劉迎斌 許雙龍 楊小華 侯守探 段云江 翟錫芝
(1.塔里木油田公司塔北項(xiàng)目經(jīng)理部 新疆庫(kù)爾勒 841000;2.華北油田公司 河北任丘 062552)
哈拉哈塘油田位于塔里木盆地輪南低凸起西斜坡,受細(xì)菌生物降解、地層水洗和氧化作用以及烴類(lèi)輕質(zhì)組分散失的影響,其稠油油藏有“區(qū)塊內(nèi)稠油井稀油井共存,單井上原油性質(zhì)差距大”等特點(diǎn)。稠油井主要分布在哈15、哈702、哈7縫洞帶,為“中等含蠟、中等含膠質(zhì)、高含瀝青”的稠油油藏。原油密度0.7998~0.9679g/cm3,凝固點(diǎn)為-12~30℃,含蠟量1.67%~7.23%,含硫量0.23%~1.21%,含膠質(zhì)和瀝青質(zhì)量4.5%~12.5%。油井埋深7000m左右,停噴后采用抽油機(jī)+底部固定桿式泵深抽。
在生產(chǎn)過(guò)程中,由于原油粘稠并伴有泥砂、結(jié)垢等雜質(zhì),極易出現(xiàn)卡泵、堵塞油管等問(wèn)題,現(xiàn)場(chǎng)通常采用常溫水反洗工藝解卡。受原油物性差、地層漏失量大、工藝管柱深等因素制約,水反洗解卡的成功率不足25%,無(wú)法發(fā)揮桿式泵不動(dòng)油管檢泵的優(yōu)勢(shì),影響到油田的正常生產(chǎn)。
采用高溫灰化法處理7口井的堵塞物,測(cè)定有機(jī)物和無(wú)機(jī)物的含量,有機(jī)物堵塞(圖1)占71.43%,無(wú)機(jī)物堵塞占28.57%。電鏡掃描結(jié)果顯示,1~5#有機(jī)堵塞物表面呈層狀結(jié)構(gòu),質(zhì)地疏松無(wú)定型。表明其中含有較多的有機(jī)聚沉物,如膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟等,極易形成瀝青質(zhì)為主的有機(jī)物堵塞。
另外,哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏裸眼完井,部分泥巖段裸露,粘土礦物容易剝脫掉塊,加上射孔、酸壓改造等因素,油井出砂嚴(yán)重。采用繞絲復(fù)合篩管,仍難以阻止粘土、極細(xì)砂等雜質(zhì)隨原油進(jìn)入井筒,造成堵塞。堵塞物樣品在鹽酸中溶解,有氣泡冒出,說(shuō)明含碳酸鈣;有少量殘?jiān)?,說(shuō)明含有石英和粘土礦物。
圖1 哈拉哈塘無(wú)機(jī)物堵塞樣品
哈拉哈塘油田屬于縫洞型碳酸巖油藏,有“一井一藏”的特點(diǎn)。轉(zhuǎn)入機(jī)采后,地下虧空嚴(yán)重,儲(chǔ)層大孔道、裂縫發(fā)育。洗井時(shí)往往進(jìn)口水量大、出口水量小或不返水,要注入上百方洗井液才能建立起循環(huán),運(yùn)行成本高,并且大量洗井液進(jìn)入儲(chǔ)層易造成地層污染,不利于環(huán)保。
哈拉哈塘油田稠油井采用摻稀工藝生產(chǎn),為滿(mǎn)足摻稀點(diǎn)溫度要求、提高摻稀效率,抽油泵與吸入口位置一般相距2000m左右(圖2),造成解卡時(shí)工作液量大、作業(yè)周期長(zhǎng)、施工壓力高等問(wèn)題。而且,由于深抽現(xiàn)場(chǎng)采用底部固定桿式泵提高錨定能力(圖3),易在油管與泵筒間隙容易沉淀堵塞物,也增加了解卡難度。
圖2 哈拉哈塘抽油機(jī)井摻稀管柱
圖3 底部固定桿式泵結(jié)構(gòu)
根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際,結(jié)合原油流動(dòng)性對(duì)溫度很敏感特性,制定出解卡工藝。原理是:利用套管注入的高溫?zé)崴?,提高油管?nèi)原油、堵塞段處的溫度,降低桿式泵上提阻力,保證桿式泵能上提解封;桿式泵解封后,油管內(nèi)正擠熱水,將井筒內(nèi)稠油堵塞物擠出油管;再擠入加熱稀油,徹底清除油管內(nèi)膠質(zhì)、蠟垢等油管內(nèi)壁附著物。
采用DV-Ⅱ+Pro 型粘度計(jì),測(cè)定HA15-2井區(qū)的一口稠油粘溫?cái)?shù)據(jù)(圖4)。原油粘度很高,常溫下呈固體,無(wú)流動(dòng)性;80 ℃時(shí)粘度高達(dá)2.08×106mPa·s,隨著溫度升高,粘度快速降低;超過(guò)拐點(diǎn)溫度在90℃,粘度隨溫度的變化相對(duì)較小;115℃時(shí)粘度降為6.5×104mPa·s。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)加熱設(shè)備能力,哈拉哈塘油田洗井水溫度應(yīng)控制在80~90℃。
圖4 哈拉哈塘HA15-2井粘溫曲線
對(duì)稠油井桿式泵泵卡故障的原因進(jìn)行分析后,按照以下流程進(jìn)行解卡操作。
(1)熱水反洗:從套管注入高溫?zé)崴?,排量控制?~5m3/h。
(2)上提解封:緩慢上提抽油桿,解封桿式泵,避免拉斷抽油桿(如上提載荷接近或高于井的抽油桿正常運(yùn)轉(zhuǎn)載荷的110%,則繼續(xù)反擠熱水,直至桿式泵解封容易)。
(3)正擠熱水:從油管正擠高溫?zé)崴瑢⒂凸軆?nèi)原油擠出。
(4)正擠稀油:擠入2~3倍油管容積、80℃以上熱稀油,溶解油管內(nèi)壁的膠質(zhì)、蠟等附著物。
(5)啟抽:坐封桿式泵,正常啟抽,解卡成功。
采用“熱水反洗→上提桿柱解封→熱水正擠→稀油清洗”工藝流程,水溫嚴(yán)格控制在80℃以上,單井次可減少動(dòng)油管檢泵作業(yè)時(shí)間10d,節(jié)省起下油管費(fèi)用4.0萬(wàn)元。正擠、反擠結(jié)合的工藝,降低了洗井液用量,利于環(huán)境保護(hù),也解決了因地層漏失難以建立循環(huán)的難題。
HA902-S井摻稀生產(chǎn),作業(yè)啟抽一段時(shí)間后,抽油機(jī)下行遇阻,井口取樣發(fā)現(xiàn)原油變稠,光桿上提3m,懸重達(dá)25t,正旋半圈后上提仍無(wú)效,判斷為泵卡。2013年9月5日開(kāi)始解卡:先小排量反洗85~95℃熱水,排量5m3/h,經(jīng)過(guò)21h共注入熱水105m3。用吊車(chē)上提抽油桿,懸重降至21.5t,起出φ38mm光桿×1根+φ28mm抽油桿×2根+φ28mm短節(jié)×1根,解封成功。油管正擠15m3溫度為89℃的熱水,泵壓由10MPa降至0MPa,油管內(nèi)稠油被擠出。最后正擠入稀油73m3。解卡共用時(shí)56h,恢復(fù)生產(chǎn)。2013年,在哈拉哈塘油田共實(shí)施5井次解卡作業(yè),成功率100%,平均解卡周期49h,累計(jì)減少起下油管費(fèi)用20萬(wàn)元。
與動(dòng)管柱檢泵相比,“熱水反洗→上提桿柱解封→熱水正擠→稀油清洗”的解卡工藝具有作業(yè)時(shí)間短、作業(yè)費(fèi)用低的優(yōu)勢(shì)。另外,該解卡工藝正擠、反擠相結(jié)合,降低洗井液用量,減少二次污染,解決了因地層漏失難以建立起循環(huán)的難題,可以滿(mǎn)足哈拉哈塘油田漏失嚴(yán)重稠油井的解卡需要。
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