油田高凝油開采工藝應(yīng)用效果分析

馬利娟 ,常國(guó)棟 ,柴細(xì)瓊 ,鄧雨生 ,高俊山

(中國(guó)石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院,河南南陽(yáng) 473132)

1 概況

畢店地區(qū)位于河南省唐河縣境內(nèi),構(gòu)造位置處于泌陽(yáng)凹陷斜坡帶西端,以向北西抬升,南東傾伏的單斜構(gòu)造為主,分布少量微幅鼻狀構(gòu)造,地質(zhì)情況較復(fù)雜,主要在斷裂數(shù)量多,斷層發(fā)育。巖性以細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主。

根據(jù)鉆探情況,該井區(qū)含油氣層位多,含油井段長(zhǎng),油層分布較分散,核桃園組核三段Ⅱ～Ⅶ油組均分布有油層,油層埋深 1 023～1 613 m。儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng),據(jù)測(cè)井資料的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,孔隙度為10.25%～20.19%,平均孔隙度 12.78%,滲透率為32×10-3～109×10-3μm2,平均滲透率 54.42×10-3μm2,屬低孔、中滲儲(chǔ)層。

該區(qū)原油地面密度 870.2～901.4 kg/m3,地面原油黏度 (70℃)16.07～51.64 mPa·s,凝固點(diǎn)28～42℃,膠質(zhì)瀝青質(zhì)4.83%～16.01%,含蠟量15.54%～59.92%。由于原油含蠟量高、凝固點(diǎn)高,現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)中采取了空心桿電加熱、加清防蠟劑措施,以保證原油在井筒內(nèi)的流動(dòng)性。

2 應(yīng)用效果分析

目前,畢店地區(qū)有試采井 7口,投產(chǎn)以來(lái),均采用有桿泵舉升方式開采。由于該地區(qū)原油含蠟量高、凝固點(diǎn)高,生產(chǎn)過(guò)程中,容易因井筒結(jié)蠟造成抽油桿斷脫、抽油機(jī)載荷過(guò)大等問(wèn)題。古城油田畢店地區(qū)各井區(qū)試采井的現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)情況及載荷情況,見(jiàn)下頁(yè)表1。

從表1中可以看出,泌 362井區(qū)含蠟量、凝固點(diǎn)較高,現(xiàn)場(chǎng)采用了“加清蠟劑 +電加熱”工藝,其中,泌 362井投產(chǎn)初期采取加清防蠟劑措施,抽油機(jī)載荷多數(shù)超出了額定范圍,之后采用了“電加熱工藝+加清防蠟劑”措施,實(shí)測(cè)載荷明顯降低,均在額定載荷范圍內(nèi) (見(jiàn)下頁(yè)圖1a);同一井區(qū)的泌 383井在開采初期就采用了“電加熱工藝 +加清防蠟劑”措施,實(shí)測(cè)載荷均在正常范圍內(nèi) (見(jiàn)下頁(yè)圖1b);但泌377井部分實(shí)測(cè)載荷仍超出抽油機(jī)額定載荷,從加藥周期及電加熱周期對(duì)比分析來(lái)看,需要進(jìn)一步優(yōu)化電加熱周期。

與泌 362井區(qū)相比,泌 384、泌 363、泌 375井區(qū)含蠟量、凝固點(diǎn)相對(duì)較低,現(xiàn)場(chǎng)只采用了加清防蠟劑措施,其中,泌 384井采取措施后清防蠟效果明顯,實(shí)測(cè)載荷均在額定范圍內(nèi),泌 363、泌 375井只有少量實(shí)測(cè)載荷點(diǎn)超出了抽油機(jī)額定載荷 (見(jiàn)下頁(yè)圖1c、圖1d)。因此,在生產(chǎn)過(guò)程中,需要進(jìn)一步優(yōu)化加清防蠟劑的周期和用量,以確保油井穩(wěn)定運(yùn)行。

3 泌 362井區(qū)使用井筒加熱的必要性

3.1 結(jié)蠟機(jī)理

當(dāng)油溫高于析蠟點(diǎn)溫度時(shí),高凝油中所含蠟處于溶解狀態(tài);隨著溫度降低,蠟在原油中的溶解度下降,當(dāng)油溫降到析蠟點(diǎn)溫度時(shí),開始有蠟晶析出,原油由單一液態(tài)逐漸變成懸浮液,但仍為連續(xù)相,蠟晶仍高度分散在原油中;當(dāng)油溫進(jìn)一步下降到凝固點(diǎn)以后,發(fā)生轉(zhuǎn)相,蠟晶相互連接形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu),原油失去其流動(dòng)性,即發(fā)生所謂“凝固”[1]。

表1 各井區(qū)試采井現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)情況及載荷情況

圖1 泌 362、383、363、375井區(qū)最大懸點(diǎn)載荷情況

3.2 必要性分析

泌 362井區(qū)原油含蠟高 (33.24%～59.92%)、凝固點(diǎn)高 (37～42℃),具有高凝油的特征。為改善井筒內(nèi)原油流動(dòng)性、確保油井穩(wěn)定運(yùn)行,目前,泌362井區(qū)采用了空心桿電加熱工藝與加清防蠟劑相結(jié)合的措施。其中,泌 362井初期僅采取加清蠟劑或熱油 /水清蠟措施,清防蠟效果較差,該井射孔井段 1 077.3～1 096.9 m,地層溫度 56℃,取樣測(cè)試原油析蠟溫度為 49.34℃,測(cè)試的井口出油溫度范圍為 35～41℃,而該井區(qū)原油凝固點(diǎn)為 37～42℃,所以,采取加清蠟劑或熱油 /水清蠟措施,井筒內(nèi)仍有蠟析出,到井口原油基本處于凝固狀態(tài),造成抽油機(jī)超負(fù)荷運(yùn)行、光桿下不去、作業(yè)頻繁現(xiàn)象,影響了生產(chǎn)效率及開發(fā)效果;后采用了空心桿電加熱工藝,通過(guò)控制電流將井口出油溫度控制在 50℃以上,抽油機(jī)負(fù)荷降低效果明顯,油井穩(wěn)定生產(chǎn),減少了因蠟卡造成的作業(yè)次數(shù)。該井區(qū)的泌 377、泌 381、泌 383井在開采初期就采用了電加熱工藝,除泌 377井因電加熱周期較長(zhǎng)造成部分載荷超出額定范圍外,其他 2口井實(shí)測(cè)載荷均在正常范圍內(nèi)。

通過(guò)以上分析,泌 362井區(qū)采取常規(guī)加清蠟劑或熱油 /水清蠟措施,不能保證原油暢流,需采取可靠的井筒加熱措施,以提高井筒內(nèi)原油溫度,改善井筒內(nèi)原油流動(dòng)性。

3.3 空心桿下深優(yōu)化

現(xiàn)場(chǎng) 4口試采井 (泌 362、泌 377、泌 381、泌383)的空心抽油桿下深為 1 005.8～1 073.82 m。

參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《原油析蠟點(diǎn)測(cè)定旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)法》(SY/T 0522-2008)取樣測(cè)試了該井區(qū)原油析蠟溫度,測(cè)試的原油析蠟溫度為 44.24～49.34℃,按照所測(cè)的原油最高析蠟溫度 49.34℃計(jì)算,計(jì)算的析蠟深度為井筒 780 m以上。根據(jù)制定清防蠟措施時(shí)應(yīng)在計(jì)算的析蠟深度的基礎(chǔ)上附加50～100 m的原則[2],優(yōu)化空心抽油桿合理下深為850 m。

通過(guò)優(yōu)化,在保證井筒內(nèi)原油流動(dòng)性的同時(shí),減少了空心桿用量,節(jié)約了油井開發(fā)成本。

4 下步配套方向

雖然空心桿電加熱工藝清防蠟效果好,但耗電量大、開發(fā)成本高,對(duì)低能低效井經(jīng)濟(jì)效益較差,因而限制了其在油田開發(fā)中大規(guī)模的應(yīng)用。2010年,河南油田在東莊東 12斷塊高凝油油井上試驗(yàn)應(yīng)用雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝,效果明顯。東 12斷塊與泌 362井區(qū)儲(chǔ)層特性及原油物性對(duì)比見(jiàn)表2。

表2 東 12斷塊與泌 362井區(qū)儲(chǔ)層特性、原油物性對(duì)比

4.1 原理

雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝采用雙空心桿內(nèi)循環(huán)傳導(dǎo)加熱方式,通過(guò)空心桿的雙內(nèi)外密封通道將地面加熱載體軟化水泵入雙空心桿的內(nèi)通道,流至需要加熱的深度,然后通過(guò)外通道返至地面換熱器再次加熱后循環(huán)注入空心桿,完成對(duì)井下高凝油的加熱過(guò)程。

4.2 應(yīng)用效果

目前,河南油田東莊東 12斷塊東 1210、東 1213井應(yīng)用了雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝,其中,東1213井于 2009年 10月 25日投產(chǎn),投產(chǎn)初期采用空心桿電加熱工藝,由于加熱器管線頻繁故障 (檢修周期約 24 d),于 2010年 3月 30日開始試驗(yàn)應(yīng)用雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝;東 1210井于 2010年 3月 22日投產(chǎn),投產(chǎn)以來(lái),一直采用雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝,油井生產(chǎn)平穩(wěn)、負(fù)荷正常,效果較好。

4.3 經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比

在相同制熱量 (40 kW)的條件下,空心桿電加熱工藝日耗功率 50 kW,而熱泵式雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝的日耗功率僅為 12.9 kW,耗電量?jī)H為空心桿電加熱工藝的 25.8%,經(jīng)濟(jì)效益顯著。

因此,為節(jié)約油井日常運(yùn)行費(fèi)用,建議泌 362井區(qū)下步試驗(yàn)應(yīng)用雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝。

5 結(jié)論

①畢店地區(qū)泌 362井區(qū)原油具有高凝油的特征,需采取必要的井筒加熱措施,以提高井筒內(nèi)原油溫度,改善井筒內(nèi)原油流動(dòng)性。②對(duì)于高凝油的開采,空心桿電加熱工藝能明顯提高井筒內(nèi)原油溫度,具有較好的防蠟降黏作用,但是由于耗電量大、開發(fā)成本高,制約了其在油田生產(chǎn)中的規(guī)模應(yīng)用。③雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝,通過(guò)雙空心桿內(nèi)外通道循環(huán)加熱載體,對(duì)井筒內(nèi)原油持續(xù)加熱,提高井筒內(nèi)原油溫度,改善井筒內(nèi)原油流動(dòng)性,且該工藝耗電低,可降低生產(chǎn)成本,對(duì)于高凝油油井具有很好的應(yīng)用效果。泌 362井區(qū)可開展雙空心桿內(nèi)循環(huán)注水加熱工藝的試驗(yàn)。

[1]孟慶學(xué),王玉臣.高凝油及其開采技術(shù) [J].石油科技論壇,2006,(5):45-49.

[2]羅英俊,萬(wàn)仁溥.采油技術(shù)手冊(cè).第 3版 [M].北京:石油工業(yè)出版社,2005:1290-1291.

[3]苗彥平,李金永,劉冶河,等.雙空心桿內(nèi)循環(huán)熱采技術(shù)應(yīng)用[J].石油鉆采工藝,2009,31(S2):96-98.