华庆油田元284 区水平井井筒治理技术评价

2014-12-24杨耀春廖永刚王宏亮

石油化工应用 2014年3期

杨耀春，姚刚，廖永刚，王宏亮

（中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第二项目部，甘肃庆阳 745100）

华庆油田元284 区是超低渗透油藏，为提高油井单井产量，2010 年开展水平井开发试验，初期平均单井产量在6.5 t/d 左右，稳产形势较好，截至2013 年底，元284 区已投产水平井90 口，日产液818.32 m3，日产油446.99 t，综合含水35 %，平均单井日产油4.97 t，是三叠系常规定向井（0.8 t/d）的6.2 倍。水平井大副度提高单产同时，井筒治理难度也大大增加。突出问题有结蜡、气体影响、偏磨、出砂、结垢、腐蚀六大方面。针对这些问题，通过开展工艺技术评价工作，对各类工艺技术进行优化、筛选，逐渐形成了一系例适用于本区块水平井井筒治理的工艺技术。使水平井井筒治理水平有了明显提升。

1 清防蜡

华庆油田水平井区块，原油含蜡量高、井筒内脱气现象严重、油井存在间歇性出油，井筒脏易形成蜡核等因素影响。通过对水平井结蜡原因分析、五种清防蜡工艺技术应用效果评价，逐渐形成了以固体防蜡器、井筒热洗为主，油套环空投加清蜡剂为辅的水平井清防蜡工艺体系。

1.1 固体防蜡器的应用及评价

目前作业区应用的固体防蜡器药品溶化方式有两种：浸泡式，冲刷式。

1.1.1 浸泡式浸泡式固体防蜡器使用方法为人工将固体防蜡块安装在特制花管中，下入方式为：母堵（开孔）+9 米花管（内装固体防蜡块，上接内封节箍）+3 根尾管+2 根花管+2 根尾管+泵+油管。

浸泡式共应用了13 井次，目前还在应用5 井次，平均正常生产天数414 d，与水平井平均检泵周期291 d 对比延长了123 d。8 井次已起出，其中由于固防蜡药块溶解过慢没能起到清防蜡效果而造成泵卡有5 井次，占使用比例38.5 %，检泵周期189 d。另外还有3 井次由于其它原因检泵，其中两口生产天数较短，无法评价，有1 口生产天数达到406 d，效果较好。从以上分析可以看出，浸泡式固体防蜡器在一定程度上起到了清防蜡效果，缺点是药品未冲刷，部份配套井药块溶解较缓慢，防蜡达不到理想效果。

典型井：庆平2 井该井于2012 年8 月30 日配套浸泡式固体防蜡器，2013 年1 月5 日由于蜡卡进行检泵，检泵周期为128 d，起出后发现固体防蜡块溶化程度较小。

1.1.2 冲刷式冲刷式固体防蜡器可分为两种：第一种为初期使用的人工将固体防蜡块装入油管中，下入方式：母堵+3 根尾管+花管+1 根尾管（内装固体防蜡块）+1 根尾管+泵+油管；第二种为整筒可控式固体防蜡器，结构主要由金属承载器、过滤导流装置、固体防蜡剂等组成。下入方式：母堵+3 根尾管+花管+1 根尾管+固体防蜡器+1 根尾管+泵+油管。

第一种冲刷方式共应用了10 井次，目前还在应用2 井次，平均正常生产天数254 d。8 井次已起出，其中由于固防蜡药块故障起出3 井次，占使用比例30 %，平均检泵周期47 d。另外还有5 井次由于其它原因检泵，由于检泵周期均较短，无法评价对固体防蜡块进行评价。从以上分析可以看出，第一种冲刷方式固体防蜡器清防蜡效果较差，主要存在问题是固体防蜡块在气液混合物冲刷力作用下快速溶解，药品不溶解物易进入泵筒，造成泵故障。药块溶解过快，造成固定凡尔堵实情况。

第二种冲刷方式共应用了13 井次，目前还在应用11 井次，平均正常生产天数181 d。2 井次已起出，其中平庆2 井配套后检泵周期与配套前对比延长159 d，清防蜡效果明显。另外庆平47 井由于固定凡尔漏失检泵，由于检泵周期较短，无法对固体防蜡块进行评价。从以上分析可以看出，第二种冲刷方式固体防蜡器清防蜡通过对其结构进行优化，在保证药块得到充分冲刷溶解的同时，防止了不溶解药块进入泵筒造成泵故障，使固体防蜡器出现零故障，达到明显清防蜡效果。

综上所述，浸泡式与第一种冲刷方式由于故障率高，清防蜡效果不理想，第二种冲刷方式针对浸泡式出现的药块溶解慢及第二种冲刷方式出现的药块溶解快问题对防蜡器进行了改进，有效的降低了故障率，清防蜡效果得到了明显提升。

1.2 活性水热洗的应用及评价

采用热洗清蜡车+活性水进行热洗。2013 年1-10月，共计热洗水平井95 井次。通过现场实验应用分析，将热洗方法由前期的热洗排量120 L/min，热洗时间7 h，温度逐渐升高，活性水量50 m3，优化为热洗排量100 L/min，热洗时间2 h，温度直接加热到100 ℃，活性水用量下调至12 m3。从热洗后录取数据较准确的井44 口来看，效果对比（见表1）。两种热洗方式前后载荷差均下降约2.9 kN，第二种热洗方式由于排液影响产量比第一种减少12.67 t，在保正清蜡效果的同时，缩短了排液周期，降低了成本，减少了活性水入地量。

2 防伴生气影响

元284 区块三叠系油藏是一个高气油比油藏，而且水平井开采单井产量高，随着油井开采时间延长，动液面不断下降，井底流压的降低，当井底流压或泵吸入口处压力小于饱和压力后，井底脱气现象加剧，抽油泵的工作状况由前期的正常变成气体影响，致使泵效降低，水平井单井产量下降。

2.1 防伴生气治理措施

目前华庆作业区水平井防气主要采用的方法有确定合理的沉没度，保持合理的流压、配套气锚、合理控制套压、放油管气、活性水热洗4 种。

2.1.1 确定合理的沉没度，保持合理的流压，降低泵吸入口脱气确定合理的沉没度，保持合理的流压，以降低泵吸入口处气液比，减少自由气进入泵筒，从而提高抽油泵的充满系数, 目前华庆作业区水平井平均油层中深2 134 m，平均泵深1 515 m，平均动液面998 m，平均沉没度517 m，平均流压11.1 MPa，泵入口平均压力5.7 MPa，均高于气体饱和压力4.2 MPa，有效降低了泵吸入口脱气情况。

2.1.2 配套气锚减少气体影响在泵的进口处装置气锚（井下油气分离器），将油流中的自由气在进泵前分离出来，通过油套管环形空间排到地面，使气体不进入泵筒内，减小余隙比，目前本区块对气体影响严重井配套应用32 井次，防气效果明显。

2.1.3 合理控制套压减少气体影响为了防止出现套压过高致使气体窗口将动液面压至泵吸入口处而发生气窜或出现套压过低泵口脱气严重造成气锁，在套管出口安装定压放气阀并根据每口井实际生产情况，将套压控制在合理范围，从而减少气体带来的影响，目前本作业区水平井平均制控套压范围0.9～1.4 MPa，防气效果明显。

2.1.4 放油管气解气锁对于抽油泵受气体影响较严重或已经气锁的井，采用放油管气降回压方法来降低泵出口压力，从而达到排放泵筒内气体及打破泵筒气锁压力平衡，恢复抽油泵正常工作。川平52-12 气锁经放油管气后恢复正常生产（见图1）。

表1 活性水热洗总体效果对比统计表

图1 川平52-12 放油管气前后功图变化

图2 活性水热洗前后功图变化

2.1.5 活性水热洗解气锁对于抽油泵已经气锁，而且放油管气无法解锁井，通过活性水热洗方法向油套环空注入活性水，增加抽油泵沉没度，使抽油泵进口压力增大，从而达到打破泵筒气锁压力平衡，恢复抽油泵正常工作，同时对井筒起到清蜡的作用。庆平36 井气锁后，经过活性水热洗解锁成功，恢复正常生产（见图2）。

3 防偏磨

通常根据井斜将水平井分为三段，直井段（0～30°）、造斜段（30～85°）、水平段（85°以上）。为减少偏磨，华庆作业区水平井泵挂均控制水平段以上。根据单井井眼轨迹，在狗腿度（井身全角变化率）偏大位置（大于3 °/25m），适当配套抽油杆扶正器。统计以往检泵情况，华庆作业区目前存在偏磨水平井17 口，对12 口井补充配套油杆扶正器，对偏磨严重的5 口配套内衬HDPE 防偏磨油管，该油管应用了高密度聚乙烯衬料，具有较好的弹性、柔韧性、抗磨、耐H2S/CO/ 酸、盐等特性，油管两端翻边，形成端部密封，确保油管本体钢材与高矿化度油田水接触，避免腐蚀。使用情况（见表2），目前这5 口井都处于正常生产，效果有待进一步跟踪。

4 防垢

目前本作业区存在结垢水平井3 口，均配套井下点滴加药装置，阻垢剂为CQ-ZG01，配套情况（见表3），庆平1，陈285-338X 第一次配套浓度为70 mg/L，第二次优化配套浓度为100 mg/L，陈285-338X 第一次配套后检泵周期延长89 d，由于油管漏失，进行检泵，结垢情况与配套前对比明显减轻；庆平1 第一次配套后检泵周期延长48 d，由于油管漏失，进行检泵，结垢情况与配套前对比明显减轻（见图3）。