氮?dú)馀菽瓫_砂技術(shù)在稠油熱采虧空井層的研究應(yīng)用

蔡漢文　(長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢430100)

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氮?dú)馀菽瓫_砂技術(shù)在稠油熱采虧空井層的研究應(yīng)用

蔡漢文(長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢430100)

[摘要]河南油田部分稠油熱采井層經(jīng)多輪次吞吐后，虧空嚴(yán)重，壓力保持水平降低，出砂十分嚴(yán)重。針對常規(guī)沖砂技術(shù)無法滿足施工要求的問題，提出了氮?dú)馀菽瓫_砂工藝技術(shù)。采用篩選法優(yōu)選出TFP-2起泡劑和TXP0401消泡劑，評價(jià)得到2種藥劑分別具有較好的懸浮性能、攜砂性能和消泡性能。在給定的地層壓力、出砂粒徑條件下，施工時(shí)應(yīng)控制攜砂平衡流速≤施工時(shí)泡沫流速≤漏失平衡流速。對氮?dú)馀菽瓫_砂過程進(jìn)行模擬，根據(jù)井筒泡沫流動模擬計(jì)算結(jié)果進(jìn)行數(shù)據(jù)擬合，得到了井口施工參數(shù)簡化計(jì)算公式。2014～2015年，在河南油田采油二廠采用氮?dú)馀菽瓫_砂33井次，能夠有效地沖出熱采虧空井井筒沉砂，具有保護(hù)地層、延長檢泵周期、降低油井排水期的作用。

[關(guān)鍵詞]稠油熱采；虧空井層；沖砂；氮?dú)馀菽?/p>

稠油熱采井經(jīng)多輪次蒸汽吞吐后，地層虧空嚴(yán)重，壓力保持水平低，作業(yè)沖砂時(shí)地層漏失嚴(yán)重。河南油田采油二廠稠油油藏具有顆粒細(xì)、埋藏淺、油層薄而多、地層膠結(jié)疏松和壓力低等特點(diǎn)，部分儲層出砂十分嚴(yán)重，嚴(yán)重影響了油井正常生產(chǎn)。

目前常用的沖砂工藝有2種：一是常規(guī)泵車水力沖砂，二是暫堵沖砂工藝。普通水力沖砂時(shí)循環(huán)水無法返至地面，所攜帶的砂粒又進(jìn)入地層，影響正常作業(yè)；暫堵沖砂施工工期相對較長，不僅作業(yè)費(fèi)用高，而且堵劑易污染油層，產(chǎn)能恢復(fù)也比較困難。氮?dú)馀菽瓫_砂工藝沖砂排砂快、沖砂液返排率高、費(fèi)用低、風(fēng)險(xiǎn)小，是稠油熱采虧空井沖砂的最佳選擇。筆者將根據(jù)氮?dú)馀菽瓫_砂原理及采油二廠部分油井相關(guān)數(shù)據(jù)，提出合理的氮?dú)馀菽瓫_砂設(shè)計(jì)思路。

1氮?dú)馀菽瓫_砂技術(shù)原理

氮?dú)馀菽瓫_砂技術(shù)是將一定量的起泡劑加入到的沖砂液中，在地面經(jīng)過泡沫發(fā)生器與氮?dú)獍匆欢庖罕瘸浞只旌?，形成穩(wěn)定的泡沫流體后，隨即注入到井筒內(nèi)，依靠其較好的攜砂能力將井筒沉砂返排至地面；通過調(diào)節(jié)泡沫液密度，可有效控制液柱壓力，防止虧空井沖砂作業(yè)時(shí)漏失，不僅能有效保護(hù)油層，而且可較快地恢復(fù)油井產(chǎn)能[1]。

氮?dú)馀菽黧w具有以下特性[2]：①密度相對較低，且易調(diào)節(jié)，入井后井底壓力可控制，漏失量少，對油層傷害小；②視黏度高，攜砂能力較強(qiáng)；③沖砂過程中在井筒內(nèi)產(chǎn)生的負(fù)壓可誘導(dǎo)近井地帶臟物外排；④泡沫流體的壓縮系數(shù)大、助排性能好，能有效排除井內(nèi)積液；⑤濾失性低，對生產(chǎn)層傷害小。

2泡沫流體攜砂性能研究

2.1起泡劑性能評價(jià)篩選

在泡沫沖砂洗井的過程中，起泡劑必須具有很高的起泡能力，因此需要對其起泡性能和抗污染能力[3]進(jìn)行試驗(yàn)研究和評價(jià)。

采用Warning blender攪拌法(攪拌速度為7000r/min，攪拌時(shí)間為3min)，選取油田常用的5種起泡劑，在室溫(20℃)條件下用清水作基液，分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%、0.2%、0.3%、0.5%、0.7%、0.9%、1.2%、1.5%的起泡劑溶液100mL進(jìn)行評價(jià)，結(jié)果如圖1所示。Lv-11的起泡能力和泡沫穩(wěn)定性較差，不建議采用；TFP-2、SDS、ZY-2和HY-2的起泡能力和泡沫穩(wěn)定性相近，但HY-2、ZY-2價(jià)格相對較貴，不建議生產(chǎn)使用。因此篩選出TFP-2、SDS這2種起泡劑進(jìn)行耐礦化度、耐油性能、耐溫性能、地層水配伍性能評價(jià)，結(jié)果如表1所示。TFP-2起泡劑性能優(yōu)于SDS起泡劑，因此選用TFP-2起泡劑。

圖1　起泡劑穩(wěn)定性評價(jià)

起泡劑泡沫性能耐礦化度耐油性能耐溫性能地層水配伍性SDS優(yōu)差良良差TFP-2優(yōu)優(yōu)良良優(yōu)

圖2　消泡能力測試

2.2消泡劑性能評價(jià)篩選

首先采用100mL質(zhì)量濃度0.5%的TFP-2起泡劑起泡，然后選取消泡劑TXP0401和MXP-3進(jìn)行消泡試驗(yàn)。消泡劑質(zhì)量濃度為0.5%，試驗(yàn)溫度為20℃，采用噴淋的方式加入泡沫溶液中，試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示?？梢钥闯鱿輨㏕XP0401比MXP-3消泡效果好，因此選用TXP0401消泡劑。

2.3泡沫流體攜砂性能研究

2.3.1砂粒在泡沫中的沉降規(guī)律

用清水和質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的TFP-2起泡劑配成基液，攪拌3min以上，直到泡沫體積不再增加，將發(fā)泡后的泡沫倒入專用測量儀器，計(jì)時(shí)，得到泡沫質(zhì)量(泡沫中氣體體積與泡沫總體積之比)和泡沫密度隨時(shí)間的變化關(guān)系，如圖3、4所示。再計(jì)算得到了在不同泡沫質(zhì)量下泡沫流體的黏度，如圖5所示。最后利用測得的泡沫流體黏度，計(jì)算得到了不同直徑的砂粒在靜態(tài)泡沫中的沉降速度，如圖6所示。在沒有添加穩(wěn)泡劑的情況下的泡沫是不穩(wěn)定的，泡沫的質(zhì)量、密度和黏度等都會隨時(shí)間發(fā)生變化。試驗(yàn)結(jié)果表明，在20min后泡沫質(zhì)量會大于99%。

圖6可以看出砂粒的沉降速度受粒徑的影響較大，直徑為2mm的砂粒沉降速度最大能達(dá)到10-2m/s的數(shù)量級，而直徑為0.5mm的砂粒沉降速度最大只能達(dá)到10-5～10-4m/s數(shù)量級，幾乎可以懸浮在泡沫中；試驗(yàn)結(jié)果表明泡沫具有較好的懸浮性能和攜砂性能。河南油田稠油易出砂油藏的出砂粒徑多數(shù)在0.5mm以下，因此泡沫流體的攜砂性能可得到有效保證。

圖3　泡沫質(zhì)量隨時(shí)間的變化關(guān)系　　　　　　　　　　　圖4　泡沫密度隨時(shí)間的變化關(guān)系

圖5　泡沫黏度與泡沫質(zhì)量的關(guān)系　　　　　　　　　圖6　砂粒沉降速度與泡沫質(zhì)量的關(guān)系

泡沫質(zhì)量/1砂粒粒徑/mm平衡流速/(m3·h-1)0.320.5330.9361.6403.2494.1550.590.5300.9351.6403.2454.1500.730.5320.9361.6393.2534.162

2.3.2砂粒在泡沫中的井筒流動規(guī)律

泡沫是可壓縮流體，主要表現(xiàn)為氣相的壓縮性，而液相(一般為水)壓縮性很小，可忽略[4]。因此，泡沫質(zhì)量隨壓力溫度而變化，在井筒中其相互關(guān)系可用下列方程描述：

(1)

ρf=ρL(1-Γf)+ρsΓf

(2)

式中：p為井筒壓力，MPa；Ts為井筒溫度，K；Γf為泡沫質(zhì)量，1；ρL為基液密度，g/m3；ρf為泡沫密度，g/m3；H為井深，m；m為地溫梯度，℃/100m；Γs為地面條件下的泡沫質(zhì)量，1；ρs為地面條件下的泡沫密度，g/m3；ps為地面壓力，通常取大氣壓1bar。

通過地層砂在泡沫流體中的沉降規(guī)律試驗(yàn)以及在井筒內(nèi)流動數(shù)學(xué)模型研究，可得到在一定泡沫質(zhì)量、砂粒粒徑情況下所需要的最小井底流速(平衡流速)，如表2所示。在給定的地層壓力、出砂粒徑條件下，沖砂過程中為避免地層漏失，施工時(shí)應(yīng)控制攜砂平衡流速≤施工時(shí)泡沫流速≤漏失平衡流速。

3氮?dú)馀菽瓫_砂工藝參數(shù)研究

圖7　計(jì)算程序框圖

要模擬計(jì)算井筒內(nèi)泡沫流體的循環(huán)過程，首先需要假設(shè)泡沫處于穩(wěn)定流動狀態(tài)，而泡沫流體的可壓縮性則完全取決于泡沫內(nèi)氣相的可壓縮性[5]。為了使模擬結(jié)果更加接近真實(shí)情況，提高模擬精度，因此在設(shè)計(jì)程序時(shí)，需要考慮每一個(gè)迭代區(qū)間泡沫參數(shù)的變化，見圖7。向程序中輸入油井的管柱數(shù)據(jù)、油層中深、油層壓力、地面溫度與地溫梯度等基本參數(shù)。計(jì)算得出的泡沫液密度、流量、壓力等參數(shù)，可以用于指導(dǎo)現(xiàn)場施工。根據(jù)泡沫流體沖砂計(jì)算程序框圖，結(jié)合油井基本參數(shù)(表3)，對氮?dú)馀菽瓫_砂過程進(jìn)行模擬。在給定井筒參數(shù)和地層條件下，確定需要的液體排量、泡沫密度、井口注入壓力、井底壓力，計(jì)算得到泡沫壓力、密度、流速在井筒內(nèi)的分布，為泡沫沖砂施工提供可靠的依據(jù)。

表3　油井基本數(shù)據(jù)

設(shè)定井深為800m，氮?dú)馀帕繛?00Nm3/h的情況下不同地層壓力因數(shù)下壓力、流速、密度隨井深的變化曲線如圖8～10所示。

圖8　不同地層壓力因數(shù)條件下壓力隨井深的變化曲線　　圖9　不同地層壓力因數(shù)條件下泡沫密度隨井深的變化曲線

圖10　不同地層壓力因數(shù)情況下沉降速度隨井深的　變化曲線

根據(jù)井筒泡沫流動模擬計(jì)算結(jié)果進(jìn)行數(shù)據(jù)擬合，得到了井口施工參數(shù)簡化計(jì)算公式為：

不同深度泡沫壓力:

不同深度泡沫密度:

井口液體排量:

總液量:

Q=(3～10)V(根據(jù)井筒砂柱高度調(diào)整)

起泡劑質(zhì)量:

W=0.005Q

井口泡沫氣液比:

式中：pf為不同深度泡沫壓力，MPa；a為地層壓力因數(shù)，1；Q為總液量，m3；QN為氮?dú)馀帕浚琋m3/h；V為井筒容積，m3；W為起泡劑質(zhì)量，kg；b為井口泡沫比，1。

4現(xiàn)場應(yīng)用及效果評價(jià)

表4　氮?dú)馀菽瓫_砂情況統(tǒng)計(jì)表

截至2015年12月，河南油田采油二廠累計(jì)采用氮?dú)馀菽瓫_砂33井次。該部分井均因砂埋油層導(dǎo)致停產(chǎn)，且在檢泵過程中因地層虧空嚴(yán)重導(dǎo)致常規(guī)沖砂不返水，在實(shí)施氮?dú)馀菽瓫_砂后，地層砂均有效沖出(表4)。經(jīng)過泡沫沖砂參數(shù)模型合理設(shè)計(jì)，使稠油熱采虧空井取得了比較好的沖砂效果，沉砂、沖砂液返排率平均在90%以上，檢泵周期平均延長121d，降低了維護(hù)作業(yè)頻次，保證了油井正常生產(chǎn)。

5結(jié)論

1)氮?dú)馀菽瓫_砂工藝研究應(yīng)用成功解決了稠油熱采虧空地層沖砂返排率低的技術(shù)難題，并且工藝實(shí)施后能及時(shí)恢復(fù)油井產(chǎn)能，形成了一套適合河南油田稠油熱采虧空井沖砂的技術(shù)系列。

2)氮?dú)馀菽黧w密度低、可調(diào)節(jié)，能結(jié)合沖砂油井地層壓力因數(shù)調(diào)整泡沫液密度，從而有效控制液柱壓力，降低地層虧空油井沖砂作業(yè)時(shí)沖砂液的漏失量，能夠達(dá)到保護(hù)油層、延長檢泵周期、降低油井排水期和維護(hù)作業(yè)費(fèi)用的目的。

3)配置并優(yōu)化了氮?dú)馀菽瓕Ｓ眯y，確立了氮?dú)馀菽瓫_砂技術(shù)的工藝流程。

4)現(xiàn)場沖砂施工數(shù)據(jù)與設(shè)計(jì)施工數(shù)據(jù)基本相近，驗(yàn)證了泡沫沖砂參數(shù)設(shè)計(jì)程序的可靠性。

[參考文獻(xiàn)]

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[編輯]帥群

Study on Nitrogen Foam Sand Washing Technology in Heavy Oil Thermal Recovery Wells in Voidage Reservoirs and Its Application

Cai Hanwen

(Author’sAddress:SchoolofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Wuhan430100,Hubei,China)

Abstract:The reservoir deficit in part of heavy oil thermal recovery wells in Henan Oilfield was serious, pressure level was reduced and sand production was very serious after many rounds of steam drive. In consideration of the problem that the conventional sand washing technology could not meet the field operation requirements, a nitrogen foam sand washing technology was proposed. TFP-2 foaming agent and TXP0401 defoaming agent were selected by using screening method, evaluation indicated that both two kinds of reagents had better suspension, sand carrying and defoaming performances. Under the given condition of formation pressure and sand particle size, the balance flow rate of sand carrying should be controlled to no greater than that of foam flow during the operation, and the foam flow rate should be controlled to no greater than the leakage balance flow rate. The process of nitrogen foam sand washing was simulated, data fitting was performed according to the wellbore bubble flow simulation result, a formula of simplified wellhead operation parameter was achieved. From 2014～2015, nitrogen foam sand washing has been used for 33 times in the Second Oil Production Plant of Henan Oilfield, the settled sand is effectively washed out from the thermal recovery wellbore, this technology has the function of protecting the bottom, extending pump inspection cycle and reducing the period of water drainage in oil wells.

Key words:heavy oil thermal recovery wells；voidage reservoir；sand washing；nitrogen foam

[中圖分類號]TE345;TE358.1

[文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)8-0070-05

[作者簡介]蔡漢文(1978-)，男，工程師，碩士生，現(xiàn)主要從事石油工程技術(shù)研究與應(yīng)用工作，2965363931@qq.com。

[收稿日期]2016-01-03

[引著格式]氮?dú)馀菽瓫_砂技術(shù)在稠油熱采虧空井層的研究應(yīng)用[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(8):70～74.