油田高凝油開采工藝應用效果分析

馬利娟 ,常國棟 ,柴細瓊 ,鄧雨生 ,高俊山

(中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院,河南南陽 473132)

1 概況

畢店地區位于河南省唐河縣境內,構造位置處于泌陽凹陷斜坡帶西端,以向北西抬升,南東傾伏的單斜構造為主,分布少量微幅鼻狀構造,地質情況較復雜,主要在斷裂數量多,斷層發育。巖性以細砂巖、粉砂巖和泥質粉砂巖為主。

根據鉆探情況,該井區含油氣層位多,含油井段長,油層分布較分散,核桃園組核三段Ⅱ～Ⅶ油組均分布有油層,油層埋深 1 023～1 613 m。儲層非均質性較強,據測井資料的統計結果表明,孔隙度為10.25%～20.19%,平均孔隙度 12.78%,滲透率為32×10-3～109×10-3μm2,平均滲透率 54.42×10-3μm2,屬低孔、中滲儲層。

該區原油地面密度 870.2～901.4 kg/m3,地面原油黏度 (70℃)16.07～51.64 mPa·s,凝固點28～42℃,膠質瀝青質4.83%～16.01%,含蠟量15.54%～59.92%。由于原油含蠟量高、凝固點高,現場生產中采取了空心桿電加熱、加清防蠟劑措施,以保證原油在井筒內的流動性。

2 應用效果分析

目前,畢店地區有試采井 7口,投產以來,均采用有桿泵舉升方式開采。由于該地區原油含蠟量高、凝固點高,生產過程中,容易因井筒結蠟造成抽油桿斷脫、抽油機載荷過大等問題。古城油田畢店地區各井區試采井的現場生產情況及載荷情況,見下頁表1。

從表1中可以看出,泌 362井區含蠟量、凝固點較高,現場采用了“加清蠟劑 +電加熱”工藝,其中,泌 362井投產初期采取加清防蠟劑措施,抽油機載荷多數超出了額定范圍,之后采用了“電加熱工藝+加清防蠟劑”措施,實測載荷明顯降低,均在額定載荷范圍內 (見下頁圖1a);同一井區的泌 383井在開采初期就采用了“電加熱工藝 +加清防蠟劑”措施,實測載荷均在正常范圍內 (見下頁圖1b);但泌377井部分實測載荷仍超出抽油機額定載荷,從加藥周期及電加熱周期對比分析來看,需要進一步優化電加熱周期。

與泌 362井區相比,泌 384、泌 363、泌 375井區含蠟量、凝固點相對較低,現場只采用了加清防蠟劑措施,其中,泌 384井采取措施后清防蠟效果明顯,實測載荷均在額定范圍內,泌 363、泌 375井只有少量實測載荷點超出了抽油機額定載荷 (見下頁圖1c、圖1d)。因此,在生產過程中,需要進一步優化加清防蠟劑的周期和用量,以確保油井穩定運行。

3 泌 362井區使用井筒加熱的必要性

3.1 結蠟機理

當油溫高于析蠟點溫度時,高凝油中所含蠟處于溶解狀態;隨著溫度降低,蠟在原油中的溶解度下降,當油溫降到析蠟點溫度時,開始有蠟晶析出,原油由單一液態逐漸變成懸浮液,但仍為連續相,蠟晶仍高度分散在原油中;當油溫進一步下降到凝固點以后,發生轉相,蠟晶相互連接形成空間網絡結構,原油失去其流動性,即發生所謂“凝固”[1]。

表1 各井區試采井現場生產情況及載荷情況

圖1 泌 362、383、363、375井區最大懸點載荷情況

3.2 必要性分析

泌 362井區原油含蠟高 (33.24%～59.92%)、凝固點高 (37～42℃),具有高凝油的特征。為改善井筒內原油流動性、確保油井穩定運行,目前,泌362井區采用了空心桿電加熱工藝與加清防蠟劑相結合的措施。其中,泌 362井初期僅采取加清蠟劑或熱油 /水清蠟措施,清防蠟效果較差,該井射孔井段 1 077.3～1 096.9 m,地層溫度 56℃,取樣測試原油析蠟溫度為 49.34℃,測試的井口出油溫度范圍為 35～41℃,而該井區原油凝固點為 37～42℃,所以,采取加清蠟劑或熱油 /水清蠟措施,井筒內仍有蠟析出,到井口原油基本處于凝固狀態,造成抽油機超負荷運行、光桿下不去、作業頻繁現象,影響了生產效率及開發效果;后采用了空心桿電加熱工藝,通過控制電流將井口出油溫度控制在 50℃以上,抽油機負荷降低效果明顯,油井穩定生產,減少了因蠟卡造成的作業次數。該井區的泌 377、泌 381、泌 383井在開采初期就采用了電加熱工藝,除泌 377井因電加熱周期較長造成部分載荷超出額定范圍外,其他 2口井實測載荷均在正常范圍內。

通過以上分析,泌 362井區采取常規加清蠟劑或熱油 /水清蠟措施,不能保證原油暢流,需采取可靠的井筒加熱措施,以提高井筒內原油溫度,改善井筒內原油流動性。

3.3 空心桿下深優化

現場 4口試采井 (泌 362、泌 377、泌 381、泌383)的空心抽油桿下深為 1 005.8～1 073.82 m。

參照石油天然氣行業標準《原油析蠟點測定旋轉黏度計法》(SY/T 0522-2008)取樣測試了該井區原油析蠟溫度,測試的原油析蠟溫度為 44.24～49.34℃,按照所測的原油最高析蠟溫度 49.34℃計算,計算的析蠟深度為井筒 780 m以上。根據制定清防蠟措施時應在計算的析蠟深度的基礎上附加50～100 m的原則[2],優化空心抽油桿合理下深為850 m。

通過優化,在保證井筒內原油流動性的同時,減少了空心桿用量,節約了油井開發成本。

4 下步配套方向

雖然空心桿電加熱工藝清防蠟效果好,但耗電量大、開發成本高,對低能低效井經濟效益較差,因而限制了其在油田開發中大規模的應用。2010年,河南油田在東莊東 12斷塊高凝油油井上試驗應用雙空心桿內循環注水加熱工藝,效果明顯。東 12斷塊與泌 362井區儲層特性及原油物性對比見表2。

表2 東 12斷塊與泌 362井區儲層特性、原油物性對比

4.1 原理

雙空心桿內循環注水加熱工藝采用雙空心桿內循環傳導加熱方式,通過空心桿的雙內外密封通道將地面加熱載體軟化水泵入雙空心桿的內通道,流至需要加熱的深度,然后通過外通道返至地面換熱器再次加熱后循環注入空心桿,完成對井下高凝油的加熱過程。

4.2 應用效果

目前,河南油田東莊東 12斷塊東 1210、東 1213井應用了雙空心桿內循環注水加熱工藝,其中,東1213井于 2009年 10月 25日投產,投產初期采用空心桿電加熱工藝,由于加熱器管線頻繁故障 (檢修周期約 24 d),于 2010年 3月 30日開始試驗應用雙空心桿內循環注水加熱工藝;東 1210井于 2010年 3月 22日投產,投產以來,一直采用雙空心桿內循環注水加熱工藝,油井生產平穩、負荷正常,效果較好。

4.3 經濟效益對比

在相同制熱量 (40 kW)的條件下,空心桿電加熱工藝日耗功率 50 kW,而熱泵式雙空心桿內循環注水加熱工藝的日耗功率僅為 12.9 kW,耗電量僅為空心桿電加熱工藝的 25.8%,經濟效益顯著。

因此,為節約油井日常運行費用,建議泌 362井區下步試驗應用雙空心桿內循環注水加熱工藝。

5 結論

①畢店地區泌 362井區原油具有高凝油的特征,需采取必要的井筒加熱措施,以提高井筒內原油溫度,改善井筒內原油流動性。②對于高凝油的開采,空心桿電加熱工藝能明顯提高井筒內原油溫度,具有較好的防蠟降黏作用,但是由于耗電量大、開發成本高,制約了其在油田生產中的規模應用。③雙空心桿內循環注水加熱工藝,通過雙空心桿內外通道循環加熱載體,對井筒內原油持續加熱,提高井筒內原油溫度,改善井筒內原油流動性,且該工藝耗電低,可降低生產成本,對于高凝油油井具有很好的應用效果。泌 362井區可開展雙空心桿內循環注水加熱工藝的試驗。

[1]孟慶學,王玉臣.高凝油及其開采技術 [J].石油科技論壇,2006,(5):45-49.

[2]羅英俊,萬仁溥.采油技術手冊.第 3版 [M].北京:石油工業出版社,2005:1290-1291.

[3]苗彥平,李金永,劉冶河,等.雙空心桿內循環熱采技術應用[J].石油鉆采工藝,2009,31(S2):96-98.