强化稠油注汽高压井治理

2011-08-15董玉忠胜利油田分公司孤东采油厂

石油石化节能 2011年6期

董玉忠（胜利油田分公司孤东采油厂）

强化稠油注汽高压井治理

董玉忠（胜利油田分公司孤东采油厂）

油田注汽系统能耗仅次于输油系统的能耗，约占采油厂总能耗量的23%。稠油注汽高压井的存在，不利于稠油的正常生产，影响注汽锅炉的安全平稳运行，造成注汽效果不理想，注汽寿命大幅度降低，也不利于注汽系统的节能降耗和降低注汽开发成本。胜利油田孤东采油厂分析了高压注汽井的现状以及高压注汽井的产生机理，采用了波振动解堵与伴蒸汽注降黏剂新型工艺技术。实践证明，这些措施均十分有效，不仅提高了稠油产量和采出程度，而且降低了注汽单耗。

高压井注汽治理稠油

目前，胜利油田孤东采油厂注汽系统能耗仅次于输油系统的能耗，约占全厂总能耗量的23%。据统计，2001年以来的注汽井，注汽压力高的井共有36口，占总注汽井的17.3%。这部分井作业次数多，年平均作业1.5次；生产时间短，周期平均生产58 d；停产时间长，年平均停产195 d；作业成本高，油汽比低，经济效益差，开采速度低，严重影响稠油产量的提高；注汽单耗高，高压注汽井的注汽单耗是普通注汽井的2倍左右；稠油储量采出程度低，目前整个稠油区块的采出程度仅为5.7%。

1 高压注汽井现状分析

胜利油田孤东稠油为馆陶组稠油油藏，油层埋藏深度在1050～1450 m，油层厚度在3～15 m，油层岩石胶结疏松，开采过程中出砂严重，渗透率为0.2～2.0 μm2，泥质含量为4%～35%。原油分布平面上，顶稀边稠；纵向上，上稀下稠，地面黏度在2000～15000 mPa·s。共有10个开发单元：红柳油田3个断块；孤东油田5个断块；新滩油田2个断块。地质储量2670×104t，其中有4个整装块，其地质储量1500×104t；其余的6个小断块均为零散区块，地质储量为1170×104t。孤东九区注汽压力低，采出程度高，达到15.5%；K92块和四区由于注汽压力高，采出程度低，仅0.3%。这些井储量动用程度差，多为低轮次注汽，因油稠或泥质含量高等多种因素的影响，造成这部分井的注汽压力普遍偏高，注汽难度大，不但注汽效果差，而且注汽单耗高。

高压注汽井因注汽压力高、固井条件差、井况复杂、开采难度大、油层发育条件差、原油黏度高，使用普通锅炉注汽压力达不到要求，注汽效果不理想，造成稠油地质储量井采出程度低，开发潜力未得到充分发挥[1]。

2 高压井产生的机理分析

2.1 泥质含量高

孤东油田稠油油藏泥质含量普遍偏高，其泥质含量在4%～35%之间，其中以四区、新滩等稠油区块尤其突出，蒙脱石含量47%～63%。这意味着组成油藏的岩石的敏感性相对较高。当高压高温蒸汽不断地冲刷储层的时候，储层经受着热敏、汽敏、水敏的伤害，泥质组分就会从胶结的岩石中脱落出来，随蒸汽运移，并且吸收其中的水分而膨胀。当遇到相对较小的孔道时，会因为体积过大无法通过而堵住蒸汽的渗流通道，从而影响蒸汽的注入效果，使一些孔道成为死孔道，大大降低了蒸汽的波及体积，从而造成高压井[2]。

2.2 油层污染

随着稠油井的生产周期的延长，由于频繁地采取作业、洗井等措施，导致地面上一些未经处理的流体进入地层。这些流体往往含有一些能够对地层造成伤害的物质，比如体积较大的颗粒物，以及与地层配伍性较差的化学物质。当外来流体进入地层后，较大的颗粒堵塞了油层的孔道，降低了蒸汽的波及范围，提升了注汽的压力。与地层配伍性较差的化学物质同样可以引起地层岩石性质和结构的改变，使岩石发生剥离和运移，极大地影响了注汽施工，导致了高压井的出现[3]。

2.3 油稠

由于原油过于黏稠，黏稠的原油占据了渗流孔道，阻止了热蒸汽的顺利注入。其具体表现在试挤过程中压力超过15 MPa，注汽时注汽压力超过了17 MPa。要通过这层阻碍，需要一个足够高的突破压力，但是由于注汽设备老化，很难实现这么高的突破压力。在现有的条件下，无法通过更新设备来满足稠油生产的需要。因此，需要采用适当的工艺方法达到降低注汽压力的目的[4-5]。

3 治理高压井的工艺措施

3.1 振动解堵

振动波在地层中的传播，实际上是能量在地层中的传播。由声波衰减现象可知，声波频率越高，其能量衰减越大。一般的地层对20 kHz的超声波的衰减系数高达6.85，而对100 Hz的低频波的衰减系数为0.0246。当频率在15 Hz以内时，地层对它的衰减系数仅为0.00268，这时低频波对地层的有效影响范围可达200 m以上。

根据以上原理，设计制造了高压注汽井使用的井下双重振源，它主要由主轴、滑动块、套筒及弹簧4部分组成。除此之外，为了正常工作，还配备了转换接头和堵头等附件。

该工艺是把水力振动器对准油层，靠地面泵入装置把液体传入井下后，对振动器活塞面产生高压作用力，当振动器内部受高压时，由于柱塞左端受压面积大于右端受压面积，导致活塞受到自左向右的推力，此推力的大小为活塞面积与压强的乘积。在此过程中，推力压缩弹簧，当压力达到工作压力时，活塞向右移动到下死点，同时出水孔被打开，管内的高压水瞬间排出，作用于油层段。这时由于管内的高压水以瞬间排出，压力大幅度下降，导致管内外压力平衡，活塞在高压弹簧压缩力的作用下被推复原位，待振动器内部压力又升至工作压力时，活塞又重复上述动作。振动器在井下周而复始地工作，就产生了一种低频、高幅水力冲击波。

3.2 伴蒸汽注化学剂技术

伴蒸汽注化学剂技术是提高注蒸汽开采稠油效果的有效手段。室内研究表明，伴蒸汽注入降黏剂可以提高蒸汽的驱替效率，降低注汽压力；伴蒸汽注入高温黏土防膨剂可以抑制黏土膨胀，降低注汽压力；伴蒸汽注入泡沫剂可以调节注汽剖面，提高油层的纵向动用程度。此外，将声波振动解堵与伴蒸汽注降黏剂技术结合起来进行稠油开采是一种新型高效复合技术。利用井下可控振源进行先期振动解堵，采用小排量泵连续加降黏剂。既可通过先期振动的解堵降压，降低注汽时的启动压力，又可在注汽时发挥在高温下化学药剂反应速度快、降黏效果好的特点，双重降压，达到降压幅度大的目标。对因近井地带堵塞或因油稠而注入压力高、注汽困难的井，解除地层堵塞，降低注汽压力，提高注汽效果。

目前热采锅炉注汽量在9～23 t/h之间，注汽压力17.5～21 MPa。为此，我们所选用的泵的输出压力首先应与锅炉等值或超过一定值，这样才能使化学剂注入蒸汽中，因此，选用了25 MPa的柱塞计量泵。该泵压力高，流量连续可调10～400 L/h，从而满足了注入不同药剂的需求。既可以注降黏剂、泡沫剂，也可以注防膨剂。为了使该泵能够应用于现场，为其配套了耐震压力表、超压力保护泵头、管线流程、井口流程、泵吸水装置、电气控制等辅助部分，使其实用性和安全性得到了保障。

4 治理效果

2003年以来，共实施高压注汽井治理21口，其中采用振动解堵处理10口井，采取伴蒸汽注化学剂技术措施11口井。

从采用振动解堵处理后的10口井的注汽情况可以看出，注汽高压井的振动解堵降压处理，注汽效果有了较大程度的提高，注汽压力平均下降了2.1 MPa，措施成功率达到100%，其中7口井基本实现了关掉排放注汽的目标，另有3口井措施后的注汽压力均降到15 MPa以下，达到目前注汽设备的要求，平均注汽干度提高了28.1%。注汽单耗也由治理前的17.98 kWh/m3下降到治理后的9.01 kWh/m3，累计实现节电211.86×104kWh。应用结果表明，大功率井下可控振源运行状况好，在井下工作正常，各项指标均达到设计要求，性能可靠。

采取伴蒸汽注化学剂技术措施共实施了11口井，见效8口，注汽压力均得到不同程度的下降。以GOGDR4-17井为例，在治理前的几个注汽周期中，注汽压力均高于16 MPa，干度为0，注汽后生产周期不足2个月，且低液量低效生产。在使用该工艺之后，注汽压力下降到14.6 MPa，干度达到了70%，注汽效果得到了明显的改善。作业后，液量达到28.6 m3/d，油量达到16.5 m3/d。注汽耗电单耗也由治理前的16.78 kWh/m3下降到治理后的8.12 kWh/m3，累计实现节电291.18×104kWh/m3。应用结果表明，稠油热采化学注入装置在现场运行良好，是一个安全可靠的施工设备，采用热采化学注入装置结合热采化学药剂在治理孤东油田高压注气井试验中取得了成功，有效解决了高压井注汽难度大的问题。