王偉東 韓華棟

摘 要：南海西部油氣田隨著開采年限的增加，由于長(zhǎng)期注水或注氣開采，或生產(chǎn)后期地層能量降低，為了提高產(chǎn)量增加生產(chǎn)壓差，會(huì)極大的破壞儲(chǔ)層骨架，造成油井出砂。油井出砂嚴(yán)重影響著油田的正常生產(chǎn)，甚至造成油井的停產(chǎn)。本文根據(jù)化學(xué)防砂工藝在南海西部現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過程中存在的問題及實(shí)施之后的效果進(jìn)行分析，為后續(xù)南海西部油田化學(xué)防砂工藝的實(shí)施提供參考。

關(guān)鍵詞：油井出砂;化學(xué)防砂;效果;優(yōu)缺點(diǎn)

1 前言

南海西部油氣田目前采用的防砂方式主要有篩管防砂、礫石充填防砂、打孔管防砂及化學(xué)防砂，其中化學(xué)防砂在南海西部實(shí)施4井次，其中3井次采油井，1井次為注水井。其中3井次動(dòng)管柱化學(xué)防砂，1井次非動(dòng)管柱化學(xué)防砂。通常樹脂類固砂劑很容易堵塞地層，當(dāng)樹脂完全凝固以后，還會(huì)致使地層滲透率不高，只有維持以往滲透率的40%～60%[1]，本次四井次化學(xué)防砂均采用新型微乳水基固砂液體系作業(yè)，微乳水基固砂液體系是由水性樹脂、固化劑、固化調(diào)節(jié)劑和氯化鈉鹽水溶液組成，在使用時(shí)配制成乳狀液注入地層即可。與傳統(tǒng)化學(xué)固砂液相比具有以下特點(diǎn)：

①水性乳液，安全環(huán)保，配液罐和管線容易清洗;

②樹脂和固化劑配制在一起，能夠確?！耙惑w化”注入地層;同時(shí)也能保證樹脂和固化劑在地層中均勻混合;

③施工時(shí)間可調(diào)，能夠確保施工安全;

④固結(jié)強(qiáng)度高，對(duì)滲透率影響小，固結(jié)有效期長(zhǎng)。

本次主要根據(jù)四井次作業(yè)中具有代表性的三口井作業(yè)情況，總結(jié)出化學(xué)防砂在南海西部油田實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過程中出現(xiàn)的問題以及應(yīng)對(duì)方案，為以后化學(xué)防砂作業(yè)的實(shí)施提供借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

2 化學(xué)防砂工藝技術(shù)及實(shí)施情況

2.1 化學(xué)防砂工藝在裸眼井中實(shí)施情況

B15井為一口篩管完井的生產(chǎn)井，生產(chǎn)8年后井口取樣為黃綠色液體并有沉淀物，安裝地面除砂器但除砂效果不理想。由于該井砂樣粒徑中值僅11.12μm，機(jī)械二次防砂無法阻擋地層細(xì)粉砂，且原井裸眼篩管無法打撈，因此無法采用機(jī)械防砂方式進(jìn)行防砂。2018年7月計(jì)劃采用化學(xué)防砂方式進(jìn)行防砂。

2018年8月開始現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)。在化學(xué)防砂前的沖砂洗井過程中，沖洗出地層砂約4～5m3。由于本井產(chǎn)層以上套管存在變形，因此化學(xué)防砂管柱需要防止固砂液上返進(jìn)套管變形位置，造成化學(xué)防砂失敗。此次固砂化學(xué)防砂管柱組合為：2-3/8″帶孔圓堵+2-3/8″NU倒角油管+2-7/8″EU倒角油管+油管短節(jié)（4-1/2”EUP*B）+剪切球座（2-7/8”NUP*B）+注水封隔器（3-1/2”EUP*B）+送入管柱。注水封隔器座封后可以有效防止擠注過程中化學(xué)防砂液的上返。4-1/2″油管內(nèi)加工剪切球承托機(jī)構(gòu)，防止剪切球座剪切后落入2-3/8″油管堵塞作業(yè)通道。

作業(yè)累計(jì)擠注前置液70m3，固砂液100m3，以及頂替液8m3。作業(yè)過程中由于淡水加注的問題，導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)在第一罐作業(yè)完成后，第二罐尚未配制完成，作業(yè)過程中不能保持連續(xù)作業(yè)。作業(yè)完成后關(guān)井進(jìn)行固化。下入生產(chǎn)管柱正常投產(chǎn)，取樣未發(fā)現(xiàn)有地層砂。生產(chǎn)穩(wěn)定后日產(chǎn)油15m3。

2019年7月，在正常生產(chǎn)1年后，B15井開始繼續(xù)緩慢出砂，且出砂量超出地面處理能力，重新關(guān)井停產(chǎn)。

2.2 化學(xué)防砂工藝在中心管分層井中實(shí)施情況

A7井是一口多層系采油井，生產(chǎn)過程中地層污染導(dǎo)致產(chǎn)能低，機(jī)械表皮90，污染嚴(yán)重，經(jīng)過分析，該井泥質(zhì)含量差異大，儲(chǔ)層疏松，膠結(jié)差。生產(chǎn)壓差加大后，易出現(xiàn)顆粒運(yùn)移，堵塞篩管，導(dǎo)致產(chǎn)能下降。使用常規(guī)酸化、修井液洗井后，產(chǎn)量有所恢復(fù)，但持續(xù)時(shí)間短，分析認(rèn)為篩管、礫石層有一定疏通，無法真正解除污染，常規(guī)洗井需要周期性沖洗才能正常生產(chǎn)。因此計(jì)劃采用沖洗解堵后化學(xué)防砂方式防止微粒運(yùn)移，徹底解除地層污染。由于A7井分為兩層生產(chǎn)，因此在作業(yè)時(shí)分開逐層施工，以防止單層由于吸水率高影響另一層固砂效果。

2019年10月A7井開始施工，分別打開兩層儲(chǔ)層進(jìn)行施工并順利完成解堵液并返排，監(jiān)測(cè)并確定解堵效果。化學(xué)防砂作業(yè)首先對(duì)下層儲(chǔ)層進(jìn)行。作業(yè)正擠前置液40m3、固砂液25m3、頂替液17m3后，關(guān)閉下層滑套進(jìn)行關(guān)井固化。但在固化結(jié)束后嘗試打開下層滑套時(shí)，在滑套以上7m位置左右即遇阻，無法打開下層滑套。下入撈砂筒進(jìn)行撈砂，撈出大量固砂液殘留物（如圖一）。由于短時(shí)間處理殘留物較為困難，直接先打開上層滑套進(jìn)行上層固砂作業(yè)。待作業(yè)結(jié)束后再進(jìn)行沖砂。

圖一 固砂液殘留物

2020年1月使用連續(xù)油管進(jìn)行沖洗，順利沖洗至滑套位置，并上提下放通暢無阻后，下入鋼絲作業(yè)工具，順利打開滑套，恢復(fù)正常生產(chǎn)。目前A7井生產(chǎn)穩(wěn)定，取樣未檢測(cè)出有地層砂，措施實(shí)施成功。

2.3 化學(xué)防砂工藝在注水井中實(shí)施情況

A13井是一口注水井，該井射孔后下入電泵排液管柱進(jìn)行前期排液，分兩層排液，采用2-7/8″支管帶兩個(gè)封隔器配合滑套工作筒實(shí)現(xiàn)分層排液。由于射孔后出砂較為嚴(yán)重，關(guān)閉出砂層，對(duì)其他層位進(jìn)行合排。排液完畢后下入分層注水管柱進(jìn)行四層分注。正式開始注水后，該井注水量基本保持在400～600m3/d，井口注入壓力逐漸從3MPa增加至12MPa，通過不斷增加井口注水壓力，注水量可以逐漸達(dá)到油藏配注要求，2018年由于注水量逐漸降低，進(jìn)行示蹤劑作業(yè)。作業(yè)過程中發(fā)現(xiàn)該井中心管有大量油泥，油管堵死。由于不能滿足油藏配注要求，需在下分層管柱前盡心化學(xué)固砂作業(yè)，防止地層出砂。

A13井于2020年3月開始實(shí)施。順利起出原井中心管，并對(duì)產(chǎn)層段進(jìn)行刮管洗井。沖砂洗井干凈后，下入固砂液擠注管柱。此次固砂管柱結(jié)構(gòu)為：圓堵（死堵）+2-7/8″EUE單流閥+2-7/8″EUE扶正器+2-7/8″EUE封隔器1（K344-140）+2-7/8″EUE打孔管+2-3/8″NU注入閥+2-7/8″EUE倒角油管+2-7/8″EUE扶正器+2-7/8″EUE封隔器（K344-140）。使用鉆桿送入。利用單流閥以及注入閥提供封隔器座封的壓力。利用K344封隔器的可重復(fù)座封的特性，一趟管柱即可分次完成對(duì)各個(gè)地層的擠注作業(yè)。

完成對(duì)各地層擠注化學(xué)固砂液、前置液、固砂液以及后置液后，起部分固砂管柱，關(guān)井候凝24h。下入分層注水管柱，恢復(fù)A13井注水。至目前，A13井注水正常，未在出現(xiàn)出砂現(xiàn)象。

3 結(jié)論

①化學(xué)防砂地層粒徑大小無特別要求，油井適用性廣，施工簡(jiǎn)單，不需要?jiǎng)庸苤纯墒┕?

②化學(xué)防砂相對(duì)于機(jī)械防砂有效期短，在生產(chǎn)井中一般防砂有效性在1-2年左右;

③化學(xué)防砂在分層管柱作業(yè)時(shí)需要進(jìn)行過頂替，若頂替不足，會(huì)造成中心管中固砂液的存留，導(dǎo)致中心管堵塞。因此在中心管分層油井中要精確計(jì)算頂替量，并附加一定的安全系數(shù)，防止頂替量不足造成堵塞情況的發(fā)生;

④由于海上油田空間狹小，固砂液配制緩慢，因此在作業(yè)時(shí)需要控制泵入速度，提前準(zhǔn)備淡水等材料，以保持連續(xù)施工，以保障作業(yè)安全性和作業(yè)效果。

參考文獻(xiàn)：

[1]胡達(dá).化學(xué)防砂技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].石化技術(shù)，2019（12）.