长关井不放喷开井技术在英买区块的研究应用

刘国华 崔巍 蒋团辉 张照辉 杜冬（中国石油塔里木油田公司天然气事业部）

油田开发过程中，油水井的关井不仅造成大量资产闲置，而且使油田注采对应状况变差，储量动用不均衡，直接影响油田生产和提高采收率。随着油田进入高含水开发后期，由于注采关系的调整、油价上涨，部分长关油井已具备再利用潜力[1]。从各油田目前的生产开发情况来看，随着油田含水的不断上升，部分已经关掉的老井又突显出开井价值。2010年4月，英买作业区结合油气生产中遇到的实际问题，经过反复研究和讨论，在YM21-1井进行了长关井不放喷开井技术试验，试验取得了初步的成功，解决了传统开井放喷对环境污染的问题，降低了生产运行成本，符合油田倡导的安全环保和“低碳油田”的发展趋势。

1 研究背景

英买力凝析气田群作为我国最大的凝析气田群，主要包括英买7、羊塔克、玉东2三个凝析气田，具有流体物性差等特点，凝析油凝固点最高为18.5℃，因此管道内流体温度不得小于20℃，以免凝析油的凝固。

随着油田开发的逐步深入，管杆老化，套管损坏等现象较为严重，在实际生产中经常会有一定数量的油气井停产关闭。油田生产中（现场上）常把几个月停产的井称为长关井。通常情况下，每次开、关井地层温度变化不大，但也有部分单井在开、关井期间温度差异比较大，此类井具有多层、层间跨距大、差异不同等特点【2】。英买7凝析气田的YM21-1井于2009年12月9日因油压低不出液而关井，当年10月30日此井含水已达53.3%，2010年2月23日完成堵水作业。YM21-1井口温度显示，开井期间温度在35℃左右，关井后一度达到11℃，温差如此大的长关井，再次开井时需要通过放喷提高井筒温度来满足生产系统的需求，从而进一步防止凝析油的凝固。放喷，势必会浪费原油、天然气，并且将有害物质直接排放到环境中，这与国家提出的“绿色GDP”、油田打造的“低碳油田”的理念主流相违背[3]。

2 方案研究与实践

2.1 方案准备

基于以往单井放喷使井筒升温效果的基础上，2010年4月26日在作业区进行了针对药剂与反应产物的检验试验。分别在封闭和敞开体系下检验反应产生的热量及气体试验。试验证明，药剂反应可以产生足够的热量加热井筒，不产生可燃气体，试验过程安全。

利用化学反应生成热可快速提高井筒温度，进而达到缩短放喷时间或不放喷，节约天然气，减少有害气体的排放。

这个试验要面对高压、井筒深反应不可控、温度确认较困难、药剂投放控制难度大等诸多难题，由于反应属于放热反应，因而也会有烫伤皮肤、口腔、眼睛的危险。

2.2 药品介绍

1）系无机储能材料，热值高，使用时需通过催化剂作用将药剂所含热量释放出来。

2）在反应过程中不产生含有对油井危害的物质，且产生的氮气同样具有洗井壁、助排蜡作用。

3）在反应过程中化学反应产生的热量大，易操作，可人工控制化学反应产生的热，不会因使用本品而发生燃烧甚至爆炸的危险。

4）化学反应相对比较稳定，且可人工控制，其主要反应如下：

5）产生的热量大，不产生可燃气体，有极少量的水，尤其是在非水环境下的油井清蜡过程中，只需投入将药棒浸润湿透与催化剂溶解的水量即可进行清蜡反应作业；采用的药剂A、药剂B及催化剂接触原油、天然气、空气、铁、碳、破乳剂、缓蚀剂等物质的均不发生任何化学反应。

2.3 试验研究

2.3.1 在封闭体系下检验反应产生的热量及气体

取药剂278.93g、催化剂约30g，置入一端封闭的管线内，并加入约200mL水，开始反应计时，并用红外温度测定仪测定管外壁表面温度（表1）。

表1 在封闭体系下反应时间与温度关系

在反应约2min后，已有大量气体产生，此时用氧割焰开始对反应释放出的气体进行点火试验，结果未发现有可燃性气体产生，火苗长度、亮度等没有变化。

2.3.2 在敞开体系下检验反应产生的热量

取药剂169g、催化剂约15g，置入一端可封闭的法兰下，并加入约100mL水，开始反应计时，并用红外温度测定仪测定管外壁表面温度（表2）。

表2 在敞开体系下反应时间与温度关系

2.4 现场实践

2.4.1 准备

首先将药剂A和药剂B各称取12.5kg，并混合均匀，然后分为10组，每组各2.5kg；称量催化剂2.5kg，溶于25L水，平均分成10组。

2.4.2 步骤

首先将混合药剂加入管线中，关闭闸板阀，并安装防喷管，再加入5L水、2.5L催化剂溶液，并用水将空气从防喷管中排出，打开测试阀门，开始引发反应。达到控制温度时，打开生产阀门，向井下排出仍在持续反应的热流体。当第一组药剂投入井中后，关闭生产阀门，并将生产阀门上端的管线中残余压力放空，卸下防喷管，准备投入第二组药剂。10组药剂投放均按此流程。

本次试验设定了6个测温点（图1），用来监测管线升温情况，监测结果见图2～图4。

由图2～图4可知，测温点6即生产阀门下端与井筒始终保持相连通部分的温度随着加药量的投入，井口温度、反应速率呈现出明显的上升趋势，这表明即使打开了生产阀，反应物虽落入井筒，但其反应产生的生成热并未快速随其落入井筒而降低；同时也表明其反应生成热主要被生成的气体氮气所携带出，这样更有利于完成与低温天然气的热交换过程。待其上升趋势的斜率再次出现拐点，呈现出新的快速增长阶段时，则应停止加药。

2.4.3 开井试投产井口温度变化结果

投药结束后，于2010年4月29日准备YM21-1井试投产运行。

由图5可知，试投产后井口温度处于平缓下降过程，60min时出现第一个温度下降的拐点，拐点的形成说明了此刻存在着大量热交换过程。当时间达到85min时，井口温度仍能达到30℃，而与此对比相应条件下的井口温度仅为11℃，温度相对提高172.7%。由图6可知，试投产初期节流后温度为20℃左右，投产40～80min，节流温度仍在11～12℃，明显高于未加药时的4～6℃。这说明化学生热法在不放喷开井中的应用方案是可行的。从目前温度变化上分析可知，整体上温度仍处于较为明显的下降趋势，这与目前采用的一次性投药方式密不可分，早期产生的大量高热值化学生成热被井下天然气气流快速交换并带走，导致后续井下低温天然气体无法获得连续稳定的热源，从而致使后期井口温度急剧下降，这也同时为下一阶段提出连续性进药提供了依据。因此，在YM21-1井上进行不放喷开井实践是成功的。

3 效果分析及应用推广

以YM21-1井为例的不放喷开井技术具有较好的经济效益和社会效益，其日产气60000m3，日产油6t。一次开井将会放喷原油0.75t、天然气7500 m3，若按油价4000元/t、天然气0.98元/m3计算，放喷3h将会损失费用10350元。采用热化学不放喷开井技术，药剂费用约为750元，可减少损失9600元，并且向环境中少排放二氧化碳约计39345kg。若单井产量高，那么经济和社会效益显然更高，如以英买力气田群为例，每年可获得经济效益300余万元，减少二氧化碳排放1500t以上。

长关井不放喷开井技术减少了原油和天然气的浪费，控制了二氧化碳等气体排放量，符合国家提倡节能减排、绿色GDP的发展方向，为解决今后油气田长关井开井放喷问题提供了一个行之有效的方法。

[1]张春涛,王强军.气田积液停产井复产工艺现状及后续工艺探讨[J].石油化工应用,2009,28(9):54-58.

[2]王庆峰,陈永达.长关井治理效果研究[J].油气田地面工程,2009,28(8):22-24.

[3]王立军,李小冯,常熔,等.长关油井再利用潜力预测[J].石油勘探与开发,2008,35(5):613-618.