渤海深部储层螯合接技术研究与应用

2020-04-22刘晓宾中海石油中国有限公司天津分公司天津300459

化工管理 2020年9期

刘晓宾（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300459）

渤海是被山东半岛和辽东半岛包围的半封闭内海，由辽东湾、渤海湾、莱州湾、渤海中部和渤海海峡组成。

渤海某井地质构造为黄河口凹陷中央部位，该构造群发育于渤南潜山带南，该井主要开采沙河街组储层[1]，埋深-2438.6～-2741.3m。该井投产后，产液量明显低于同层位井，且生产一段时间后出现电潜泵过载无法起泵现场，检泵发现出现井内结垢污染情况，分析可能存在储层污染。通过对该井低产原因的分析，并进行相应的增产措施，最终恢复其正常生产产能。本文主要围绕该井情况，应用螯合解堵技术处理的分析，为今后油井解除污染的处理提供有力的参考。

1 生产井史

该井下入9-5/8"套管+7"尾管，采用尾管射孔完井，不防砂[2]。

投产初期下入Y 型分采管柱，举升方式为电潜泵，下入金属防垢器，下泵日期2018 年9 月21 日，生产6 天后手动停泵进行地面管线配管，配管完成后复启电泵失败，过载停泵，表现为频率提不上去，电压提不上去，电机温度上升。尝试反循环洗井后，复启电泵仍过载停泵，故障现象依旧，初步判断为泵轴遇卡。

2018年11月1~11日，对该井实施检泵作业，提井结果显示机组外观良好，但电泵盘轴不动，泵叶轮、导壳表面及流道处覆盖有大量的油泥，防垢器表面附着有大量的油泥，流道内结垢严重，X-射线荧光光谱固体元素分析结果初步推断垢样成分主要为Fe2O3、BaSO4与CaCO3，还有少量的MgCO3。分析认为油泥堆积及结垢是导致上套机组无法正常启动的主要原因。下入新泵，2018 年11 月11 日，启泵复产，至26 日，油井流压（由18MPa降至7.8MPa）、产液量（由90 m3/d降至30 m3/d）较复产时下降明显。

2019 年该井累计进行了两次检泵作业。期间发现上节电泵盘轴不动，下节电泵盘轴困难，上泵、下泵内叶轮及导壳被垢覆盖，防垢片及防垢片隔套都被垢覆盖。以上部位取样垢样化验分析结果为，主要垢样为碳酸钙和碳酸镁，次要垢样为二氧化硅和硫酸钡。下入新泵，启泵复产，油井液量、流压低，运转10 日过载停泵，反循环洗井后复启仍过载停泵。针对当时情况，考虑目前井下机组电气性能良好，同时结合前两套机组严重结垢的提井情况，分析该井结垢遇卡的可能性大，对该井使用隐形酸完井液进行浸泡，尝试解堵。浸泡多日后，虽然井口出现返出，但量非常小，重新启泵失败。且第二次检泵后下入电潜螺杆泵，三段合采，复产，生产情况依旧补液多日后，含水仍100%，生产一个月后，手动停泵关井。

2 低产原因分析

对该井井史和结垢取样进行分析，发现垢样化学成分主要是碳酸钙、镁垢、铁垢及微量硫酸钡、锶垢组成的复合垢；同时，分析沙河街组的岩心取样，发现其中含有一定比例的硫铁矿石。结合该井完井工艺分析，认为主要原因：该井完井期间使用的隐形酸完井液呈酸性，能够与硫铁矿石反应生成铁离子，随着油井生产进入井筒中与井液中的游离氧发生反应，形成铁锈。同时，随着完井液的逐步排除，井筒内的酸性减弱，形成的Fe2O3无法继续溶解，逐步堆积于机组内部，凝结，造成无法正常生产。

次要原因：沙河街组原油具有三低两高的特点，即密度低，粘度低，含硫量低，含蜡量高，凝固点高[3]，胶质沥青质含量9.28%～16.13% ，含蜡量0.62%～6.65%，外来流体侵入容易造成蜡质、胶质沥青质等重质成分析出的冷伤害。

3 解堵工艺及效果评价

3.1 解堵工艺技术

该井采用的螯合解堵工艺，主要处理剂为钡锶垢解堵剂和钙镁垢解堵剂。其中钡锶垢络合解堵剂通过断链剂进行断链，把钡锶离子络合到选择的络合剂活性基团位置，让钡锶离子络合，变为易溶解于水的小分子化合物，达到被去除硫酸钡锶垢的目的[4]。钙镁垢解堵剂能有效清除碳酸盐垢、锈垢和二价石油磺酸盐垢和聚合物垢[5]；均为乳白色固体粉末或者无色液体，无毒、无味、不燃、不爆。不含无机酸、有机酸、碱性物质及各类有机溶剂，并且解堵后易降解，对流程无影响。处理液的挤注顺序如表1所示。

表1 处理液段塞注入程序表

MPa m3/min m3 m3 1 2 3挤注前，用解堵泵环空补液，保证解堵作业前油套环空充满正挤处理液正挤顶替液≤21 0.1～1.5 32 80≤21 0.1～1.5 16 96 1、停泵，测压降5-15min；2、解堵后测电泵机组对地绝缘及三相直阻；3、关井反应72h，期间进行钢丝作业，开滑套。4、启泵生产，返排液首先进泥浆池，测PH值，合格后进流程。