謝丹

摘要： 隨著順北油氣田自噴能量減弱，井筒溫度、壓力、原油性質(zhì)等因素變化帶來的瀝青質(zhì)析出造成井筒堵塞、油壓下降、油井停噴現(xiàn)象屢見不鮮。前期采用注入瀝青分散劑浸泡方法解堵，但隨著能量減弱，在壓力梯度僅為0.73MPa/100m井筒內(nèi)注入高密度脫氣稀油和瀝青分散劑容易造成油井停噴。為了解決這一問題，在順北油氣田瀝青質(zhì)析出規(guī)律研究和超深井連續(xù)油管作業(yè)的基礎(chǔ)上，探索出順北油氣田超深井井筒集成解堵工藝技術(shù)，并在SHB5、SHB5-3、SHB5-13H等多井應(yīng)用取得成功，為解決瀝青質(zhì)造成的井筒堵塞開創(chuàng)了一種新方法，節(jié)約了大量超深井修井作業(yè)費用。

關(guān)鍵詞：集成解堵技術(shù) 瀝青質(zhì)析出 井筒堵塞 超深油氣井

一、概況

順北油氣田油藏類型為斷控碳酸鹽巖巖溶縫洞型輕質(zhì)常溫常壓油氣藏，油藏埋藏深>7300m，地層溫度>150℃，井底-井口溫差>120℃，井底-井口壓差>40MPa，原油脫氣壓力平均24MPa，平均氣油比>300m3/m3，硫化氫含量>1000mg/m3。井筒內(nèi)溫度、壓力變化大，原油井筒內(nèi)脫氣，為瀝青質(zhì)析出沉積提供了有利環(huán)境。

1.1 原油瀝青質(zhì)含量及分布差異

順北油氣田地層完整，南厚北薄，原油平均瀝青質(zhì)含量1.05%，由于油藏成藏成熟度、油氣充注不同等因素，導(dǎo)致不同條帶之間原油組分、瀝青質(zhì)含量存在較大差異，5號斷裂帶北段瀝青質(zhì)含量4.12%，明顯高于其他條帶。

1.2 順北井筒瀝青質(zhì)析出特征分析

據(jù)郭繼香、楊小輝等人的研究，順北油氣田原油瀝青質(zhì)析出壓力范圍2MPa-56MPa，溫度范圍30℃-148℃，泡點處瀝青質(zhì)析出速率達(dá)到最高。單井井筒內(nèi)溫壓曲線表明，井筒存在不同程度的瀝青析出現(xiàn)象。

結(jié)合現(xiàn)場測試通井及歷年井筒堵塞情況分析，沉積堵塞段主要分布于井深4000m-6000m，占?xì)v年井筒堵塞的76.9%。 5號斷裂帶北段油井瀝青質(zhì)析出沉積進(jìn)而造成井筒堵塞現(xiàn)象最為嚴(yán)重，占比57.2%。

二、常規(guī)解堵技術(shù)應(yīng)用效果分析

前期針對瀝青質(zhì)堵塞井筒問題采用手段是注入瀝青分散劑，頂替至目標(biāo)井段后浸泡1-2h，然后利用鋼絲+通井工具進(jìn)行通井。但此方法存在兩個問題：一是油井進(jìn)入低壓自噴期以后，注入瀝青分散劑+頂替液井筒產(chǎn)生約0.0017MPa/m向下壓差，當(dāng)目標(biāo)井段在4000m-6000m時，產(chǎn)生壓力差7.0-10.6MPa，處理后低壓油井面臨停噴;二是通井工具下入超深井進(jìn)行通井，遇阻后易形成落魚，超深井打撈落魚工藝復(fù)雜、施工難度大將產(chǎn)生極高的作業(yè)成本。為了解決這一問題，結(jié)合楊小輝等人針對瀝青質(zhì)析出規(guī)律的研究和連續(xù)油管作業(yè)的特點，探索出順北超深井瀝青分散劑+連續(xù)油管集成解堵工藝。

三、集成解堵工藝技術(shù)

3.1注入瀝青分散劑

（1）確定目標(biāo)井段

油井發(fā)生井筒堵塞后，堵塞井段的位置是后續(xù)解堵的關(guān)鍵數(shù)據(jù)，但通過常規(guī)手段無法準(zhǔn)確預(yù)測堵塞段范圍?，F(xiàn)場作業(yè)前采用的是測試通井方法確認(rèn)遇阻深度H。

（2）注入量設(shè)計

據(jù)SDJ-2型瀝青分散劑的溶解特性可將瀝青分散劑與稀油按照1：1比例配置成溶解度1g/ml左右混合溶液，考慮到高密度流體產(chǎn)生壓力差將會降低正常生產(chǎn)時的油壓，在低油壓井中注入流體越少越好。建議處理井段不超過500-1000m，計算處理段容積X，頂替段容積Y，則需準(zhǔn)備瀝青分散劑X/2噸，頂替稀油Y+X/2m3;計算環(huán)空容積Z，油管容積W，泵車排量q，考慮瀝青質(zhì)在SDJ-2瀝青分散劑中的溶解速率，設(shè)計則瀝青分散劑用量為2.5q/2，稀油用量為1.2（Z+W）。

3.2連續(xù)油管解堵+氣舉

連續(xù)油管解堵原理：連續(xù)油管下入井筒中，利用泵車將流體泵入連續(xù)油管，在油管噴頭處將流體轉(zhuǎn)換為高速射流，對沉積在油管內(nèi)壁的瀝青質(zhì)進(jìn)行沖洗，破碎沉積物，達(dá)到解堵效果。以常用1.5in連續(xù)油管為例，現(xiàn)場解堵應(yīng)用參數(shù)設(shè)計應(yīng)重點考慮起下速度、最大下深兩項參數(shù)。

（1）推薦解堵起下速度

下放速度：連續(xù)油管下井過程中處于拉伸狀態(tài)，由于本體較薄遇阻后易發(fā)生彎折，因此連續(xù)油管進(jìn)入目標(biāo)井段后，控制下放速度<10m/min，遇阻加壓控制<500kg;

上提速度：現(xiàn)場作業(yè)時，常出現(xiàn)連續(xù)油管因井筒內(nèi)酸液、高含硫化氫斷裂脫落現(xiàn)象?？紤]連續(xù)油管作業(yè)時，上提承受拉力最大，利用虎克定律，計算不同深度連續(xù)油管彈性極限伸長量，假設(shè)操作反應(yīng)時間30s，則不同深度最大允許上提速度。

（2）氣舉下入最大深度參數(shù)優(yōu)化

連續(xù)油管氣舉最大掏空深度應(yīng)考慮套管安全、封隔器安全、油藏井壁安全。

套管安全：假設(shè)封隔器失封，根據(jù)套管最大抗外擠壓力P抗外擠，地層壓力系數(shù)s，則最大氣舉深度

封隔器安全：設(shè)定環(huán)空保護(hù)液密度為ρ環(huán)空，封隔器下入深度H封，產(chǎn)出液密度ρ產(chǎn)，根據(jù)封隔器最大承受壓差Pmax的70%，計算最大氣舉深度

井壁安全：據(jù)前人研究認(rèn)為碳酸鹽巖油藏連續(xù)油管誘噴壓差不超過25MPa，依據(jù)測試靜壓梯度fe，井深L，計算最大氣舉深度

氣舉最大深度不應(yīng)超過H1，H2，H3中最小值。

四、現(xiàn)場的應(yīng)用效果

SHB5-13H井2020年1月油壓由5.5MPa下降為0MPa，測試通井于894m處遇阻，并帶出瀝青質(zhì)。判斷該井瀝青質(zhì)堵塞井筒。采用優(yōu)化后的施工參數(shù)設(shè)計注瀝青分散劑+連續(xù)油管解堵方案，成功解堵。解堵后SHB5-13H井恢復(fù)自噴，恢復(fù)日產(chǎn)油60t/d。此外集成解堵工藝技術(shù)還在SHB5、SHB5-3等井成功應(yīng)用，累計增產(chǎn)近4000t。

五、認(rèn)識與建議

（1）常規(guī)解堵手段針對順北油氣田瀝青質(zhì)堵塞問題效果不明顯，且存在工具落井風(fēng)險。（2）集成解堵工藝技術(shù)既能有效解決井筒瀝青質(zhì)堵塞問題，又能確保解堵后油井恢復(fù)自噴，技術(shù)優(yōu)勢明顯。（3）集成解堵工藝針對井筒瀝青質(zhì)堵塞問題有較好的應(yīng)用效果，可以為其他油田類似問題提供一種新的解決思路。

參考文獻(xiàn)

[1] Alex Sas-Jaworsky II? Tony D.Reed? 翻譯：張和茂;校對：孫志剛. 一種改進(jìn)的預(yù)測連續(xù)油管環(huán)空摩阻壓降的計算方法[J] 新疆石油科技信息 第20卷 第1期 1999年3月;

[2]崔波、楊浦涌等. 復(fù)合解堵技術(shù)在伊拉克某油田的應(yīng)用[J] .天津科技 第46卷 第1期。

中石化西北油田分公司采油四廠技術(shù)管理中心 新疆 沙雅 842200