某油藏油井热洗效果分析及方案优化研究

摘 要：油藏开发过程中，受蜡卡、地层砂、油泥堵塞油管以及其他杂质堵塞井下设备吸入口等因素影响，油井无法正常生产，需要进行洗井解除污染，恢复油井产能。本文通过对H油藏油井历史洗井数据统计分析，确定影响洗井效果主要因素，开展方案优化研究，包括工艺管柱优化设计和热氮气洗井技术等，指导现场实施措施41井次，取得较好效果，可为其他油藏提供经验。

关键词：热洗效果分析;方案优化研究;工艺管柱优化

H油藏1984年投入开发，先后经历天然能量衰竭开发、蒸汽吞吐开发、注水开发、化学深部调驱四个阶段，目前共有油井55口，开井30口，注水井15口，日产液128t，日产油45t，综合含水64.8%。生产现场采用的热洗工艺主要包括常规热洗（锅炉车+泵车）和连续油管热洗工艺，统计2014-2017年历史洗井数据，共实施洗井108井次，有效率仅为30.6%，处于较低水平，亟需采用有效的工艺技术改善热洗效果。

1 热洗效果评价分析

1.1 机采方式

H油藏2014～2017年总计洗井108井次，有效33井次，其中抽油机洗井51井次，有效16井次，有效率31.3%;电泵井洗井47次，有效11井次，有效率23.4%;自喷井洗井10次，有效6井次，有效率60%，整体来看，电泵井和抽油机井洗井效果差，自喷井次之。

1.2 洗井方式

108井次中反洗井73井次，有效21井次，有效率28.8%;正洗井18井次，有效7井次，有效率38.9%，其中连续油管洗井7井次，有效4井次，有效率57.1%;正反复合洗井17井次，有效5井次，有效率29.4%。整体来看，无论何种洗井方式，效果均较差。

1.3洗井原因

通过对H油藏历次洗井原因进行分析，主要包括油管堵或稠油上返、不出液或液量降低、抽油机卡阻、电泵欠载、电泵过载等5个方面，其中仅油管堵或稠油上返洗井14井次，有效10井次，有效率71.4%，其余方面有效率在20%～30%之间，具体见表3。

1.3.1 不出液洗井分析

不出液或液量降低洗井34井次，有效7井次，有效率仅20.6%，无效27井次，其中供液不足19井次，机械故障5井次，管堵塞1井次，防砂管堵塞2井次。供液不足及机械故障依靠热洗无法解决，管柱堵塞严重，洗通难度大，洗井无效属于正常现象，但防砂管孔眼堵塞2井次，正常情况反洗可以解决该问题，但由于H油藏因地层亏空严重等原因洗井漏失严重，无法建立有效循环导致洗井失败。

1.3.2 抽油机卡阻洗井分析

抽油机卡阻洗井29井次，有效8井次，有效率27.6%，无效21井次，其中作业15井次，发现砂、油泥、垢、沥青质堵塞等卡12井次，占作业井次的80%。油井卡阻的原因主要是与砂、油泥有关，洗井解卡难度较大，成功率低。

1.3.3 电泵欠载洗井分析

电泵欠载洗井16井次，有效4井次，有效率25.0%，无效12井次，包括供液不足2井次，油泥堵7井次，电泵故障3井次，洗井很难解决。

1.3.4 电泵过载洗井分析

电泵过载洗井15井次，有效4井次，有效率26.7%，无效11井次，洗井无效后作业8井次，发现砂、油泥卡堵7井次，电泵掉1井次，砂、油泥卡堵是主要原因。

综上所述，H油藏洗井成功率整体偏低，机采井及电泵井洗井成功率不足30%，其中砂、油泥卡阻及不出液时洗井成功率较低，主要原因为卡阻大部分为硬卡，不出液主要为供液不足，采用洗井工艺无法解决;对于部分井筛管孔眼或吸入口堵塞时，理论上通过洗井可以解决，但现场实际反洗成功率并不高，主要原因是地层漏失严重，无法有限建立洗井循环。

2 热洗优化方案

2.1 机采井防漏失洗井工艺管柱

针对洗井漏失的问题，设计了防漏失举升工艺管柱，主要包括洗井阀、封隔器、单流阀组成见图1。针对单流阀可能被油泥及砂堵塞的问题，设计了可沉砂单流阀，主要由上接头（1）、上端盖（2）、外筒（3）、上中心管（4）、上阀球（5）、上阀座（6）、割缝筛管（7）、下中心管（8）、下阀球（9）、下阀座（10）、下端盖（11）、下接头（12）组成（图2）。其工作原理：在油井停抽时，井内液体携带砂子下行至沉砂式单流阀时被上阀球5阻挡，转而通过上端盖2上的月牙形沉砂孔进入割缝筛管7和外筒3组成的储砂空间，砂粒在割缝筛管7的过滤下储存在储砂空间，液体通过割缝筛管7进入割缝筛管内部，继（下转第229页）（上接第227页）续下行时被下阀球9阻隔，进而实现沉砂及单流的作用;再次启抽时，一部分液体頂开下阀球9和上阀球5进入上部油管，一部分液体顶开下阀球9后，经过割缝筛管7进入储砂空间，携带着储砂空间内沉积的砂粒经过上端盖2的月牙形通道上行至上部油管，从而完成了储砂空间的自清洁过程，避免储砂空间沉满后导致工具失效。

2.2 可冲洗防砂举升工艺管柱

针对防砂筛管被油泥堵塞后清洗困难的问题，设计了可冲洗防砂举升工艺管柱，生产管柱自上而下依次连接油管、抽油泵、打孔管、封隔器、防沉砂装置。生产过程：原油携带地层油泥及地层砂进入打孔的沉砂管，部分油泥及粒径较小地层砂随原油进入砂锚，一部分随原油排出地面，一部分进入内部砂锚下部沉砂管;较大颗粒地层砂被挡在沉砂管内，避免重新落下裸眼段砂埋油层。洗井过程：生产一段时间（根据现场生产情况确定）后，关闭生产闸门，打开套管闸门，将洗井液泵入油套环空，经打孔管进入砂锚内部，向地层挤注，进而正洗砂锚，砂锚外部油泥及地层砂进入外部沉砂管。管柱的优点是结构简单，实现了泵下筛管冲洗解堵，堵塞物落入沉砂管中，减少了堵塞物落入储层段;缺点是洗井液进入泵下井筒和油层，对地层造成伤害，增加排水时间。

2.3 热氮气洗井技术

油井注热氮气洗井工艺技术是由制氮车组产生连续不断的高压氮气经氮气加热装置加热达到所需温度后，热氮气通过连接管汇和井口装置注入井下进行洗井作业，达到清蜡、清垢、解堵或稠油降粘、助排、提高油井产量的目的，氮气温度可按清蜡洗井作业设计的工艺要求在50℃～350℃之间设定或调整，注入压力可随井筒压力变化，从0～35MPa任意调节。

2018年以来，H油藏共采用机采井防漏失洗井工艺管柱、可冲洗防砂举升工艺管柱共计25井次，实施热氮气洗井16井次，取得较好效果，已优化实施井检泵周期由435天上升至600天，油井生产时率由67.4%上升至88.6%。

3 结论和建议

①从机采方式、洗井方式、洗井原因等3个方面对H油藏油井洗井效果分析;②针对洗井中存在问题，优化设计了机采井防漏失洗井工艺管柱、可冲洗防砂举升工艺管柱以及热氮气洗井技术;③本文取得的成果及认识，可为其他油藏提供借鉴经验。

参考文献：

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[2]王磊磊.塔河油田抽稠泵低泵效原因分析及治理对策[J].石油天然气学报，2013（02）.

[3]汪伟英，王尤富.流体性质对出砂的影响及控制[J].特种油气藏，2003（05）.

作者简介：

王宁辉（1983- ），汉族，男，工程师，2008年毕业于大庆石油学院石油工程专业，辽河油田公司，研究方向：从事油田开发作业工作。