崔潔 強(qiáng)海萍 熊鷹 江凌飛 趙玉政（華北油田分公司第五采油廠）

1 概述

某采油廠位于冀中凹陷南部，現(xiàn)共油水井1 124 口，主要開發(fā)層系為新近系和古近系，其中稠油井96口，全廠年平均井下作業(yè)380井次，年平均洗井613井次，每年在洗井及相關(guān)廢棄物處置上耗資超過800萬元。

目前減少作業(yè)井場污染的主要方法有井筒控制和地面控制兩類，洗井作為井筒控制的主要手段之一[1]，能夠直接有效的減少管、桿帶出的原油，從根源上降低污染的可能性。目前的油田常用的洗井技術(shù)主要有常溫洗、熱洗、藥劑洗三種[2]，主要洗井方式優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比見表1。

目前該采油廠三種洗井方式均有使用，常溫洗用在原油凝固點(diǎn)較低的油井，熱洗用在凝固點(diǎn)較高的油井，藥劑洗用在高黏度和井筒有特殊要求的油井。洗井參數(shù)特別是熱洗井的參數(shù)設(shè)置主要靠經(jīng)驗(yàn)，缺少系統(tǒng)性研究。從該采油廠的原油物性和生產(chǎn)需求入手開展研究，以期找到針對(duì)稠油油井的最佳洗井技術(shù)。因該采油廠SN 油田Z70 斷塊稠油井井?dāng)?shù)多、黏度高，在此作為本次的研究代表對(duì)象。該斷塊稠油油藏原油平均黏度3 534 Pa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量52%。以下從特高黏度原油對(duì)溫度、藥劑的敏感性，及施工參數(shù)等方面開展研究，以期能夠有效提高油井洗井過程中的資源的利用率。

2 建立洗井模型

根據(jù)作業(yè)洗井中洗油清蠟的難易程度建立簡化原油模型，原油中的碳質(zhì)含量少，不予考慮，這樣將原油的模型分為水分、輕油質(zhì)組分、黏稠質(zhì)組分（以石蠟和膠質(zhì)瀝青質(zhì)為主）三種的混合物。

水分不影響洗井效率，對(duì)剩余的兩種組分進(jìn)行分析：輕油質(zhì)組分洗油清蠟難度低，使用處理后的油井采出水（約35 ℃）較易洗出，但提高溫度對(duì)溶解效率提升不明顯；黏稠質(zhì)組分洗井難度大，附著力強(qiáng)，對(duì)溫度敏感，不易清除。以該采油廠的原油特性看，洗井效率低的難點(diǎn)在于對(duì)黏稠質(zhì)組分清洗。為降低能耗，采用時(shí)間換能耗的思路，將黏稠質(zhì)組分提溫浸泡后使用常溫采出水進(jìn)行頂替，達(dá)到洗油清蠟的目的。

表1 主要洗井方式優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比

表2 某采油廠主要高黏度區(qū)塊原油物性

3 溫度、藥劑敏感性分析

3.1 溫度敏感性分析

該采油廠高黏度油藏分布在Z70 斷塊等5 個(gè)區(qū)塊中，黏稠質(zhì)組分含量在55%左右，地面黏度高，含氣量低，某采油廠主要高黏度區(qū)塊原油物性見表2。

選取Z70 斷塊的z70-27X 井產(chǎn)出的脫水原油（黏度3 050 Pa·s，含膠質(zhì)瀝青質(zhì)44.8%，含蠟16.7%）與處理后采出水作為實(shí)驗(yàn)樣本，采取實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)的方法確定不同參數(shù)下洗油清蠟的效率，實(shí)驗(yàn)過程設(shè)計(jì)如下：

1）將重量為W0的油管鋼片浸泡在石油醚內(nèi)24 h，以提高鋼片的親油性[3]。

2）擦凈鋼片，浸泡在油樣中24 h，將掛片取出，自然下垂晾干，稱重得W1。

3）鋼片在采出水中浸泡，按SY/T 5587.5—2018標(biāo)準(zhǔn)推薦洗井參數(shù)模擬洗井狀態(tài)，控制采出水流速為1.1 m/s平行沖刷鋼片。

4）控制沖刷時(shí)間為平均循環(huán)一周時(shí)間60 min，取出晾干，稱重得W2。

式中：η為洗油效率；W0為鋼片被污染前的質(zhì)量，g；W1為鋼片被污染后的質(zhì)量，g；W2為洗井液清洗后鋼片的質(zhì)量，g。

分別控制采出溫度為45、50、55、60、65、70 ℃下進(jìn)行試驗(yàn)，不同溫度下的洗油清蠟效率與溫度敏感系數(shù)曲線見圖1，洗油清蠟效率隨溫度升高而升高，溫度敏感系數(shù)在65 ℃時(shí)達(dá)到最大，超過后急速降低?？紤]到洗井平均降溫9 ℃，洗井液70 ℃時(shí)，能夠?qū)崿F(xiàn)平均井筒溫度不低于65 ℃。

圖1 不同溫度下的洗油清蠟效率與溫度敏感系數(shù)曲線

3.2 藥劑敏感性分析

3.2.1 主藥劑敏感性

洗井的主要難度在于膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高導(dǎo)致的原油黏度過高不易洗出，所以主藥劑以降低黏度為目標(biāo)。降黏劑可以通過降低油水界面張力，使地層中的稠油從油包水的乳化狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)橐运疄橥庀嗟娜榛癄顟B(tài)[4]，使稠油黏度大幅度降低，滿足主藥劑的要求。這里選用目前該采油廠在稠油井開采中使用的效果較好的RHV-2 型高黏原油降黏劑。重復(fù)開展上述鋼片實(shí)驗(yàn)，為更好體現(xiàn)藥劑區(qū)別，將洗井液溫度設(shè)定為60 ℃，加藥濃度為1%時(shí)降黏率最高，降黏率與加藥濃度關(guān)系曲線見圖2。

圖2 降黏率與加藥濃度關(guān)系曲線

3.2.2 表面活性劑敏感性

為避免洗掉的原油重新附著到管柱壁上，提高洗井效率，需要在洗井液中添加表面活性劑[5]。表面活性劑的其作用為使管柱壁從親油憎水轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油親水狀態(tài)，具體機(jī)理如下：

1）洗井液在油管表面上發(fā)生濕潤、滲透等作用，表面活性劑分子吸附于油珠周圍，形成定向單分子保護(hù)膜，防止了油珠重新聚合[6]。

2）通過機(jī)械振動(dòng)、沖刷、加熱等機(jī)械和物理方法，加速油污脫離油管表面[7]。

3）油污進(jìn)入水溶性洗井液中被乳化分散，懸浮于洗井液中或增溶于膠束中[8]。

繼續(xù)使用上述實(shí)驗(yàn)的方法，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃，調(diào)配至1%濃度RHV-2型降粘劑溶液。在之前實(shí)驗(yàn)中洗油效率已經(jīng)達(dá)到較高水平，無法體現(xiàn)出表面活性劑的作用，這次實(shí)驗(yàn)將沖洗時(shí)長減為30 min，選用油田中常見的七種表面活性劑為實(shí)驗(yàn)對(duì)象，分別標(biāo)記為S1～S7。S1、S2 為聚氧乙烯型表面活性劑、S3、S4、S5 為磺酸鹽類表面活性劑，S6、S7為聚醚型表面活性劑，控制表面活性劑為單一變量，分別在濃度為0.6%、0.8%、1.0%下進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，S1～S7種活性劑在不同濃度下洗井清蠟效率對(duì)比見圖3。

圖3 S1～S7種活性劑在不同濃度下洗井清蠟效率對(duì)比

從圖3可以看出當(dāng)表面活性劑濃度在0.6～1.0%時(shí)，隨濃度的增加，洗油效率有所上升；S1 與S3表面活性劑敏感度最高，考慮到實(shí)際需求，洗油效率達(dá)到50%以上即可滿足要求，考慮到S3為磺酸鹽類表面活性劑，S1為聚氧乙烯型表面活性劑，可以通過復(fù)配進(jìn)一步提高洗井效率[9]，這里控制總濃度為0.8%。

在保證表面活性劑總藥劑濃度為0.8%，實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃，改變S3與S1的復(fù)配質(zhì)量比，尋求最佳復(fù)配比例[10]，S3與S1不同配比下洗井清蠟效率對(duì)比見圖4。當(dāng)S3 與S1 的質(zhì)量比為1∶5 時(shí)的敏感度最高，達(dá)到最高76%洗井效率。假設(shè)沖洗效率保持不變，為實(shí)現(xiàn)符合洗油要求的洗井效率達(dá)到95%以上，需要沖洗時(shí)長計(jì)算公式。

式中：t為沖洗時(shí)長，min；ζ為預(yù)設(shè)達(dá)標(biāo)清洗率，%；ζ0為起始清洗率，%；η為沖洗效率，%。

3.2.3 洗井液配伍性

現(xiàn)場洗井液的配制采用處理后的油井采出液，若采出液與洗井液配伍性差，混合后容易產(chǎn)生沉淀，會(huì)造成對(duì)儲(chǔ)層的傷害。通過觀察洗井液與地層水的混合溶液的渾濁度，考察洗井液與地層水的配伍性。

配伍性采用實(shí)驗(yàn)方法測定。通過采用散射光臺(tái)式渾濁計(jì)在60 ℃下測定1%降黏劑+0.8%表面活性劑的洗井液與地層水的混合液的濁度值，可以確定洗井液與地層水的配伍性。經(jīng)過實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證洗井液配方與地層水配伍性良好，高效洗井液與地層水的配伍性見表3。

表3 高效洗井液與地層水的配伍性

4 洗井參數(shù)優(yōu)化與應(yīng)用

圖4 S3與S1不同配比下洗井清蠟效率對(duì)比

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果優(yōu)化洗井參數(shù)設(shè)計(jì)，將洗井分為三步進(jìn)行：首先洗出井筒內(nèi)輕質(zhì)原油組分并對(duì)膠質(zhì)瀝青質(zhì)進(jìn)行降黏，再用熱洗提高井筒溫度洗出黏稠質(zhì)組分，最后替出井內(nèi)液體，實(shí)現(xiàn)洗油清蠟與壓井同時(shí)實(shí)現(xiàn)，由于輕質(zhì)組分易被洗出，假設(shè)第一步可洗出100%的輕質(zhì)組分0%的黏稠質(zhì)組分；根據(jù)化驗(yàn)數(shù)據(jù)，設(shè)定殘留的黏稠質(zhì)組分占比55%，總含水20%，為達(dá)到殘余油小于3%的要求，根據(jù)公式（2）第二步需要洗井時(shí)間不少于42.4 min；第三步頂替一個(gè)循環(huán)。

按井深2 000 m，油層套管DN139.7 mm，油管DN89 mm 計(jì)算，排量按標(biāo)準(zhǔn)以400 L/min 計(jì)，設(shè)計(jì)洗井液用量為39 m3，采取反循環(huán)洗井方式。

第一步：使用1%濃度降黏劑+0.8%濃度表面活性劑采出水1 m3，常溫反洗；第二步：使用1%濃度降黏劑+0.8%濃度表面活性劑采出水17 m3（根據(jù)井容確定），加熱到70 ℃反洗；第三步：使用采出水配設(shè)計(jì)要求21 m3（根據(jù)井容確定）常溫反洗。

三步洗井分別實(shí)現(xiàn)降黏、洗蠟、頂替，工藝簡單實(shí)用，特別適用于高黏度及超高黏度油井的清潔作業(yè)。

使用新式洗油清蠟技術(shù)后，該采油廠已實(shí)際使用超過120 井次，洗井后殘油平均剩余率小于1%，特別是高黏度油井，平均殘油剩余率從23%降至1.7%，洗井用水量從60 m3降至39 m3，能耗成本降低32%，洗井合格率大幅提升。累計(jì)節(jié)省柴油超過230 t，節(jié)約天然氣4.8×104m3，減少施工周期增油0.8×104t，累計(jì)創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益640萬元，減少碳排放930 t，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益與社會(huì)效益。

5 結(jié)論

1）Z70 斷塊在井筒溫度為65 ℃時(shí)，使用降黏劑濃度為1%，表面活性劑濃度為0.8%的洗井液，洗井效率達(dá)到最佳。

2）表面活性劑S3 與S1 的質(zhì)量按1∶5 進(jìn)行復(fù)配成的表面活性劑能夠達(dá)到最高洗井效率。

3）利用實(shí)驗(yàn)方法確定了洗井合格的最低洗井時(shí)長與最少洗井水量計(jì)算方法。

4）利用簡化原油模型，分三步對(duì)稠油井洗井，能夠達(dá)到較好的洗井效果；對(duì)井筒內(nèi)原油黏度較低的油井，利用最佳洗井液配比可以提高洗井效率，有效節(jié)約洗井水用量、節(jié)約成本。