哈拉哈塘油田稠油井杆式泵解卡工艺

2014-03-25刘迎斌许双龙杨小华侯守探段云江翟锡芝

石油知识 2014年5期

刘迎斌许双龙杨小华侯守探段云江翟锡芝

（1.塔里木油田公司塔北项目经理部新疆库尔勒 841000；2.华北油田公司河北任丘 062552）

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地轮南低凸起西斜坡，受细菌生物降解、地层水洗和氧化作用以及烃类轻质组分散失的影响，其稠油油藏有“区块内稠油井稀油井共存，单井上原油性质差距大”等特点。稠油井主要分布在哈15、哈702、哈7缝洞带，为“中等含蜡、中等含胶质、高含沥青”的稠油油藏。原油密度0.7998～0.9679g/cm3，凝固点为-12～30℃，含蜡量1.67%～7.23%，含硫量0.23%～1.21%，含胶质和沥青质量4.5%～12.5%。油井埋深7000m左右，停喷后采用抽油机+底部固定杆式泵深抽。

在生产过程中，由于原油粘稠并伴有泥砂、结垢等杂质，极易出现卡泵、堵塞油管等问题，现场通常采用常温水反洗工艺解卡。受原油物性差、地层漏失量大、工艺管柱深等因素制约，水反洗解卡的成功率不足25%，无法发挥杆式泵不动油管检泵的优势，影响到油田的正常生产。

1 解卡难点分析

1.1 堵塞物成分复杂

采用高温灰化法处理7口井的堵塞物，测定有机物和无机物的含量，有机物堵塞（图1）占71.43%，无机物堵塞占28.57%。电镜扫描结果显示，1～5#有机堵塞物表面呈层状结构，质地疏松无定型。表明其中含有较多的有机聚沉物，如胶质、沥青质、蜡等，极易形成沥青质为主的有机物堵塞。

另外，哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏裸眼完井，部分泥岩段裸露，粘土矿物容易剥脱掉块，加上射孔、酸压改造等因素，油井出砂严重。采用绕丝复合筛管，仍难以阻止粘土、极细砂等杂质随原油进入井筒，造成堵塞。堵塞物样品在盐酸中溶解，有气泡冒出，说明含碳酸钙；有少量残渣，说明含有石英和粘土矿物。

图1 哈拉哈塘无机物堵塞样品

1.2 地层漏失严重

哈拉哈塘油田属于缝洞型碳酸岩油藏，有“一井一藏”的特点。转入机采后，地下亏空严重，储层大孔道、裂缝发育。洗井时往往进口水量大、出口水量小或不返水，要注入上百方洗井液才能建立起循环，运行成本高，并且大量洗井液进入储层易造成地层污染，不利于环保。

1.3 生产管柱影响

哈拉哈塘油田稠油井采用掺稀工艺生产，为满足掺稀点温度要求、提高掺稀效率，抽油泵与吸入口位置一般相距2000m左右（图2），造成解卡时工作液量大、作业周期长、施工压力高等问题。而且，由于深抽现场采用底部固定杆式泵提高锚定能力（图3），易在油管与泵筒间隙容易沉淀堵塞物，也增加了解卡难度。

图2 哈拉哈塘抽油机井掺稀管柱

图3 底部固定杆式泵结构

2 解卡工艺优化

2.1 工艺原理

根据现场实际，结合原油流动性对温度很敏感特性，制定出解卡工艺。原理是：利用套管注入的高温热水，提高油管内原油、堵塞段处的温度，降低杆式泵上提阻力，保证杆式泵能上提解封；杆式泵解封后，油管内正挤热水，将井筒内稠油堵塞物挤出油管；再挤入加热稀油，彻底清除油管内胶质、蜡垢等油管内壁附着物。

2.2 水温确定

采用DV-Ⅱ+Pro 型粘度计，测定HA15-2井区的一口稠油粘温数据（图4）。原油粘度很高，常温下呈固体，无流动性；80 ℃时粘度高达2.08×106mPa·s，随着温度升高，粘度快速降低；超过拐点温度在90℃，粘度随温度的变化相对较小；115℃时粘度降为6.5×104mPa·s。结合现场加热设备能力，哈拉哈塘油田洗井水温度应控制在80～90℃。

图4 哈拉哈塘HA15-2井粘温曲线

2.3 工艺流程

对稠油井杆式泵泵卡故障的原因进行分析后，按照以下流程进行解卡操作。

(1)热水反洗：从套管注入高温热水，排量控制在4～5m3/h。

(2)上提解封：缓慢上提抽油杆，解封杆式泵，避免拉断抽油杆（如上提载荷接近或高于井的抽油杆正常运转载荷的110%，则继续反挤热水，直至杆式泵解封容易）。

(3)正挤热水：从油管正挤高温热水，将油管内原油挤出。

(4)正挤稀油：挤入2～3倍油管容积、80℃以上热稀油，溶解油管内壁的胶质、蜡等附着物。

(5)启抽：坐封杆式泵，正常启抽，解卡成功。

采用“热水反洗→上提杆柱解封→热水正挤→稀油清洗”工艺流程，水温严格控制在80℃以上，单井次可减少动油管检泵作业时间10d，节省起下油管费用4.0万元。正挤、反挤结合的工艺，降低了洗井液用量，利于环境保护，也解决了因地层漏失难以建立循环的难题。

3 实施效果

HA902-S井掺稀生产，作业启抽一段时间后，抽油机下行遇阻，井口取样发现原油变稠，光杆上提3m，悬重达25t，正旋半圈后上提仍无效，判断为泵卡。2013年9月5日开始解卡：先小排量反洗85～95℃热水，排量5m3/h，经过21h共注入热水105m3。用吊车上提抽油杆，悬重降至21.5t，起出φ38mm光杆×1根+φ28mm抽油杆×2根+φ28mm短节×1根，解封成功。油管正挤15m3温度为89℃的热水，泵压由10MPa降至0MPa，油管内稠油被挤出。最后正挤入稀油73m3。解卡共用时56h，恢复生产。2013年，在哈拉哈塘油田共实施5井次解卡作业，成功率100%，平均解卡周期49h，累计减少起下油管费用20万元。