南缘高温高压油井堵塞成因及防治

吴宝成,熊启勇,熊瑞颖,邓伟兵,潘竟军,王静雅,郭继香

(1.中国石油新疆油田公司工程技术研究院,新疆克拉玛依 834000;2.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院,北京 102249)

准噶尔盆地南缘在冲断带四棵树凹陷高泉东背斜部署的高探1井获高产工业油气流,油层位于白垩系清水河组,储层压力高、物性好,为低饱和挥发性油藏。髙探1井在试采和生产过程中油管管壁沉积严重,堵塞井筒,严重影响该井的正常生产。由于高探1井为高压、高温油井,油藏压力为134.1 MPa,油藏温度为146 ℃,最高井口关井压力为96.89 MPa,且井筒管壁沉积点深,沉积快,在修井过程中发现井下2 800 m至井口的位置结有厚度为5～13 mm的环形黑色垢。目前对于南缘高温高压油井管壁沥青垢成因机制还不清楚,亟需开展南缘高压、高温油井沥青垢沉积防治工艺技术研究。笔者选取南缘高探1井井下油管和地面井口弯头处堵塞物,通过高温灼烧、X-射线衍射法进行矿物成分分析、薄层色谱等进行有机物族组成测试,考察堵塞成因,根据南缘油井实际生产状况,优选堵塞物沉积防治工艺。

1 试 验

1.1 试剂及仪器

试剂:堵塞物分别取至南缘高探1井井下油管和地面井口弯头,编号为NYA-1a、NYA-1b;正庚烷(AR)、正己烷(AR)、二氯甲烷(AR)、三氯甲烷(AR)、异戊醇(AR),均为北京伊诺凯科技有限公司生产。

仪器:ZSX Primus II型X-射线荧光光谱仪,日本株式会社理学公司(Pigaku);马弗炉;CG-CF10棒状薄层色谱仪,长沙川戈科技发展有限公司;YP10002型电子天平;ZK-82A型真空烘箱;YXSF恒温水浴锅;高温高压流动模拟装置,中国石油大学(北京),耐温为180 ℃,耐压为150 MPa,测压精度为0.01 MPa,装置见图1。

1.2 试验方法

1.2.1 原油四组分测试

采用CG-CF10棒状薄层色谱仪对高探1井原油进行四组分测试,根据SY/T 5119-2008[1]测试标准,得到原油四组分数据,并由CⅡ方法分析原油稳定性。

1.2.2 堵塞物成分分析

(1)堵塞物有机物/无机物含量。称取一定质量堵塞物样品,放置在马弗炉中高温750 ℃灼烧8 h,冷却后取出,干燥称重,根据灼烧前后堵塞物质量变化率,计算有机物和无机物质量分数。

图1 高温高压流动模拟装置Fig.1 High temperature and high pressure flow property analyzer

(2)堵塞物无机成分分析。取一定质量堵塞物,进行索式抽提,将有机物溶解分离,剩余的无机物干燥处理后采用X射线衍射法进行矿物组成分析。

(3)堵塞物有机成分分析。称取一定质量堵塞物样品,用三氯甲烷充分溶解,静置取上层液体,运用CG-CF10棒状薄层色谱仪对液体四组分测试,并根据沥青质-胶质-石蜡堵塞物分析法(APR)[2-3]分析堵塞物类型。

1.2.3 无机颗粒对沥青质析出的影响

采用中国石油大学(北京)高温高压流动模拟装置,分别测试常规管道/砂堵管道流动条件下沥青质析出对测试管道两端压差的影响(压力测试精度为0.01 MPa)。管道类型:常规管道(直径为6 mm)、砂堵管道(直径为6 mm,填充石英砂,渗透率为308 μm2)。测试温度为50 ℃、压力为50 MPa、气油比(体积比)为300,等温降压试验过程,记录两端压差随时间的变化规律,分析无机颗粒对沥青质析出的影响。

2 结果分析

2.1 原油稳定性

通过CG-CF10棒状薄层色谱仪对原油饱和分、芳香分、胶质、沥青质进行分析,根据CⅡ原油稳定性判断标准分析高探1井原油的稳定性[4-5]。结果表明,高探1井原油的饱和分、芳香分、胶质、沥青质和CⅡ分别为78.77%、15.47%、3.95%、1.80%和4.15。原油稳定性判断准则为若CⅡ>0.9,原油不稳定,易发生沥青质沉积;若CⅡ<0.7,原油稳定,不易发生沥青质沉积;如果CⅡ=0.7～0.9,表明油品稳定性质处于稳定状态向不稳定状态过渡阶段。若使体系稳定,胶体的不稳定指数CⅡ须小于0.7。由此可得,高探1井原油不稳定,开采过程中容易发生沥青质析出并堵塞井筒。

2.2 堵塞物外观

取自井下油管的堵塞物(NYA-1a)和井口弯头堵塞物(NYA-1b)样品外观和基本物性见表和图2。

表1 堵塞物基本物性Table 1 Basic properties of blockages

图2 堵塞物外观Fig.2 Appearance of the blockages

2.3 堵塞物微观结构观察及能谱分析

采用扫描电子显微镜对堵塞物样品进行分析,结果见图3。分析发现,堵塞物呈2种形态外观。井下油管堵塞物NYA-1a以颗粒状堆积为主,表面疏松无定形,具有一定晶格形态,初步分析该部分堵塞物含较多无机盐类,为有机物与无机物共沉积结果;地面井口弯头堵塞物NYA-1b表面呈连续过渡状,具有层状纹理,初步分析认为是沥青质和石蜡类堵塞物。

图3 堵塞物表面微观结构Fig.3 Surface microstructure of blockages

堵塞物样品能谱分析结果见表2。由表2可得,堵塞物NYA-1a主要元素为C、N、O,其中O元素质量分数高达42.43%,C元素质量分数为16.67%,N元素质量分数为13.42%,同时Na、Si、S、Ca、Fe等元素质量分数为3.34%～8.29%,堵塞物元素分布范围较广,单从元素组成看,含无机物较多。堵塞物NYA-1b主要成分为C、N、O元素,但C元素质量分数为85.44%,为堵塞物的主要组成元素,N元素质量分数为5.97%,O元素质量分数为6.02%,其他元素占比较少,表明堵塞物以有机物沉积为主。将两处堵塞物用灰化法确定无机物和有机物的相对含量。

表2 堵塞物能谱分析Table 2 Energy spectrum analysis of blockages

2.4 有机物/无机物含量测试

采用高温灰化法分别对2种堵塞物进行有机物/无机物质量分数测试,结果见表3和图4。

对高温灰化前后结果分析可得,堵塞物NYA-1a燃烧后残余物颜色呈浅灰色,片状,无磁性,无机物质量分数为62.25%;堵塞物NYA-1b燃烧后残余物呈红色粉末状,质地硬,无磁性,有机物质量分数为82.05%。

表3 堵塞物有机物/无机物质量分数Table 3 Analysis of organic/inorganic mass fraction of blockages

图4 堵塞物高温灰化处理Fig.4 Blockages ash treatment at high temperature

2.5 无机物成分分析

将堵塞物进行索式抽提(洗油)除去有机物,将堵塞物中无机成分进行X射线衍射分析,结果见表4。由表4看出,两处堵塞物的无机物成分相近,含量不同。井下油管堵塞物NYA-1a无机物主要成分为重晶石(质量分数为89.3%)、硬石膏(质量分数为7.9%)及黏土(质量分数为2.8%);地面井口弯头处堵塞物NYA-1b的无机物主要成分为重晶石(质量分数为72.2%)、硬石膏(质量分数为25.4%)及黏土(质量分数为2.4%)。堵塞物中无机成分与南缘油井油藏白垩系,清水河组K1q层位(砾岩、底部砂岩)、独山子组N2d(泥岩、砂质泥岩)、塔西河组N1t(砂质泥岩、砂砾岩)岩层组成不一致,可排除堵塞物为地层出砂的可能。分析无机物来源主要为钻井中加入的加重剂,如重晶石、硬石膏等。

表4 堵塞物无机成分XRD全岩分析Table 4 XRD analysis of inorganic composition of blockages

井下油管堵塞物中无机组分以重晶石、硬石膏为主,由于沥青质极性较强,更容易吸附在重晶石与硬石膏表面,促进了沥青质沉积。

2.6 有机物成分分析

将堵塞物样品用三氯甲烷溶解后进行四组分分析,结果见表5。依据沥青质-胶质-石蜡堵塞物分类方法[2],将沥青质-胶质-石蜡沉积堵塞物(ARP)分为3种类型:如果P/(A+R)<1,则ARP为沥青质型;如果P/(A+R)>1,则为石蜡型;如果P/(A+R)≈1,则为混合型。

表5 堵塞物中有机物族组成分析Table 5 Analysis of organic composition of blockages

由表5可得,有机物主要成分为沥青质,在原油从井下到地面的流动过程中,受温度、压力、气油比等因素的影响,沥青质逐渐析出并絮凝,絮凝的沥青质一般带有正电荷,极易与带负电的岩石矿物及无机矿物发生吸附、共沉积现象[6-7]。这与一般的油井有机垢的来源和沉积机制基本相同。

2.7 无机颗粒对沥青质沉积的影响

通过高温高压流动性质分析仪分别测试常规管道/砂堵管道对沥青质析出的影响,通过管道两端压差变化表征流动摩阻。结果见图5和图6。

图5 常规管道/砂堵管道恒速流动摩阻Fig.5 Routine pipe/sand blocked pipe constant flow velocity friction test

由图5可知,恒温恒压条件下,原油以恒定速率流通常规管道与砂堵管道,砂堵管道内流动摩阻为0.15 MPa，大于常规管道流动摩阻0.11 MPa。由图6看出,测试原油在砂堵管道流动摩阻为0.11 MPa,高于常规管道流动摩阻中的0.06 MPa。分析认为：①等温降压过程,原油稳定性破坏,沥青质析出并吸附在石英砂表面,减小了砂堵管道流通渗透率,增加了流动摩阻;②受固体无机颗粒电性影响,促进了沥青质的析出与沉积,沥青质沉积量增加,原油流动摩阻增加。

图6 无机颗粒对沥青质析出的影响Fig.6 Effect of inorganic particles on precipitation of asphaltenes

3 堵塞物成因

3.1 原油稳定性破坏

Nellensteyn[8]提出可将原油视为胶体体系,该理论经Mack等[9-13]发展完善逐渐形成了原油四组分物理模型及系列模型,如图7所示。该模型将原油划分为饱和组分、芳香组分、胶质、沥青质。

图7 原油胶体模型Fig.7 Crude oil colloid model

原油中沥青质组分存在S、N、O及少量金属元素,具有极性强的特点,这也导致析出的沥青质组分容易发生快速聚集。研究[14-15]表明,析出的沥青质的聚集几乎是瞬时发生的,能使得沥青质聚集物颗粒粒径由几微米迅速增加100倍。

在油藏条件下,原油胶体体系处于稳定状态。在开采过程中,受温度、压力、气油比等参数的影响,原油稳定的胶体体系被破坏无法继续维持沥青质的稳定存在,表现为沥青质从原油中析出,并发生絮凝、聚集、沉积等现象,最终黏附在管壁导致井筒堵塞。

3.2 无机组分的影响

南缘高探1井两处取样的堵塞物成分研究表明,无机成分对于沥青质的沉积确实存在至关重要的影响。原油稳定性被破坏,导致沥青质析出、絮凝、沉积,析出的沥青质往往显正电性,极易吸附在带负电性的岩石或无机矿物成分上,从而发生沥青质与无机成分共沉积的现象[16]。这种堵塞物由于无机成分占比可观,使得这种堵塞物相比于常规有机类型堵塞物结构更加牢固,同时增加作业成本及清理难度。

4 南缘油井沥青质沉积防治

4.1 防治工艺优选

4.1.1 连续油管带压清管解堵技术

连续油管带压清管技术主要采用连续油管携带钻磨工具或者高压清洗喷嘴,通过钻磨或者喷嘴喷射的物理作用清除管壁堵塞物。

连续油管带压清管解堵技术运用广泛[17-19],在塔里木油田博孜102井、普光气田大湾402-2井成功解除井筒蜡和硫沉积堵塞。解堵作业流程见图8[17]。

图8 连续油管解堵作业流程Fig.8 Coiled tubing remove blockage process

连续油管带压清管解堵技术工艺优点是具有不动井内管柱,不关井带压作业等优点。工艺缺点是不适用于井口压力大于70 MPa油井,高压井解堵操作存在作业成本高,井控安全风险大,冬季施工困难等问题。

4.1.2 注化学剂防沥青垢沉积技术

注化学剂防沥青垢沉积技术是在井口安装高压注入泵,油管安装井下化学注入阀,高压泵将化学剂通过井下化学注入阀泵入油管[20]。化学药剂一般是表面活性物质,作用原理与胶质类似,可以包围沥青质分子达到溶解分散沥青质的作用,防止沥青质的析出聚集。化学药剂井下化学注入阀安装示意图见图9。该工艺油田应用较少,塔里木油田已开展井下化学注入阀注化学剂防蜡现场试验,伊朗雅达油田采用井下化学注入阀注沥青抑制剂开展过沥青垢防治,防治效果显著。

化学注入阀加药工艺优点是能够实现药液长期、稳定连续投加,能有效防治井筒蜡析出、沥青质沉积堵塞等问题。工艺缺点是井下管柱复杂,对于井筒安装井下安全阀油井,安全阀深度需要超过化学注入阀,限制更大。

4.1.3 电加热解堵工艺技术

电加热解堵工艺技术主要在采油管柱内下入一根电加热电缆护管,在护管内下入一根加热电缆,通过地面中频电源控制柜控制,对井筒内液体加热,使堵塞物受热溶解、分散脱落带出地面达到清管目的。同时加热可以防止堵塞物析出和黏附油管壁起到防垢作用。

邱福寿等[21]针对高压油气井凝析油堵塞问题研发设计了同心管电加热解堵工艺,电加热工艺见图10。该工艺在新疆油田霍101井现场试验成功,有效解决了霍101井蜡堵无法正常生产的难题,保障了该井正常生产。

图9 井下化学注入阀安装示意图Fig.9 Diagram of chemical injection value installation in downhole

图10 电加热解堵管柱工艺Fig.10 Technical diagram of electric heating remove blockage

电加热解堵工艺优点是操作灵活,机动性能好,设备可以重复使用,缺点是能耗大,主要用于防治蜡引起的沉积问题,不适用于沥青质防治。

南缘油井高温高压的油藏特点及堵塞物堵塞状况,建议采用连续油管技术结合化学药剂正挤的方式对堵塞物进行治理,同时结合井下安全阀注化学剂抑制沥青质沉积工艺。

4.2 控制合理的生产参数

南缘油井在前期探索开采阶段主要采用4、5、7 mm油嘴,根据油井生产状况,选取2019-09～2020-10时期不同油嘴下生产数据及2019-05～2020-05时期不同油嘴生产下清管周期数据进行分析,结果见表6和图11。

由表6可得,油嘴越大,气油比越大,油藏压力损耗越大。以7 mm油嘴开采,日产气液量是5 mm油嘴开采的1.48倍、4 mm油嘴开采的2.18倍。

表6 高探1井不同生产制度参数Table 6 Different production system parameters of Gaotan-1 well

图11 高探1井不同生产制度下清管周期Fig.11 Pigging cycle of well Gaotan-1 under different production system

生产油嘴越大,会导致生产井油压快速下降,地层压力能量损耗加快,同时原油生产过程中压力下降越快越容易达到泡点压力,泡点压力附近会加剧沥青质的析出沉积[22],增加井筒堵塞风险。

分析图11可得:按照7 mm油嘴开采,清管周期为50 d;按照4 mm油嘴开采,清管周期为129 d;采用4、5、7 mm混合油嘴生产,清管周期为90 d。4 mm油嘴生产制度下,生产稳定,油管不易发生堵塞;采用7 mm油嘴生产,油产量大,但是容易发生堵塞,需要额外的解堵消费,增加采油成本。

建议采用小油嘴与大油嘴间歇使用。前期采用小油嘴生产,当油压、产量降低时,油管内存在沥青质堵塞问题,此时切换大油嘴生产,增加原油流动动力,增加原油对油管的物理冲刷作用及原油对沥青质的携带运移作用,将析出的沥青质在高速下带出井口。

4.3 现场解堵情况

2019年8月及2020年5月,高探1井通过调控不同油嘴生产制度结合正挤沥青分散剂技术4次进行清管解堵,油压平均增幅4～8 MPa,清管效果明显,清管作业结束后可直接生产。

5 结 论

(1)通过原油稳定性CⅡ判断标准测试高探1井原油稳定性,高探1井原油CⅡ为4.15,远大于0.9,原油不稳定,沥青质容易析出并堵塞井筒。

(2)南缘油井堵塞物为有机-无机共沉积形成,无机物以重晶石、硬石膏为主,主要来源为钻井液加重剂,有机物为沥青质型堵塞物。在原油开采过程中,受温度压力等因素变化,导致原油稳定性破坏,引起沥青质的析出、絮凝,沥青质容易黏附在岩石矿物、无机颗粒上,促进沥青质的析出与沉积。

(3)针对南缘油井高温高压的油藏特性,建议采用连续油管技术结合井下安全阀注化学剂工艺的组合方案对沥青质的沉积进行防治;同时采用小油嘴和大油嘴间歇使用的生产制度,有利于将小油嘴生产条件产生的沥青质通过大油嘴冲刷携带出井口。