春光油田 篇1
目前结蜡成为春光油田开发中面临的重要问题。结蜡的危害主要表现在自喷井油嘴堵塞、抽油机井光杆卡、地面管线堵塞等, 影响油井正常生产。
1 油井结蜡及清防蜡工艺现状
1.1 油井结蜡情况
春光油田常采油井开井60口 (其中自喷井29口, 机械采油井31口) , 油井结蜡严重。
1.2 清防蜡工艺现状及其适应性
春光油田现场油井目前主要采用的清防蜡工艺有以下5种。
1.2.1 自喷井机械清蜡
春光油田目前有采油井66口, 其中自喷井30口, 均采用刮蜡片机械清蜡工艺。现场根据油井油套压及产量变化情况, 刮蜡周期在3-6天, 刮蜡深度为600-800m, 每15天热扫地面管线一次。
1.2.2 热力清防蜡
利用热能提高抽油杆、油管和液流的温度, 以起到清防蜡的作用。春光油田采用方法有油套环空热载体反循环洗井、空心抽油杆热洗清蜡、电热抽油杆加热等。
(1) 油套环空注入热载体, 反循环洗井, 边抽边洗, 热载体连同产出的井液通过抽油泵一起从油管排出。春光油田目前有18口井采用这种清防蜡工艺。其中2口井使用热油洗井 (P2-P89、P2-P91) , 清蜡周期为10天, 热油温度在70℃以上, 使用泵车进行大排量清蜡, 每井次的用油量在30m3左右;其余井洗井介质均采用加热污水, 清蜡周期为30天 (排2-P85、排2-86除外, 清蜡周期为10天) , 采用清蜡车加热至100℃以上进行清蜡, 井口产出液温度保证在80℃以上, 每井次使用污水量在30m3左右。
热载体反循环洗井 (即套洗) 的优点是洗井液通过抽油泵排出, 可以清除泵内的蜡和杂物, 排除泵的故障。缺点是热效率低, 洗井液用量大, 成本高, 且液体通过泵排出影响采油时率, 产量恢复期长 (2-3天) , 单井套洗造成产量损失约40t。春光油田储层具有强水敏, 部分井在洗井过程中污水易进入地层, 对地层造成伤害, 导致排液恢复期进一步延长。再者春光油田地层出砂比较严重, 套洗后低液量油井携砂、排液能力弱, 井筒砂沉积易造成砂卡。
(2) 空心抽油杆热洗清蜡, 将空心杆下至结蜡深度以下50-100m, 下接实心抽油杆, 洗井液从空心抽油杆注入, 经空心抽油杆底部的洗井阀正循环, 从抽油杆和油管环空排出[1]。春光油田目前有23口井采用这种清防蜡工艺。清蜡周期15天, 采取清蜡车对污水加热后清蜡, 清蜡时油井进口温度保证在100℃以上, 返出液温度保持在80℃以上, 每井次用水量6-12m3;启动压力4-5MPa, 洗通后压力控制3MPa以下。
空心抽油杆热洗清蜡的优点是热效率高, 洗井液用量少, 成本低, 热洗温度高, 热洗液井口温度90℃, 井口出口温度70℃以上, 施工操作简单。且洗井液不经过泵排出, 不影响采油时率, 洗井液不与油层接触, 不会造成油层伤害。但空心杆单流阀目前尚不成熟, 故障较多。且目前现场多数井空心杆下入深度在300m左右, 而随着开发的深入, 结蜡位置下移 (部分井已达800m) , 导致清蜡不彻底。另外空心杆热洗清蜡过程中, 洗井液温度提升太快会出现蜡块迅速掉下造成油井蜡卡的现象。
(3) 电热抽油杆清防蜡。将空心抽油杆内的绝缘铜导线通入交流电, 利用电流集肤效应原理使空心抽油杆发热, 提高油管内原油温度, 达到清防蜡的目的, 平均井口原油温度可提高到45℃以上。目前现场有5口井采用电热抽油杆清防蜡, 清蜡周期为12小时/5天, 每15天热洗地面管线一次。
该方法的特点是清蜡彻底、效果好、方便管理和控制、间歇加热节约电能, 缺点是一次性投入大, 耗电多, 受井斜、产量及液面的限制, 适用于产量较高且井斜不大于18°、结蜡严重的油井的清防蜡。
1.2.3 化学防蜡
现场有2口井采用套洗清蜡+防蜡剂技术, 加药周期为10天, 每次加油基防蜡剂170kg, 均在套洗清蜡后的第二天进行加药。加清防蜡剂的化学防蜡工艺在2口井上使用有一定效果, 但是未起到延长检泵周期的作用, 目前清防蜡方法无法满足开发生产的需要。
1.3 措施投入对比
通过以下分析比较可以看出 (表1) :电热杆清防蜡工艺初期投入、后期耗电的费用较高。定期套洗+化学防蜡费用其次, 空心抽油杆热洗清蜡费用较低。
2 结蜡规律
石油中天然气、原油、石蜡的成分和含量直接影响油井的结蜡规律, 原油中的轻质成分越高, 溶蜡能力越强, 析蜡温度越低, 越不容易结蜡。石蜡中的碳数越高, 蜡的熔点越高, 析蜡温度越高。蜡的含量越多, 结蜡速度越快。结蜡越严重, 清蜡越困难[1]。春光油田油井结蜡速度与原油含蜡量、井温分布、油井产量、油管粗糙度等因素有关。
2.1 油井均结蜡。春光油田12个油砂体66口油井均存在不同程度的结蜡。
2.2 原油凝固点较低, 介于-4℃~12℃之间, 原油含蜡量分布范围为5.25~9.64%。
2.3蜡的溶化温度较高。对春光油田排2井析出的蜡进行恒温溶蜡实验[2] (见图2) , 结果表明:蜡最低溶化温度为70℃左右, 70℃条件下完全溶化时间为17分10秒。
2.4高产油井 (30t/d以上) 结蜡不严重或不结蜡;油井见水后, 低含水 (30%) 阶段结蜡严重, 随含水升高结蜡减轻。这是因为油井含水升高, 由于水的比热较高, 加上含水井产液较高, 所以井筒中流体温度降低幅度减小, 结蜡幅度降低[3]。
2.5春光油田油井析蜡点平均仅有23℃, 而地层平均温度只有42℃ (1 000m) , 平均温度梯度为2.87℃/100m, 自喷时距井口300m以内结蜡尤为严重。
2.6地层压力和温度降低, 油井结蜡点下移。温度降低, 蜡会从原油中析出, 压力越低, 结蜡越严重[4]。春光油田依靠天然能量衰竭式开采, 油层压力由开发初期的10.35MPa下降至目前的9.3MPa, 目前少数井结蜡点也由开发初期的300m左右下降到目前的600-800m, 加剧了油井结蜡。
另外, 春光油田油井普遍出砂和清蜡不彻底、原油中胶质沥青质含量高 (7%) 也加速了结蜡。
3 国内外同类型油藏清防蜡方法
3.1 对于含蜡量>3%的严重结蜡井
油管注入阀清蜡管柱清蜡技术[5]:可用液压开启, 靠管柱的重力关闭, 在低于油井结蜡点处油管和油套环空连通。该方法施工简便, 作业成本和影响产量少。在美国东德克萨斯油田使用, 在减少油井结蜡的同时降低成本。
3.2 对于含蜡量为1.5%~3%的中等结蜡油井
负压冲击波清蜡技术[6]:打开具有一定压力的流体系统产生短暂的负压力, 使流体过热、剧烈沸腾、气化并析出气体, 气蚀气泡明显增多, 产生有效的冲击压差, 造成气蚀破裂清蜡。该方法作业成本低, 施工方便, 在俄罗斯的砂海油田和巴哈尔油田实施后油井增产原油8-10m3/d。
3.3 对于含水达80%~85%的结蜡油井
使杆管表面亲水防蜡技术:俄罗斯采用在杆管表面涂覆液态亲水聚合物组分, 或给杆管表面喷镀一层固态亲水涂层的新方法, 使其金属表面亲水, 以有效地防止油井结蜡。该方法已在生产实际中收到良好的防蜡效果[6]。
此外, 国内欢喜岭油田采用电加热清蜡技术、姬塬油田黄9井区采用刮蜡器清蜡+热洗清蜡、靖安油田采用化学清防蜡+热洗清蜡技术, 均取得了较好的清防蜡效果。
4 结论与建议
4.1结蜡重在预防, 把热洗和加药相互配合起来, 通过加药延长油井结蜡周期, 通过热洗清蜡, 使作业频次降低, 来保证油井正常生产。
4.2从现场应用的几种清防蜡技术的效果、有效期、措施投入及管理控制程度综合对比来看, 自喷井采用刮蜡片机械清蜡, 机采井工艺优选顺序依次为空心抽油杆热洗清蜡、热载体反循环洗井清蜡、电热抽油杆清蜡、化学防蜡。
4.3水套洗的温度低, 对地层伤害大, 产量恢复期较长, 建议用油热洗温度高, 并采用洗井保护封隔器, 以防止油层污染。
4.4根据地层压力、温度的下降情况预测开发周期内结蜡点深度, 将空心杆下到结蜡点以下, 使空心杆热洗清蜡彻底。
4.5结合国内外清防蜡技术调研情况, 可选取现场严重结蜡井进行油管注入阀清蜡试验。
参考文献
[1]罗英俊, 万仁溥.采油技术手册 (下册) [M].北京:石油工业出版社, 2005.
[2]王学忠等.A油田结蜡规律及清蜡方法研究[J].海洋石油, 2009 (3) :53-56.
[3]陈德春, 刘均荣, 等.含蜡原油井筒结蜡剖面的预测模型[J].石油大学学报, 1999 (4) :36-38.
[4]陶延令.采油技术问答汇编 (上册) [M].北京:石油工业出版社, 1998.
[5]Moore S D.Tubing injection value saves operator money.Petroleum Engineer International, 1989, 61 (4) :17-18.
春光油田 篇2
1.作业队接到井下作业指令后应及时与作业监督联系，汇报作业井号及施工目的，并把地质方案、工艺设计发至作业监督岗，未汇报的考核作业队1000元/井;作业井搬上后所属采油井站应及时上报至采油队运行组，未汇报的考核采油井站200元/井。
2.作业队在与采油井站现场油水井交接及环保交接后方可进入井场施工，未交接的考核施工队伍2000元/井，采油井站未及时制止、汇报的考核200元/井。
3.作业期间采油井站每天应向作业队了解当天主要作业工序并填入单井日报表，未填写的考核采油井站100元/天。
4.完井时作业队应提前两小时通知采油队运行组安排井站到现场进行蹩压试抽并进行油水井交接，交接书上应填写蹩压试抽情况并妥善保存（热采井使用空心光杆的要填写防冲距数据）。5.热采井完井交接时，采油井站应监督作业队对井口流程进行二次紧固后方可蹩压试抽，试抽合格后由作业队上提光杆让出注汽通道，由采油井站加注汽盘根待注汽。
6.环保交接应在作业完井次日算起五天内完成，每超一天考核作业队500元/天，超出7天的考核1000元/天。未按规定时间进行环保交接的由采油井站在超过交井期限的第二天汇报至采油队运行组，不汇报的识为已交井，所有后续工作由采油井站完成。7.测压管柱下到位后作业队应及时将情况汇报至采油队资料室，因
汇报不及时影响测压的每井次考核作业队1000元/天。8.热采井作业完井转轮注汽井口出现刺漏的考核作业队1000元/井，因井口刺漏造成停注的考核作业队2000元/井；作业队接通知后两小时内必须到达现场进行井口刺漏整改，整改完毕后作业队应及时与采油队汇报以便及时注汽，因未及时汇报耽误注汽的考核作业队200元/小时。
9.作业后施工总结应及时上交（维护井：3天，措施井：5天，复杂大修及试油井：8天），超过要求期限的每井次考核100元/天，超过7天的每井次考核1000元/天，超过一个月未上交的该井不予结算。施工总结内容错误的一处考核50元，主要工序数据错误按假资料进行考核。