方案是，高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升的方法，具体如下：

4、步骤1、选择高含蜡、高气液比的待采油田；

5、步骤2、对待采油田的油藏地层采用单一菌株开展微生物单井吞吐，解除近井地带结蜡污染；

6、步骤3、根据单井不同气液比，分别设计相应的组合气举工艺并结合作业下入工具；

7、步骤4、开采过程中使用空心杆电加热杆柱对油管内的原油进行加热，增加液体流动性，防止杆、管柱结蜡。

8、本发明的特点还在于：

9、步骤1中高含蜡、高气液比待采油田的选择标准为：

10、高含蜡的筛选标准：原油中蜡含量超过10%；

11、高气液比的筛选标准：气液比大于 200 m3/ m3。

12、步骤2的具体方法如下：

13、使用套管环空注入法，从油套环空间注入微生物菌液，注入量为5~20 m3，注入排量为0.2~0.3 m3/min，注入压力为10~15 mpa，待全部注入后，关井培养5~7d，然后进行开井生产。

14、微生物菌液具体为贝莱斯芽孢杆菌s1及其发酵产物的混合物，混合物的ph值为6.6~7.5，混合物中菌数≥108个/毫升，混合物中菌液浓度为10%-30%，营养液浓度为5%-10%，营养的 ph为7.9~8.1。

15、贝莱斯芽孢杆菌s1保藏在中国微生物菌种保藏管理委员会普通微生物中心（cgmcc），保藏中心地址为北京市朝阳区北辰西路1号院3号，中国科学院微生物研究所，保藏号为cgmcc no. 28915，保藏日期为2023年11月08日，分类命名为贝莱斯芽孢杆菌bacillus velezensis。

16、步骤3中的组合气举具体指对重球泵、内罩式防气装置、多级递进式高效分离器、气举阀、套气阀五种控防气工艺的组合应用，具体如下：

17、针对气液比小于50的油井，采取小泵径、长冲程、慢冲次的机采参数，应用“套气阀+重球泵”的组合，套压控制与回压持平；

18、针对气液比为50～100的油井，套压控制范围1.5～2mpa，应用内罩式防气装置或多级递进式高效分离器；

19、气液比为100～180的油井，套压控制范围1.5～2mpa，应用“重球泵+内罩式防气装置”或“重球泵+多级递进式高效分离器”的组合；

20、针对气液比大于180的油井，应用“重球泵+内罩式防气装置+气举阀”组合或“重球泵+多级递进式高效分离器+气举阀”的组合，关闭井口油套连通闸门。

21、步骤4中的空心杆电加热杆柱为φ36空心杆电加热杆柱和φ34空心杆电加热杆柱的组合，使用情况具体如下：

22、当泵深小于1000m时，使用φ36空心杆电加热和φ34空心杆电加热杆柱组合按2:3比例下入，抽油泵上接一根φ19实心杆；当泵深大于1000m时，使用400米φ36空心杆和600米φ34空心杆电加热杆，并依照泵深连接相应长度φ19实心杆。

23、步骤4中使用空心杆电加热杆柱对油管内的原油进行全程加热的方法具体如下：

24、当液量大于10方，气量大于1000方，加热位置有沉没度时，采用“加热4小时，停止加热12小时”的循环加热方式；

25、当液量为5-10方，气量小于500方，加热位置有沉没度，含水量大于90%时，无需加热；

26、当液量小于5方，气量为500~1000方，加热位置有沉没度时，采用“加热2小时，停止加热6小时”的循环加热方式；

27、当液量小于5方，气量小于500方，加热位置无沉没度时，采用“加热3小时，停止加热6小时”的循环加热方式。

28、本发明所采用的第二个技术方案是，高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升方法的应用，高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升方法在高含蜡、高气液比油田中的应用。

29、本发明的有益效果是：

30、（1）本发明高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升的方法，通过微生物吞吐、组合气举及空心抽油杆电加热等三合一配套工艺方法，且进一步对组合工艺进行优化，将该一体式组合工艺技术用于含蜡高、气液比高油田，显著提高油田整体泵效和机采系统效率，支撑油田原油采收率再提高，整体投入产出比大于1:6；

31、（2）本发明高含蜡、高气液比油藏机采系统效率提升的方法，通过微生物吞吐，解除近井地带结蜡污染，保证了入井介质地层配伍性，解决了近井地带脱气导致地层结蜡问题；通过采用组合气举工艺，避免了油井生产过程中井筒发生“气锁”现象；通过使用空心杆电加热杆柱对油管内的原油进行加热，降低了原油粘度，增加液体流动性，防止杆、管柱结蜡，达到油井增产、增效的目的。