渤海油田泡沫吞吐解堵技术研究与应用

竺 彪,李 翔,林 涛,白健华,侯永利

(中海油田服务股份有限公司生产事业部,天津塘沽 300450)

渤海油田泡沫吞吐解堵技术研究与应用

竺 彪,李 翔,林 涛,白健华,侯永利

(中海油田服务股份有限公司生产事业部,天津塘沽 300450)

稠油油藏由于储层胶结疏松,原油胶质、沥青质含量高,加上稠油中重质组分与细粉砂、泥质成分混在一起,往往在防砂管柱筛孔处形成堵塞,造成近井地带堵塞,影响了油井产能。常规的有机解堵或酸化增产措施很难解除这种复合堵塞,即使解堵后,效果也不理想。针对上述问题,提出了泡沫流体吞吐解堵技术,进行了室内实验和数值模拟计算。优选的高效清洗剂Po-Ca,在5%浓度时降黏率达到99.28%、对油砂的清洗效率达到94.6%,并通过在渤海油田一口稠油井首次成功应用后该井由停产井变为产量为28～30 m3/d的高产井,取得了满意的效果。该技术为海洋稠油油藏低产低效井综合治理提供了一种新的技术手段,对渤海油田低产低效井的增产具有重要的意义。

稠油;高效清洗剂;泡沫吞吐;解堵

渤海油田一些稠油油藏在投产后不久,产量下降迅速,2009年初,统计渤海SZ36-1油田和LD5-2油田的低产低效井共39口,这些井大多在2007年以后投产,短短两年时间,平均单井产量由投产初期的60～70 m3/d下降到5～10 m3/ d,造成这些井低产低效的主要原因是:(1)细粉砂未从地层中析出,井筒附近没有建立稳定砂桥; (2)油井关断后开井太快,地层速敏使泥粉砂紧紧包住防砂管;(3)地层黏土矿物水敏,导致储层渗透性变差;(4)油井在生产过程中,形成沥青沉积,堵塞近井地带和防砂管柱;(5)从筛孔中析出的细粉砂,未能及时全部排出地面。如果这些低产低效井得到及时有效的治理,对渤海油田的产量有较大的贡献。

目前,治理这些低产低效井措施经常采用冲砂、有机解堵或酸化等技术,这些技术针对性比较单一,很难同时解除胶质、沥青质等有机质和黏土、砂粒等无机颗粒对近井地带造成的复合污染,很多油井作业后效果较差,而采用大修再完井成本高,作业周期长。

泡沫吞吐解堵技术可以解除这种复合污染、改善近井地带渗流状况。其原理是将一定量的清洗剂打入防砂段,将筛管附近的胶质、沥青质等有机质溶解,然后注入低密度泡沫,利用泡沫的低密度、高携带性能、表面活性剂的清洗作用及泡沫回吐时的高速冲刷、紊流搅动混排作用[1],将小于筛管孔隙的泥质、细粉砂携带出井筒,自喷速度降低时,循环低密度泡沫提供返排动力。

1 实验部分

1.1 实验条件

实验用水:根据渤海油田地层水的实际组成配制的人工模拟盐水,矿化度为5 491 mg/L,水质为NaHCO3的水质。实验用模拟盐水离子组成见表1。

表1 实验用模拟盐水离子组成Tab.1 The ionic composition of brine in the experiments

实验用油为渤海湾LD5-2油田原油。实验温度55℃。

实验模型:采用人工填砂模型,进行阻力系数与残余阻力系数实验采用的模型尺寸为Φ=2.5 cm×10 cm,进行驱油效率实验采用的模型尺寸为Φ=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

实验用化学剂:常规解堵剂1,常规解堵剂2, Po-Ca。

实验设备:实验采用J K990c全自动张力仪,原油脱水仪,Haake RS6000模块化流变仪,江苏海安仪器厂生产岩心驱替实验装置测试设备,主要包括恒温箱、手摇泵和中间容器等。

1.2 实验步骤

1.2.1 清洗剂降黏效率及表面张力的测定步骤

在室温30℃条件下用铂金环法测量清洗剂的表面张力,用开口法测定闪点,使用《SY/ T7549—2000原油黏温曲线的确定旋转黏度计法》标准在55℃条件下测定清洗剂的降黏效率。

1.2.2 清洗剂对油砂清洗能力的测定步骤

(1)各取300 g石英砂(80～100目)+30 g原油放入3个烧杯内充分搅拌,然后放入55℃的烘箱内烘1 h,取出备用;

(2)用烧杯分别配置浓度为44%(其中88 g降黏剂,112 g水)的3种降黏剂溶液,将第1个烧杯内中的降黏剂溶液加入第1杯油砂中,将第2个烧杯内中的降黏剂溶液加入第2杯油砂中,将第3个烧杯内中的降黏剂溶液加入第3杯油砂中,密封,然后放入55℃烘箱内烘2 h;

(3)取出烧杯内混合物放入150目的筛网中,用清水洗干净。然后放入55℃烘箱内烘了48 h,直到混合物彻底烘干;

(4)取出油砂样品称量。

1.3 结果分析

从表2的实验评价结果可以看出,在相同的实验条件下,Po-Ca降黏率高达99.28%,油砂清洗效率高达94.6%,而另外两种苯类、芳香烃类解堵剂不同时具备高的降黏率和清洗效率。常规降黏剂大多利用相似相溶原理溶解稠油,降黏效果很有限,而Po-Ca采用特殊的表面活性剂复配物,少量的药剂就使水溶液形成活性微乳液,亲水基朝水相,疏水基朝外,降低了溶液的表面张力。疏水基团在外,决定了其进入油藏好,活性分子容易被油吸引,具有能产生自动找油的特点。找到油以后,部分的活性分子先是附着于油团积垢表面,然后向油中转移。在进入油中以后,Po-Ca的亲油疏油综合作用结果,使表面活性分子定向于油表面,亲油基朝油相,疏油基背离油相,从而油的表面被一层碳氢链覆盖,达到降低表面张力,减轻沥青质、胶质的黏结力,达到溶解、分散、降黏的作用。随着药剂的逐步转移,界面也在逐步转移,最后引起破乳,因而使用Po-Ca的优势还有产品本身具有良好的破乳功能。

表2 Po-Ca解堵体系与常用解堵体系参数对比Tab.2 The comparison of Po-Ca detergent and conventional detergents

2 泡沫吞吐参数优化

2.1 泡沫挤注量的确定方法

根据“压降漏斗”理论,油井生产过程中,越靠近井底,压力梯度越大,压差绝大部分消耗在井底附近地区。这个结论很重要,为用酸化、压裂方法提高油井产量提供了理论依据,也可以指导泡沫吞吐挤注参数的设计。

现场施工中泡沫挤注量的确定方法为:(1)通过油井的压降漏斗曲线确定最佳处理半径;(2)根据处理半径和注入的PV数计算地下泡沫的体积; (3)选择合适的气液比,计算地面注气、注液量。例如:渤海油田某井油层厚度20 m,油层垂深1 381 m,孔隙度35%,渗透率1 500×10-3μm2,地层压力13.66 MPa,地层温度70℃,通过该井生产过程中的压降漏斗曲线,确定其最佳处理半径为2 m,按1 PV的量注入,计算地层条件下泡沫注入量为88 m3,气液比取1∶1,计算地面注氮气的量为5 300 m3,注泡沫基液的量为44 m3。

2.2 泡沫循环返排参数优化

循环返排过程中泡沫流体携带能力强弱和造成多大负压取决于密度、黏度、质量、摩阻等参数。当泡沫质量大于98%,就形成雾,当泡沫质量小于52%时,在井底易形成近似牛顿流体的混合体。在这两种情况下泡沫结构特性差,携带能力也差。因此,泡沫流体循环返排时,一般要求井底泡沫质量保持在52%以上,井口保持在84%～98%,以保证泡沫有较好的携带能力[2]。泡沫流体密度可控范围为0～1 g/cm3,一般情况下,泡沫流体在井筒中的平均密度控制在0.5 g/cm3左右就能在井底形成较大的负压。

图1 渤海油田某井泡沫循环返排参数计算结果Fig.1 The calculation results of the flowback parameters in foam cycle

通过对不同注入排量下泡沫质量、摩阻、密度、压力、流速及生产压差等参数进行模拟计算,分析计算结果,可以优化循环返排参数。由图1可知,在某个注入排量下,渤海某稠油井井筒中泡沫质量在0.53～0.9之间,井底泡沫质量为0.53,具有较强的携带能力,能将砂粒及污染物成功的携带出井口。井筒泡沫密度在100～500 kg/ m3之间,结合井筒摩阻压降和地层压力,计算得出井底能形成8 MPa左右的连续负压,解开近井地带堵塞能力极强。在相同深度,油管内泡沫流速总是小于环空内的泡沫流速,随着井深的增加,泡沫流速在减小,井底的泡沫流速为20 m/min。

3 现场应用情况

渤海LD5-2油田A24井是一口优质筛管防砂的稠油井,稠油地下黏度400 mPa·s,2007年投产,初期产油量40～50 m3/d,2008年8月产油量开始明显下降,怀疑近井地带及防砂段存在污染, 2009年5月,使用降黏剂解堵,作业后产油量仍然持续下降,2009年7月,地层无产出,停井。

2009年9月,渤海油田首次应用泡沫吞吐解堵技术对该井进行解堵,施工过程中Po-Ca溶解了防砂管柱附近死油,泡沫循环返排携带出近井地带杂质3 m3,作业后该井复活,产油量稳定在28～30 m3/d。

4 结论

(1)Po-Ca降黏率高达99.28%,油砂清洗效率高达94.6%,现场施工中溶解了大量近井地带的死油,可以应用于稠油油藏解堵作业。

(2)通过对循环返排过程中泡沫流体的质量、摩阻、密度、压力、流速及生产压差等参数进行优化,现场施工中,按设计的注气、注液排量,将井筒中泡沫流体密度控制在100～500 kg/m3、质量控制在0.53～0.9,充分发挥了泡沫低密度、高携带能力的优势。通过井下压力计测试,井底形成了8 MPa左右的连续负压,成功携带出大量近井地带的杂质和污染物。

(3)泡沫吞吐解堵工艺简单、成本适当,可以解除稠油井防砂管柱和近井地带复合堵塞,为海洋油田低产低效井综合治理探索了一条新的途径,值得在海洋油田广泛推广。

[1]裴春.乐安油田稠油出砂油藏工艺配套技术[J].石油天然气学报,2008,30(2):598-599.

[2]李松岩,李兆敏,孙茂盛,等.水平井泡沫流体冲砂洗井技术研究[J].天然气工业,2007,27(6):71-74.

Research and application of a plug removal technology through foam soaking in Bohai offshore oilfield

Zhu Biao,Li Xiang,Lin Tao,Bai Jianhua,Hou Yonli
(Production Optimization,China Oilf ield Services Limited,Tanggu300450)

Blockage usually happens near the wellbore in heavy oil reservoirs due to unconsolidated cementation,high gum asphaltic content,especially when the sand-controlling strings were blocked by heavy constituents and fine silts as well as argillaceous sediments,which would reduce oil well productivity dramatically.It is very difficult to deal with this composite blockage by conventional organics plugging removal or acidization stimulation methods.A novel plugging removal technology has been developed by experiments and numerical simulation.The experiments and numerical simulation results indicate that the viscosity reduction rate can reach 99.28%and oil sands-cleaning efficiency can reach 94.6%for the selected detergent Po-Ca at the concentration of 5%.The technology has been successfully used in a shutdown well of Bohai oilfield for the first time,and the average oil production increases to 28～30 m3/d. As a novel technology for improve the oil production of low efficient wells,this technology has a great application prospect in offshore heavy oil reservoirs.

heavy oil;high-efficiency detergent;foam soaking;plug removal

book=6,ebook=76

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.044

1008-2336(2010)02-0044-04

2009-11-24;改回日期:2010-01-15

竺彪,1980年生,男,硕士,工程师,现从事海上油田氮气泡沫系列工艺技术研究。E-mail:zhubiao@cosl.com.cn。