張朋舉, 常菁鉉, 李天君, 趙 全, 張 靜, 朱 林, 張 旭, 馬若楠

(1中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院 2西安三環(huán)科技開發(fā)總公司 3中國(guó)石油玉門油田分公司酒東采油廠 4中國(guó)石油吐哈油田分公司工程技術(shù)研究院)

酒東油田在原油生產(chǎn)的過程中，原油物性表現(xiàn)出：密度中、黏度高、含蠟量高、析蠟點(diǎn)溫度低的特點(diǎn)，原油在舉升過程中，油井油管、抽油桿結(jié)蠟嚴(yán)重，影響了正常生產(chǎn)，增加了油井的管理難度。為了解決清防蠟難題，采用套管返洗清蠟技術(shù)(簡(jiǎn)稱油套返洗清蠟工藝)、實(shí)心抽油桿提泵正洗工藝、空心抽油桿熱介質(zhì)循環(huán)洗井清蠟工藝進(jìn)行適應(yīng)性試驗(yàn)研究,并對(duì)比分析了這三種工藝技術(shù)在酒東油田的應(yīng)用情況。

一、結(jié)蠟特點(diǎn)

1. 原油組分分析

隨機(jī)抽取酒東油田10口油井原油樣品進(jìn)行室內(nèi)分析評(píng)價(jià)，分析了原油各組分及含蠟量結(jié)果如表1所示。

2. 原油含蠟組分分析

通過分析10口井的蠟組分(如圖1所示)，發(fā)現(xiàn)該油田原油蠟組成的C組分均在C21～C41之間。經(jīng)檢測(cè)蠟樣80%以上為正構(gòu)烷烴。相關(guān)資料顯示[1]這種類型蠟的熔點(diǎn)范圍為50℃～65℃之間。

3. 原油黏度分析

油藏平均地面原油黏度(50℃)為10.3 mPa·s，其中長(zhǎng)2區(qū)塊的井(50℃)黏度均≤12 mPa·s，長(zhǎng)3區(qū)塊的井(50℃)黏度≤16 mPa·s；平均地層原油黏度為1.47 mPa·s。

表1 原油組分分析結(jié)果

圖1 原油含蠟組分分析

4. 原油析蠟點(diǎn)溫度及結(jié)蠟位置

對(duì)表1中10口井的原油結(jié)蠟點(diǎn)進(jìn)行測(cè)定，發(fā)現(xiàn)析蠟溫度在13℃～24℃之間，由實(shí)測(cè)值看出，典型井的析蠟溫度并不高。日常管理的過程中，對(duì)油井結(jié)蠟實(shí)測(cè)，測(cè)試結(jié)蠟井段為600～1 200 m不等。

二、清蠟工藝

1. 油套返洗工藝

油套返洗技術(shù)原理是將熱介質(zhì)從套管注入，再通過井底進(jìn)入抽油泵，返回至油管中，經(jīng)過油管返出至地面流程。這也是油田上最常見的油井熱洗清蠟技術(shù)。酒東油田鉆井完井時(shí)，完井套管為API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)套管,外徑為244.48 mm，壁厚11.05 mm，內(nèi)徑222.4 mm。并且該規(guī)格套管在管柱結(jié)構(gòu)中下深為3 600 m，該區(qū)塊泵掛深度為2 200～2 700 m。常規(guī)熱洗作業(yè)過程中，熱洗液用量達(dá)到60 m3。

2. 實(shí)心抽油桿提泵正洗工藝

該工藝在井口將抽油機(jī)懸繩器卸載之后，用吊車將桿式泵提出泵座，然后在井口四通處連接熱洗車，從油管泵入熱介質(zhì)，通過井底從套管返出，達(dá)到將油管和抽油桿上的蠟清理干凈的目的。完井油管為API Spec 5CT標(biāo)準(zhǔn)套管，其外徑為88.9 mm，壁厚6.45 mm，內(nèi)徑為76 mm，該規(guī)格油管下深也達(dá)到了3 000 m。

3. 空心抽油桿熱介質(zhì)循環(huán)洗井清蠟工藝

空心抽油桿具有獨(dú)立通道，可通過其向井內(nèi)注入熱蒸汽、熱水或熱油、降黏劑和防腐劑，能有效地降低開采難度，可以增加分層開采計(jì)量層數(shù)[2-6]，在油井工藝措施中有一定的應(yīng)用。將一定長(zhǎng)度的空心抽油桿[7-8]，包括配套洗井工具下到油井結(jié)蠟點(diǎn)以下，在其上部安裝三通注入閥，從該處將熱介質(zhì)泵入空心抽油桿內(nèi)腔，在空心抽油桿的下部安裝單流閥，單流閥安裝至結(jié)蠟點(diǎn)以下1 200 m處，熱介質(zhì)從單流閥流出，進(jìn)入油管，從油管頭返出，可以將油管和抽油桿上面的蠟清理干凈，工作原理如圖2所示。

三、 礦場(chǎng)試驗(yàn)對(duì)比

以這三種工藝分別針對(duì)同一類型的結(jié)蠟井實(shí)施礦場(chǎng)試驗(yàn)，分別從施工過程、材料消耗、勞動(dòng)強(qiáng)度、熱洗效果、占產(chǎn)時(shí)間、安全風(fēng)險(xiǎn)7個(gè)方面進(jìn)行了對(duì)比分析。

1. 油套返洗工藝

采用2臺(tái)30 m3罐車?yán)\(yùn)原油總量60 m3、鍋爐車、高壓管線、對(duì)管線進(jìn)行錘擊連接，連接好流程之后，從第一臺(tái)罐車往套管中泵入加熱至100℃的原油，原油從油管中返出以后進(jìn)入流程，待第一臺(tái)罐車泵完原油之后，連接第二臺(tái)罐車，在這個(gè)過程中管線拆卸頻繁，安全風(fēng)險(xiǎn)較大，所需時(shí)間為5 h。由于井下溫度很難準(zhǔn)確測(cè)定，為了驗(yàn)證熱洗清蠟效果，應(yīng)用計(jì)算機(jī)模擬井筒溫度，模擬的結(jié)果顯示流量為10 m3/h，從套管入口100℃原油時(shí)，油管的出口溫度為70℃，在400～600 m井深時(shí)，油管的熱洗原油溫度均低于50℃。

圖2 空心抽油桿熱洗清蠟示意圖

在同類井中進(jìn)行礦場(chǎng)試驗(yàn)，載荷變化如圖3所示，以100℃熱原油為介質(zhì)，按照設(shè)計(jì)流程試驗(yàn)后，載荷會(huì)突然下降之后，又逐漸增大，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，抽油機(jī)的上行載荷呈上升趨勢(shì)，抽油機(jī)的下行載荷呈下降趨勢(shì)，載荷差逐漸增大，每次熱洗之后都需要3 d時(shí)間才能恢復(fù)產(chǎn)量。

圖3 長(zhǎng)204井油套返洗和提泵正洗載荷曲線

2. 實(shí)心抽油桿提泵正洗工藝

采用1臺(tái)罐車?yán)\(yùn)原油25 m3，拆卸盤根盒、安裝方卡子、使用吊車提光桿，連接熱洗管線從油管四通口泵入100℃熱原油，流量同樣為10 m3/h,按照設(shè)計(jì)流程試驗(yàn)，應(yīng)用計(jì)算機(jī)模擬，在入口溫度為100℃時(shí)，套管口的出口溫度為80℃，在井深900 m處時(shí)，油管內(nèi)原油溫度為50℃，在900～12 00 m處，熱洗溫度低于50℃。在同類井中進(jìn)行礦場(chǎng)試驗(yàn)，載荷變化如圖3所示，抽油機(jī)的上行載荷明顯下降之后呈現(xiàn)穩(wěn)定趨勢(shì),抽油機(jī)的下行載荷上升后呈穩(wěn)定趨勢(shì)，載荷差變小，每次熱洗之后1 d時(shí)間可以恢復(fù)產(chǎn)量。

3. 空心抽油桿熱介質(zhì)循環(huán)洗井清蠟工藝

采用1臺(tái)罐車?yán)\(yùn)原油20 m3，可以建立4個(gè)循環(huán)過程。應(yīng)用專用熱洗軟管連接，從空心抽油桿注入閥處泵入100℃原油，由于使用的空心抽油桿的內(nèi)徑為?24 mm，油管內(nèi)徑為?76 mm，油管為空心抽油桿內(nèi)徑的3.2倍，考慮到管線壓力和熱洗工藝的安全性，空心抽油桿設(shè)計(jì)流量為10 m3/h，高壓軟管的設(shè)計(jì)額定壓力為19 Mpa，當(dāng)熱洗原油達(dá)到1 200 m深度時(shí)，井底溫度超過了60℃，完全可以達(dá)到清蠟效果。經(jīng)過礦場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證之后，抽油機(jī)載荷非常穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)載荷增加的情況，在固定熱洗周期熱洗之后，載荷非常穩(wěn)定，熱洗效果良好見圖4。

圖4 長(zhǎng)2-1井空心抽油桿熱洗清蠟載荷曲線

通過對(duì)這三種熱洗清蠟工藝對(duì)比發(fā)現(xiàn)，油套返洗工藝在400～600 m井深時(shí)，油管溫度低于50℃，熱油已經(jīng)不具備融蠟?zāi)芰Γ捎诮Y(jié)蠟井深為1 200 m,只能依靠流體的沖刷作用清蠟。所以，該工藝在600～1 200 m井深處不產(chǎn)生融蠟效果，礦場(chǎng)試驗(yàn)表明隨著清蠟次數(shù)的增加，抽油機(jī)上行載荷依舊呈上升趨勢(shì)，說明井筒沉積結(jié)蠟越來越嚴(yán)重，油套返洗清蠟效果并不明顯。實(shí)心抽油桿提泵正洗工藝，從清蠟的模擬結(jié)果和礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在0～900 m井段清蠟效果明顯，抽油機(jī)載荷呈下降趨勢(shì)，抽油機(jī)的載荷平穩(wěn)。相比油套返洗工藝而言，實(shí)心抽油桿提泵正洗效果較好，但是存在施工準(zhǔn)備時(shí)間較長(zhǎng)，安全風(fēng)險(xiǎn)較大的問題，并且每次提泵之后，坐泵磨損造成抽油泵漏失量增加，長(zhǎng)期應(yīng)用該工藝會(huì)造成有桿舉升系統(tǒng)故障，不得不進(jìn)行油井大修作業(yè)?？招某橛蜅U熱介質(zhì)循環(huán)洗井清蠟工藝，在1 200 m井深處，油管內(nèi)溫度超過60℃，融蠟效果明顯，通過礦場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證之后發(fā)現(xiàn)，應(yīng)用空心抽油桿舉升系統(tǒng)之后，載荷無增加，說明清防蠟效果明顯。對(duì)比這三種工藝的清防蠟效果：空心抽油桿清蠟技術(shù)與提泵正洗清蠟技術(shù)相當(dāng)，這兩項(xiàng)技術(shù)都比油套返洗技術(shù)效果要好；熱洗介質(zhì)用量：油套返洗>提泵正洗>空心抽油桿熱洗；占產(chǎn)時(shí)間：油套返洗>提泵正洗>空心抽油桿熱洗；勞動(dòng)強(qiáng)度：油套返洗與提泵正洗相當(dāng)，空心抽油桿熱洗勞動(dòng)強(qiáng)度最低；安全風(fēng)險(xiǎn)：提泵正洗>油套返洗>空心抽油桿熱洗。

四、 結(jié)論

(1)油套返洗工藝在油井清蠟時(shí)，只能保證600m井段以上融蠟，施工時(shí)間較長(zhǎng)、熱洗用原油量較大、勞動(dòng)強(qiáng)度較高、占產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，長(zhǎng)時(shí)間施工油井清防蠟效果較差。

(2)實(shí)心桿提泵正洗工藝應(yīng)用在油井清蠟時(shí)，能保證融蠟井段較油套返洗工藝長(zhǎng)，施工時(shí)間較短、熱洗用原油量較少、勞動(dòng)強(qiáng)度較高、占產(chǎn)時(shí)間較短，長(zhǎng)時(shí)間施工雖然可以保證清防蠟效果，但是長(zhǎng)時(shí)間應(yīng)用該工藝，會(huì)對(duì)有桿舉升系統(tǒng)造成破壞，導(dǎo)致油井檢泵修井。

(3)空心抽油桿熱介質(zhì)循環(huán)洗井清蠟工藝應(yīng)用時(shí)，能保證融蠟井段可以完全覆蓋酒東油田結(jié)蠟井段，施工時(shí)間比油套返洗工藝、實(shí)心桿提泵正洗工藝都短，熱洗原油用量較少，勞動(dòng)強(qiáng)度較低，占產(chǎn)時(shí)間更短，長(zhǎng)時(shí)間施工可以有效保證油井清蠟效果，能夠?qū)崿F(xiàn)有桿舉升系統(tǒng)穩(wěn)定。建議在酒東油田同類井中，使用該工藝定期進(jìn)行清蠟作業(yè)，也可以起到防蠟效果，保障油井正常生產(chǎn)。