论文部分内容阅读
【摘要】针对英台油田在热洗过程中影响产量严重的问题，分析了影响因素，有针对性的提出减少热洗影响产量的办法，研究与应用的低污染热洗工艺技术，现场试验取得显著效果。
【关键词】英台油田；洗井污染；减少影响产油量；低污染洗井工艺
一、引言
英台油田油层原油含蜡量高、粘度高、凝固点高，油井普遍结蜡，其中尤以英东区块低产液、低含水油井结蜡最为严重，为有效清蜡，我们采取常规泵洗进行清蜡，但随着油田开发时间的延长，区块地层压力下降、亏空严重，洗井时大量的洗井液漏失到地层中，严重污染油层、堵塞孔隙，油井产量下降，产能恢复时间长。
因此，开展对油井低污染热洗工艺研究，实现洗好井，又最大限度少影响原油产量势在必行。
二、热洗对油井产量影响因素
（一）油井地层压力的影响
当地层压力高于、等于热洗时产生的水柱压力时，热洗对产量影响很小或不受影响；当油层压力小于水柱压力时，热洗液就会漏失到地层中，从而严重影响油井产量。统计2011年英台油田泵车热洗油井含水恢复期与压力系数（β=P流压/P水柱）数据，发现：含水恢复期在3天以内的油井，压力系数主要分布在0.55-0.7之间，占统计井数的83.3%；含水恢复期在4-6天以内的油井，压力系数主要分布在0.35-0.65之间，占统计井数的96.7%；含水恢复期在7天以上的油井，压力系数主要分布在0.45以下，占统计井数的89.6%。可见：压力系数与洗后含水恢复期成反相关系，压力系数越大，含水恢复期越短，压力系数越小，含水恢复期越长，影响产量越多。
（二）水锁效应的影响
漏失到地层中的洗井液如果能顺利返排出来，就必须克服毛细管阻力、贾敏效应阻力和井筒中液柱压力。若地层不能提供足够的压力，克服该阻力，洗井液就会滞留在地层中，就会降低油相的有效渗透率，导致产油量下降，这就是水锁。对低渗透油藏而言，由于孔隙喉道直径小，水锁伤害更容易发生。
（三）热洗参数不合理的影响
洗井液温度、液量、排量等参数制定不合理，导致清蜡效果不佳、影响产量严重。
（四）洗井液与地层水不配伍的影响
施工过程携带井筒内的蜡质、胶质、沥青等进入油层，使粘土分散、运移，造成储层渗透率下降，油井产量下降。
三、油井低污染洗井工艺研究
（一）优化调控洗井液量、温度、排量三大参数，实现低污染
1、液量下限确定。测试过程：结合结蜡剖面、洗前将温度计下入井下400米，洗井过程中停泵，将温度计两次下入700米、1280米位置。施工参数：水温65度，水量20方，洗井时间80分钟。测试结果：通过斜率外延法，推测400米位置达到蜡熔点（53.5℃）以上时间32分钟，700米位置刚能达到蜡熔点，但无熔蜡时间，洗井施工就已经结束。取得认识：20方洗井液在整个洗井期间只能实现井筒上部熔蜡、排蜡且时间较短；对井筒下部清蜡效果不佳。液量下限：洗井液量增加10方，以延长井筒内蜡熔、排蜡时间。同时考虑到对产量的影响，洗井液下限初步定为30方。
2、温度下限确定。测试过程：第一天下入温度计，下入位置为结蜡段的下限800米处。第二天泵罐热洗，第三天温度计取出。施工参数：洗井液温度66度，水量30方，施工时间85分钟。测试结果：800米初始井温44.1度，洗井液在井下形成的温度不升反降，最低33度、最高44.9度，没有达到蜡熔点，而井温度高达61度。取得认识：洗井液热量经井筒上部传导大量散失，温度下降，剩余温度在井下800米处起不到清蜡作用。66度30方洗井液只能实现井筒局部清蜡，因此洗井液温度需进一步提高。温度下限：结合温升规律和现场经验（75度的洗井液可以将井下管杆蜡熔彻底）初步将温度的下限确定为75度。
3、排量确定。从测试数据分析可知，油管的石蜡是被环形空间内的温度烫化的。在蜡质被烫化的过程中，施工排量如果过大，将会导致蜡质整体滑脱，出现卡井。所以洗井施工应遵循先小排量烫蜡，再大排量排蜡的原则。泵车洗井排量试验表明：前10方洗井液为0.22方/分，中间10方为0.4方/分，后10方为0.7方/分，纯洗井时间长，清蜡效果好。
（二）改变洗井液性质（活性剂洗井），实现低污染
1、活性剂洗井机理。洗井液中加入一定浓度的活性剂，通过泵车注入井筒。利用活性剂良好的降低界面张力、降粘能力、增大润湿角的作用来减少洗井液返排时间。
2、活性剂洗井效果。2011年试验27口井，有效18口，无效9口，有效率66.7%。与蒸汽洗井方式对比，洗后含水恢复期明显缩短，影响产油量明显减少。
（三）减少入井液量，实现低污染
1、高温蒸汽洗井工艺。与泵罐洗井工艺对比高温蒸汽洗井具有提温快，用水量少的优点。从洗井效果看：平均含水恢复期缩短1.8天，降低影响产量0.5吨。
2、正洗井工艺。工艺简介：洗井时通过一次碰泵，抓捞器将固定凡尔球捞出，上提活塞出工作筒，使油、套管连通，具备正洗条件。洗后下放活塞，碰泵，固定凡尔球归位，正常生产。适应条件：随泵堵上层采下层井。试验效果：S2-12井采用正洗井工艺，洗后含水恢复期缩短3天，影响油量减少1.7吨。
3、空心杆洗井工艺。工艺简介：改变油杆组合，在上部结蜡段应用空心杆（800米）利用清蜡水嘴和下部普通杆联接地面采用空心光杆。利用高温蒸汽车通过空心杆向油管内注入洗井液，实现油管内循环清蜡。应用效果：英143-37井洗后含水恢复期缩短1天，影响产油减少3.4吨。
（四）、试验无外来液洗井，实现低污染
1、井口电磁洗井工艺。工艺简介：以井下深井泵举升为循环动力，以油井采出液为介质，以电磁车为加热源，通过往复循环使井筒温度不断升高，实现热洗清蜡目的。适用条件：油层水敏严重，洗后易降产井；汛期井场条件不具备大型车辆施工井，油井最佳产液量范围10t/d～40t/d， 最佳沉没度范围为小于200m，融蜡时间在8小时以内。应用情况：洗后含水恢复期较短，影响产油较少。
2、井下电加热工艺。工艺简介：通电后，电流由油管-接触短接-套管形成回路，油管内温度升高，通过调整加热功率使原油温度高于溶蜡或降粘所需的温度。加热参数：依据原油粘度拐点温度设置加热温度（如方57-4井粘度拐点温度为26℃，加热温度设定为28℃）。应用情况：方57-4井产出液属于高粘、高凝点原油，油井月度蜡卡次数为3-4次，应用井下电加热工艺后，频繁卡蜡的技术难题得到有效治理。
3、化学防蜡降粘工艺。机理：通过定期往井内加入降粘剂，使高粘度的弱稠油转变为低粘度的水包油乳状液。应用情况：施工6口井，有效率5口井，有效率83.3%，施工井频繁卡蜡得到根治。
四、结论及认识
1、井下电加热采油技术有效解决了英台油田英东区块高凝油层油井无法正常生产的难题，为类似油层的有效动用提供工程保证。2、低污染洗井工艺技术是解决降低热洗影响产量和结蜡影响免修期矛盾的一种有效方法。
参考文献
[1]何更生.油层物理.北京：石油工业出版社，1994：192-224.
【关键词】英台油田；洗井污染；减少影响产油量；低污染洗井工艺
一、引言
英台油田油层原油含蜡量高、粘度高、凝固点高，油井普遍结蜡，其中尤以英东区块低产液、低含水油井结蜡最为严重，为有效清蜡，我们采取常规泵洗进行清蜡，但随着油田开发时间的延长，区块地层压力下降、亏空严重，洗井时大量的洗井液漏失到地层中，严重污染油层、堵塞孔隙，油井产量下降，产能恢复时间长。
因此，开展对油井低污染热洗工艺研究，实现洗好井，又最大限度少影响原油产量势在必行。
二、热洗对油井产量影响因素
（一）油井地层压力的影响
当地层压力高于、等于热洗时产生的水柱压力时，热洗对产量影响很小或不受影响；当油层压力小于水柱压力时，热洗液就会漏失到地层中，从而严重影响油井产量。统计2011年英台油田泵车热洗油井含水恢复期与压力系数（β=P流压/P水柱）数据，发现：含水恢复期在3天以内的油井，压力系数主要分布在0.55-0.7之间，占统计井数的83.3%；含水恢复期在4-6天以内的油井，压力系数主要分布在0.35-0.65之间，占统计井数的96.7%；含水恢复期在7天以上的油井，压力系数主要分布在0.45以下，占统计井数的89.6%。可见：压力系数与洗后含水恢复期成反相关系，压力系数越大，含水恢复期越短，压力系数越小，含水恢复期越长，影响产量越多。
（二）水锁效应的影响
漏失到地层中的洗井液如果能顺利返排出来，就必须克服毛细管阻力、贾敏效应阻力和井筒中液柱压力。若地层不能提供足够的压力，克服该阻力，洗井液就会滞留在地层中，就会降低油相的有效渗透率，导致产油量下降，这就是水锁。对低渗透油藏而言，由于孔隙喉道直径小，水锁伤害更容易发生。
（三）热洗参数不合理的影响
洗井液温度、液量、排量等参数制定不合理，导致清蜡效果不佳、影响产量严重。
（四）洗井液与地层水不配伍的影响
施工过程携带井筒内的蜡质、胶质、沥青等进入油层，使粘土分散、运移，造成储层渗透率下降，油井产量下降。
三、油井低污染洗井工艺研究
（一）优化调控洗井液量、温度、排量三大参数，实现低污染
1、液量下限确定。测试过程：结合结蜡剖面、洗前将温度计下入井下400米，洗井过程中停泵，将温度计两次下入700米、1280米位置。施工参数：水温65度，水量20方，洗井时间80分钟。测试结果：通过斜率外延法，推测400米位置达到蜡熔点（53.5℃）以上时间32分钟，700米位置刚能达到蜡熔点，但无熔蜡时间，洗井施工就已经结束。取得认识：20方洗井液在整个洗井期间只能实现井筒上部熔蜡、排蜡且时间较短；对井筒下部清蜡效果不佳。液量下限：洗井液量增加10方，以延长井筒内蜡熔、排蜡时间。同时考虑到对产量的影响，洗井液下限初步定为30方。
2、温度下限确定。测试过程：第一天下入温度计，下入位置为结蜡段的下限800米处。第二天泵罐热洗，第三天温度计取出。施工参数：洗井液温度66度，水量30方，施工时间85分钟。测试结果：800米初始井温44.1度，洗井液在井下形成的温度不升反降，最低33度、最高44.9度，没有达到蜡熔点，而井温度高达61度。取得认识：洗井液热量经井筒上部传导大量散失，温度下降，剩余温度在井下800米处起不到清蜡作用。66度30方洗井液只能实现井筒局部清蜡，因此洗井液温度需进一步提高。温度下限：结合温升规律和现场经验（75度的洗井液可以将井下管杆蜡熔彻底）初步将温度的下限确定为75度。
3、排量确定。从测试数据分析可知，油管的石蜡是被环形空间内的温度烫化的。在蜡质被烫化的过程中，施工排量如果过大，将会导致蜡质整体滑脱，出现卡井。所以洗井施工应遵循先小排量烫蜡，再大排量排蜡的原则。泵车洗井排量试验表明：前10方洗井液为0.22方/分，中间10方为0.4方/分，后10方为0.7方/分，纯洗井时间长，清蜡效果好。
（二）改变洗井液性质（活性剂洗井），实现低污染
1、活性剂洗井机理。洗井液中加入一定浓度的活性剂，通过泵车注入井筒。利用活性剂良好的降低界面张力、降粘能力、增大润湿角的作用来减少洗井液返排时间。
2、活性剂洗井效果。2011年试验27口井，有效18口，无效9口，有效率66.7%。与蒸汽洗井方式对比，洗后含水恢复期明显缩短，影响产油量明显减少。
（三）减少入井液量，实现低污染
1、高温蒸汽洗井工艺。与泵罐洗井工艺对比高温蒸汽洗井具有提温快，用水量少的优点。从洗井效果看：平均含水恢复期缩短1.8天，降低影响产量0.5吨。
2、正洗井工艺。工艺简介：洗井时通过一次碰泵，抓捞器将固定凡尔球捞出，上提活塞出工作筒，使油、套管连通，具备正洗条件。洗后下放活塞，碰泵，固定凡尔球归位，正常生产。适应条件：随泵堵上层采下层井。试验效果：S2-12井采用正洗井工艺，洗后含水恢复期缩短3天，影响油量减少1.7吨。
3、空心杆洗井工艺。工艺简介：改变油杆组合，在上部结蜡段应用空心杆（800米）利用清蜡水嘴和下部普通杆联接地面采用空心光杆。利用高温蒸汽车通过空心杆向油管内注入洗井液，实现油管内循环清蜡。应用效果：英143-37井洗后含水恢复期缩短1天，影响产油减少3.4吨。
（四）、试验无外来液洗井，实现低污染
1、井口电磁洗井工艺。工艺简介：以井下深井泵举升为循环动力，以油井采出液为介质，以电磁车为加热源，通过往复循环使井筒温度不断升高，实现热洗清蜡目的。适用条件：油层水敏严重，洗后易降产井；汛期井场条件不具备大型车辆施工井，油井最佳产液量范围10t/d～40t/d， 最佳沉没度范围为小于200m，融蜡时间在8小时以内。应用情况：洗后含水恢复期较短，影响产油较少。
2、井下电加热工艺。工艺简介：通电后，电流由油管-接触短接-套管形成回路，油管内温度升高，通过调整加热功率使原油温度高于溶蜡或降粘所需的温度。加热参数：依据原油粘度拐点温度设置加热温度（如方57-4井粘度拐点温度为26℃，加热温度设定为28℃）。应用情况：方57-4井产出液属于高粘、高凝点原油，油井月度蜡卡次数为3-4次，应用井下电加热工艺后，频繁卡蜡的技术难题得到有效治理。
3、化学防蜡降粘工艺。机理：通过定期往井内加入降粘剂，使高粘度的弱稠油转变为低粘度的水包油乳状液。应用情况：施工6口井，有效率5口井，有效率83.3%，施工井频繁卡蜡得到根治。
四、结论及认识
1、井下电加热采油技术有效解决了英台油田英东区块高凝油层油井无法正常生产的难题，为类似油层的有效动用提供工程保证。2、低污染洗井工艺技术是解决降低热洗影响产量和结蜡影响免修期矛盾的一种有效方法。
参考文献
[1]何更生.油层物理.北京：石油工业出版社，1994：192-224.