2019, Vol. 39引用本文 |
| 金县1-1油田稠油结蜡修井技术探讨 |  [PDF全文] |
2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 天津 300452;
3. 中海油田服务股份有限公司, 天津 300452
2. CNOOC Energy Technology & Services Ltd. Drilling & Production company, Tianjin 300452;
3. CNOOC Oilfield Services Ltd., Tianjin 300452
金县1-1油田东营组和沙河街组原油可分为重质原油及中轻质原油两大类。重质原油具有高密度、高黏度、低凝固点、低含硫量及低含蜡量等特点，易产生重组份沉积伤害；中轻质原油具有低密度、低黏度、低含硫量、高含蜡量及高凝固点等特点，易产生蜡沉积伤害。
随着生产时间的增长，该区块已经有14口井出现了井筒结蜡影响生产的问题，近两年累计进行了43井次清蜡作业，因油井结蜡导致检泵作业4井次，频繁的清蜡作业大大降低了油井的生产效率。由于区块油层中部温度偏低（45~ 55 ℃），修井作业过程中，普通修井液对储层伤害大，容易引起胶质、沥青质析出堵塞地层，导致油井恢复周期长、修井后产量下降、井筒堵塞等一系列问题[1-2]。
针对金县1-1油田的储层及油品特点，对该区块的修井作业方法进行了近5年的摸索和论证，最终形成了井筒物理清蜡、稠油井储层保护、井筒蜡堵预防等系列作业方法，提高了修井作业效率，也保证该区块的油井及时复产，取得了可观的经济效益。
1 热洗配合钢丝（连续油管）清蜡技术热洗配合钢丝（连续油管）清蜡技术是在修井作业时配合钢丝（连续油管）作业，使用专门的加热车设备将修井液加热至80 ℃以上，对管柱上的重组份和蜡进行热清洗，达到井筒清洗效果[3]。
洗井是海上油田动管柱修井作业的重要环节，油管内外壁无原油才能满足环保要求，井筒通畅是洗井顺利实施的前提。为了更好的对井筒进行清洗，针对不同工况的油井分别采取了如下方法洗井或者井筒清蜡。
（1）井筒轻微结蜡
井筒轻微结蜡的油井可较为容易建立洗井通道，可采用加热车对井筒进行高温热洗，此方法适用于电泵突然故障的油井。
（2）井筒严重结蜡工况
井筒严重结蜡意味着井筒缩径非常严重，不易建立洗井通道，此类井需要采用加热车+钢丝通井的组合方法，小排量洗井过程中采用钢丝通井至电泵以上，完全畅通后采用加热车进行大排量洗井，此方法适合关停1个月左右的电泵故障井。
（3）井筒蜡堵
井筒蜡堵出现时，井筒无产液，井筒无法建立循环通道且结蜡段垂直深度长，这类井况需要采用连续油管通井+加热车洗井的组合方法，采用连续油管配合加热车冲洗至电泵以上，此方法适合关停时间超过1个月以上的油井。
加热车热洗缩短了洗井时间，保证修井作业快捷及时展开；高温热洗配合钢丝（连续油管）清除井筒结蜡，延长油井生产时间。该方法普遍适用于金县1-1油田各生产油井，目前已经在A15、A24、A28、B2、B4、B6、B26、B28等井成功实施井筒清蜡和洗井作业，表 1为部分井应用效果统计分析。
| 表 1 金县1-1油田部分油井热洗作业后效果对比 |
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从表 1中可以看出热洗作业有效清除井筒蜡堵，热洗后原油产量显著提升。目前热洗技术+钢丝（连续油管）技术已经成为该油田修井作业中广泛应用。
2 金县1-1修井专用工作液随着金县1-1油田生产时间增长，油井地层能量不断降低，在修井过程中修井液易漏失进入储层，易造成原油乳化增黏、黏土矿物水化膨胀及运移和水型不配伍结垢等复合伤害。针对此类伤害开发出金县1-1修井专用工作液及添加剂，有效防止漏失至储层的修井液引起的储层伤害。
2.1 工作液性能 2.1.1 降黏性能针对金县1-1油田原油黏度较高特点，优选出的金县1-1修井专用工作液，配方为：3.0% NZP-01 + 0.5% BH-33，该工作液除具备广谱型洗井助排液功能外，具有更好的降黏效果，后期也不会对原油破乳脱水产生影响[4]。表 2为金县1-1修井专用工作液性能及对金县1-1原油降黏效果。
| 表 2 金县1-1油田修井专用工作液性能及对原油降黏效果 |
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由表 2可以看出，广谱型助排液中加入0.5%BH-33配制的专用工作液对金县1-1油田稠油具有更好的降黏效果，降黏率可达99.24%；专用工作液与稠油形成的乳状液也较广谱型乳状液更稳定，表明专用工作液可以有效防止原油乳化伤害，达到保护储层和清洗井筒的效果。
2.1.2 阻垢性能金县1-1油田修井作业使用CaCl2型地热水；沙河街生产层位水型为NaHCO3型，两种水质混合后易结垢，尤其是大修作业井，两种水质长时间混合将产生严重结垢，堵塞了原油流通通道。针对作业水型不配伍的油井，开发出金县1-1油田专用阻垢剂BHF-07A，该阻垢剂加量为0.5%时，阻垢率可达85.70%，有效防止水型不配伍产生的结垢伤害。
2.1.3 防膨性能金县1-1油田部分油井中黏土含量高达20.0%以上，且黏土矿物以易水化的蒙脱石为主。修井作业中漏失至储层的修井液易导致储层黏土矿物产生膨胀和运移，给作业井后期产能恢复带来长期影响。针对易产生黏土膨胀伤害的油井，筛选出具有良好防膨效果的防膨剂BH-FP03，相比常用的无机盐防膨剂KCl和NH4Cl，具有用量少，耐冲刷等特点，现场加量0.3%时，防膨率可达86.17%，满足现场作业需求。
2.2 应用情况针对金县1-1油田原油黏度高、原油蜡含量高特点，开发出金县1-1油田专用油保工作液，作业配合加热车使用。油田综合统计数据显示，油井产能恢复率由2015年的81.5%（图 1），提高至2016年的117.4%（图 2）、2017年的104.86%（图 3），储层保护效果明显[5]。
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| 图 1 2015年金县1-1油田产能恢复统计 |
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| 图 2 2016年金1-1油田产能恢复统计 |
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| 图 3 2017年金县1-1油田产能恢复统计 |
3 空心杆电加热管柱工艺
空心杆电加热管柱工艺是一种主动防蜡技术，通过加热杆保持井筒流体较高温度，防蜡降黏，预防井筒结蜡。
该工艺是在井下管柱内下入空心抽油杆，空心抽油杆内孔中穿入电缆并与空心杆体形成回路，通过电加热保持管柱内维持较高温度，管柱示意图参见图 4。空心杆电加热管柱工艺可以直接加热井筒原油，降低原油黏度，提高其流动能力，适用于结蜡点偏高，井口温度低导致结蜡的油井。
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| 图 4 空心杆点加热管柱示意图 |
空心杆电加热管柱工艺于2012年在金县1-1油田B1井进行了现场应用，该工艺有效提高了油井产出液温度，B1井采用空心杆电加热工艺后冬季生产温度见表 3所示。
| 表 3 金县1-1B1井采用空心杆电加热工艺后冬季生产温度对比 |
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由表 3中统计数据看，在未采用空心杆电加热工艺前，该井平均井口温度为30.9 ℃，产出液平均流温为46.9 ℃，平均温度增幅为-33.9%；采用空心杆电加热工艺后，该井平均井口温度为51.9 ℃，产出液平均流温为47.9 ℃，平均温度增幅为9.4%，表明空心杆加热工艺有效提高了油井流体温度，有效防止了采出液在井筒中结蜡。
4 经济效益从2013年至2018年，金县1-1油田共进行热洗技术30余井次，累计增油约3.5×104m3，直接增收约8864万元，投入产出比达到1:8.9；三项技术可减少常规清蜡作业次数50余井次，检泵措施作业5井次，可节约修井成本约1 100万元，经济效益显著。
5 结论与认识稠油结蜡修井关键技术是将“热洗+钢丝（连续油管）”、“专用修井液”、“空心杆电加热工艺管柱”等技术相结合的综合技术，对于金县1-1油田因结蜡引起的井筒及地层堵塞具有良好的解堵效果。2013年开始至今，该系列技术应用累计实现增油约3.5×104m3，创造经济效益9964.1万元，投入产出比达到1:8.9，经济效益显著。
渤海地区稠油资源丰富，截至2015年底该地区共发现稠油油田22个，探明地质储量13.5×109m3，其中黏度大于400 mPa · s的储量为1.6×109m3。稠油井在生产过程中面临的重组份沉积堵塞难题可借鉴金县1-1油田修井关键技术，通过热洗配合钢丝/连续油管、专用修井液等措施，解除稠油井重组份堵塞难题，为后期稠油区块开发生产提供实践指导。
| [1] |
丘宗杰. 海上采油工艺新技术与实践[M]. 北京: 石油工业出版社, 2009.
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| [2] |
万仁溥. 采油工程手册(上、下)[M]. 北京: 石油工业出版社, 2004.
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| [3] |
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| [4] |
冯硕, 罗少锋, 杨凯, 等. 适配型修井液在渤海油田的应用[J]. 海洋石油, 2015, 35(1): 91-94, 98. DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2015.01.091 |
| [5] |
方培林, 刘俊军, 白健华, 等. 渤海油田储层保护效果评价方法探讨[J]. 油气井测试, 2015, 24(5): 39-42. DOI:10.3969/j.issn.1004-4388.2015.05.012 |