高 明,楊延紅,王朝晴
(中國石化江漢油田分公司江漢采油廠,湖北 潛江 433123)
王場油田是江漢油田的主力油區(qū),共有13個開發(fā)單元,位于潛江凹陷北部,張港-浩口斷裂隆起帶北側,蚌湖生油向斜東南側。王場油田縱向上原油性質差異大,淺層差、深層好;地層水礦化度為27.9×104mg/L ~32.8×104mg/L,水型以硫酸鈉、碳酸氫鈉為主;原油屬石蠟基原油,含蠟量13.72% ~ 29.23%,凝固點25℃ ~ 31℃。目前王場油田油井開井260口,結蠟井158口、占開井數(shù)60.8%。結蠟井主要集中在液量小于30 t的油井,30 t~40 t液量之間結蠟井有6口,大于40 t液量井基本不結蠟。各個含水率區(qū)間均有結蠟井。
王場油田原油族組分中飽和烴所占的比例最高,均在50% 以上;瀝青質所占的比例最低。原油性質主要表現(xiàn)為含蠟量高、凝點和析蠟點較高、粘度較低(見表1)。
表1 王場油田油井族組分及原油性質分析
油井結蠟的原因是油井在開采過程中,原油從井底到地面過程中隨著溫度和壓力下降,原油中的輕質組分逸出,原油溶蠟能力不斷降低,使得蠟以結晶的方式從原油中析出、聚集、沉積在固體表面,與原油的組分、性質、溶解氣、溫度、壓力、含水、油管表面性質、油井產量及舉升方式等有關。實際生產中分析王場油田原油結蠟的主要影響因素有含蠟量、溫度、出砂等三個方面。
1)含蠟量高是造成油井結蠟的根本原因。
2)溫度是油井結蠟的主要因素。參照廣9斜 -9井的井筒溫度檢測記錄可以看出,該井在700 m井筒深度后,井溫超出40℃。王場油田的油井析蠟點基本在40℃ 以上,油井桿管結蠟位置在700 m以上。
3)在有結晶核的情況下,蠟更容易析出。目前王場油田在進入中后期開發(fā)過程中,油層出砂日趨嚴重,砂粒成為蠟的結晶核(見表2),加劇了油井蠟的沉積。
表2 蠟沉積中含砂量
熱力清蠟是目前最主要的清蠟方式,是通過熱載體(熱油、熱水、蒸汽)在井筒中的循環(huán)或熱傳導,將熱量傳遞給井筒中的流體,提高流體溫度,將沉積在桿管上的蠟熔化后通過流體排除,達到清蠟的目的。主要有低壓小排量煤爐車熱洗(簡稱煤洗)、熱力車油洗、熱力車水洗、鍋爐車燜井等幾種方式。
3.1.1 低壓小排量煤爐車熱洗
王場油田熱力清蠟的最常用方式是低壓小排量煤爐車熱洗,清蠟成本低、施工簡單。通過洗井前的加藥、循環(huán)、回灌;洗井過程中的排量、溫度控制達到溶蠟清蠟目的。在現(xiàn)場實踐過程中容易出現(xiàn)兩個問題:一是煤洗后油井出現(xiàn)泵漏、砂卡、砂堵等現(xiàn)象;二是煤洗熔蠟不徹底,不能及時將蠟排除造成蠟的堆積而憋漏管柱。
煤洗后泵漏、砂卡、砂堵現(xiàn)象的原因在于:當?shù)貙右哼M入到抽油泵中時,通過活塞的抽吸、抽油桿和油管的運動作用,游離在地層水中的油滴分解,同時懸浮在油滴中的砂粒與油相分離 、進入到地層水中。由于地層水的攜砂能力差,部分較大的砂粒會在重力作用下下沉。由于粘性流體附面層的影響,抽油桿上行和下行時,靠近油管壁的流體粘附在管壁上,流速為零,靠近抽油桿的流體速度與抽油桿運動速度相同。因此,井液在油管中運移速度從縱向上和徑向上都是變速運動,砂粒會在井液低速時沉降,部分砂粒也會沿著井壁的低速區(qū)沉降到抽油泵。當煤洗水進入井筒后,會加劇砂粒與油相的分離,砂粒的沉降量也會增加,在油井流量不足以將沉降的砂粒排出時,會造成泵漏、砂卡、砂堵等現(xiàn)象。
由廣9斜 -9井煤洗過程中井溫測試結果(見圖1)可看出:該井在700 m以上井段是原油中蠟析出沉積的主要部位?,F(xiàn)場熱洗2.5 h后在70 m以上井段溫度達到60℃ ,50 m以上井段溫度達到80℃,而在70 m以下部位沒有達到熔蠟所需溫度。所以該井煤洗過程在70 m以上是依靠煤洗液的熔蠟和井液的沖刷作用,而在70 m以下則主要是依賴井液的沖刷作用將桿管壁上的蠟進行清除。當上部的蠟沉積逐漸熱熔后,因油井沒有充足的井液將這部分熔蠟沖刷帶走時,熔蠟將會下滑把下部的桿管環(huán)形空間堵死,將油管憋漏或憋爆。
上述兩方面問題主要發(fā)生在低液量井或間出井中,實際操作中要求盡量減小排量、確保足夠的洗井時間;同時落實洗井前的回灌和循環(huán),回灌和循環(huán)時間的確定要依據(jù)油井的井底壓力和系統(tǒng)壓力狀況,結合功圖、液面等資料,保證有足夠的沉沒度,使油井有充足井液將熔蠟帶走。
圖1 廣9斜-9井煤洗過程井溫測試結果
3.1.2 熱力車油、水洗
熱力車油、水洗的清蠟效果好,前者是針對高產油井清蠟、后者是針對高液量高含水的油井清蠟。熱力水洗容易造成洗井后含水恢復慢。熱力車油洗的出發(fā)點是消除對地層的污染。但在實際生產過程中,部分井油洗清蠟后排水期長、嚴重者嚴重污染地層、使油井喪失產能。如王57斜 -8井:該井用王45拉油點罐內原油進行熱洗清蠟后,油井卻喪失了產能,調查發(fā)現(xiàn)是因為原油底水未放干凈造成。分析原因認為:外來水進入地層后,使油水界面張力增大,原來的連續(xù)油相運動減弱甚至卡斷,實際生產表現(xiàn)就是油量減少或不出油。使用4種介質,其表面張力和界面張力情況,只有活性水和污水+活性劑兩種介質指標較低,而清水和污水的值較高(見表3)。所以對熱水洗井應考慮該井地層的敏感性。熱油洗井則要嚴把原油含水。
表3 現(xiàn)場各種介質的表面張力和界面張力
3.1.3 鍋爐車燜井
主要針對一些特殊井,如出砂嚴重、煤洗極易造成泵漏井;煤洗效果一直不理想油井;工況有問題暫時無法作業(yè)井等,目前有王4斜 -4-3等5口油井使用鍋爐燜井清蠟。
化學清防蠟是由蠟晶該井劑、芳烴、表面活性劑組成。主要是通過改變蠟結晶析出狀態(tài),使蠟不易析出相互聚集沉積,同時利用芳烴等有機溶劑將石蠟分子溶解、降低析出傾向。
化學清防蠟能夠起到持續(xù)清防蠟作用,延長油井的熱洗周期,減少油井清防蠟費用。目前主要使用兩種清防蠟劑CY -2和HC -414(見表4)。
表4 化學清防蠟劑性能指標表
如表4所示,HC-414清防蠟劑的溶蠟指標好于CY-2清防蠟劑。HC-414清防蠟劑成本較高,目前主要用于油井結蠟后,無法用常規(guī)熱力清蠟時應急清蠟處理,現(xiàn)場試驗表明有較好的效果。如廣15斜 -8井結蠟嚴重,熱力洗井后清蠟不明顯,后加入HC -414清防蠟劑循環(huán)6小時清蠟明顯,前后清蠟效果功圖對比(見圖2)。
圖2 廣15斜-8井使用HC-414前后功圖對比
化學清防蠟劑燃點低、易著火、屬于有毒有害物質,對操作人員身體造成傷害;要求定周期定時加藥、工作量較大。而且隨著油田開發(fā),油井的溫度、壓力、生產狀況等各種因素發(fā)生改變,要求有更為清潔、環(huán)保、有效的化學清防蠟劑來滿足現(xiàn)場實際生產的需要。
微生物清防蠟技術的主要原理是利用微生物的生長繁殖代謝過程,對原油中蠟的析出、結晶起阻礙作用。一是微生物以原油中石蠟作為食物來源,破壞石蠟結構,降低原油中的石蠟含量,達到防止結晶的目的;二是微生物在生長繁衍的過程中,代謝產物中有酸及表面活性劑等物質,這些物質在一定程度上會改善原油的流動性,降低油水界面張力及原油中蠟與結蠟部位固體表面的潤濕性,減小蠟在井筒里的附著力,從而起到清防蠟作用。
影響微生物生命活動的主要因素有溫度、礦化度、PH值。目前王場油田采用的是耐溫耐鹽菌種,能適應的溫度最高可達 100℃,鈉鹽(35%NaCl)。微生物生命活動適宜接近中性環(huán)境,過高過低的pH值都會對微生物的新陳代謝產生很大影響,一般微生物能適應的pH值范圍4~9,其適應強酸的能力遠不及適應強堿的能力。
目前王場油田共有101口井采用了微生物清防蠟工藝,其中除了王4斜12-8、王東9-14等4口井沒有達到預期效果外,其它井總體取得了比較好的效果。微生物清防蠟工藝顯著優(yōu)點在于:①對一些用常規(guī)的清蠟方式無法實施或者效果很不理想的特殊油井有較好的使用效果,如低液易出砂泵漏井、高液油井、出砂結蠟嚴重的重復作業(yè)井、封上采下井等(見表5);②節(jié)能環(huán)保、降低工作強度、能顯著取得明顯的經濟效益。
經濟效益分析:粗略統(tǒng)計,煤洗費用平均為1 500元/井次,特車熱力清洗為5 500元/井次,清防蠟藥劑8 000元/噸,微生物清防蠟劑8 000元/噸,作業(yè)費用平均8萬元/井次。和2008年數(shù)據(jù)對比:采用微生物清防蠟后,煤洗井次減少600井次,特車熱力清蠟降低20井次,清防蠟藥劑對比減少26噸,微生物防蠟井數(shù)158井次,減少常規(guī)清防蠟造成的作業(yè)井次12井次。合計節(jié)約成本約210萬元。
表5 微生物清防蠟對特殊井的效果
1)王場油田的化學、熱洗、微生物等清防蠟工藝能滿足生產實際的需要,但要根據(jù)區(qū)塊油藏物性的特點、結合單井的具體情況、參照歷史的清防蠟效果來摸索、改進、確定每口油井的清蠟工藝。
2)進一步細化熱力清防蠟工藝管理措施,對低排量小煤爐洗井應研究、制定煤爐洗井的量化標準,杜絕煤洗而造成作業(yè);熱油洗井應強化現(xiàn)場監(jiān)督管理,嚴格控制原油含水、施工過程溫度,防止油洗污染。
3)微生物清防蠟工藝有較好的適應性和能取得良好的經濟效益,要根據(jù)現(xiàn)場使用情況,研究部分油井使用微生物清蠟效果不理想的原因,做好進一步推廣擴大微生物清蠟工藝基礎工作。
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