長關井不放噴開井技術在英買區塊的研究應用

劉國華 崔巍 蔣團輝 張照輝 杜冬（中國石油塔里木油田公司天然氣事業部）

油田開發過程中，油水井的關井不僅造成大量資產閑置，而且使油田注采對應狀況變差，儲量動用不均衡，直接影響油田生產和提高采收率。隨著油田進入高含水開發后期，由于注采關系的調整、油價上漲，部分長關油井已具備再利用潛力[1]。從各油田目前的生產開發情況來看，隨著油田含水的不斷上升，部分已經關掉的老井又突顯出開井價值。2010年4月，英買作業區結合油氣生產中遇到的實際問題，經過反復研究和討論，在YM21-1井進行了長關井不放噴開井技術試驗，試驗取得了初步的成功，解決了傳統開井放噴對環境污染的問題，降低了生產運行成本，符合油田倡導的安全環保和“低碳油田”的發展趨勢。

1 研究背景

英買力凝析氣田群作為我國最大的凝析氣田群，主要包括英買7、羊塔克、玉東2三個凝析氣田，具有流體物性差等特點，凝析油凝固點最高為18.5℃，因此管道內流體溫度不得小于20℃，以免凝析油的凝固。

隨著油田開發的逐步深入，管桿老化，套管損壞等現象較為嚴重，在實際生產中經常會有一定數量的油氣井停產關閉。油田生產中（現場上）常把幾個月停產的井稱為長關井。通常情況下，每次開、關井地層溫度變化不大，但也有部分單井在開、關井期間溫度差異比較大，此類井具有多層、層間跨距大、差異不同等特點【2】。英買7凝析氣田的YM21-1井于2009年12月9日因油壓低不出液而關井，當年10月30日此井含水已達53.3%，2010年2月23日完成堵水作業。YM21-1井口溫度顯示，開井期間溫度在35℃左右，關井后一度達到11℃，溫差如此大的長關井，再次開井時需要通過放噴提高井筒溫度來滿足生產系統的需求，從而進一步防止凝析油的凝固。放噴，勢必會浪費原油、天然氣，并且將有害物質直接排放到環境中，這與國家提出的“綠色GDP”、油田打造的“低碳油田”的理念主流相違背[3]。

2 方案研究與實踐

2.1 方案準備

基于以往單井放噴使井筒升溫效果的基礎上，2010年4月26日在作業區進行了針對藥劑與反應產物的檢驗試驗。分別在封閉和敞開體系下檢驗反應產生的熱量及氣體試驗。試驗證明，藥劑反應可以產生足夠的熱量加熱井筒，不產生可燃氣體，試驗過程安全。

利用化學反應生成熱可快速提高井筒溫度，進而達到縮短放噴時間或不放噴，節約天然氣，減少有害氣體的排放。

這個試驗要面對高壓、井筒深反應不可控、溫度確認較困難、藥劑投放控制難度大等諸多難題，由于反應屬于放熱反應，因而也會有燙傷皮膚、口腔、眼睛的危險。

2.2 藥品介紹

1）系無機儲能材料，熱值高，使用時需通過催化劑作用將藥劑所含熱量釋放出來。

2）在反應過程中不產生含有對油井危害的物質，且產生的氮氣同樣具有洗井壁、助排蠟作用。

3）在反應過程中化學反應產生的熱量大，易操作，可人工控制化學反應產生的熱，不會因使用本品而發生燃燒甚至爆炸的危險。

4）化學反應相對比較穩定，且可人工控制，其主要反應如下：

5）產生的熱量大，不產生可燃氣體，有極少量的水，尤其是在非水環境下的油井清蠟過程中，只需投入將藥棒浸潤濕透與催化劑溶解的水量即可進行清蠟反應作業；采用的藥劑A、藥劑B及催化劑接觸原油、天然氣、空氣、鐵、碳、破乳劑、緩蝕劑等物質的均不發生任何化學反應。

2.3 試驗研究

2.3.1 在封閉體系下檢驗反應產生的熱量及氣體

取藥劑278.93g、催化劑約30g，置入一端封閉的管線內，并加入約200mL水，開始反應計時，并用紅外溫度測定儀測定管外壁表面溫度（表1）。

表1 在封閉體系下反應時間與溫度關系

在反應約2min后，已有大量氣體產生，此時用氧割焰開始對反應釋放出的氣體進行點火試驗，結果未發現有可燃性氣體產生，火苗長度、亮度等沒有變化。

2.3.2 在敞開體系下檢驗反應產生的熱量

取藥劑169g、催化劑約15g，置入一端可封閉的法蘭下，并加入約100mL水，開始反應計時，并用紅外溫度測定儀測定管外壁表面溫度（表2）。

表2 在敞開體系下反應時間與溫度關系

2.4 現場實踐

2.4.1 準備

首先將藥劑A和藥劑B各稱取12.5kg，并混合均勻，然后分為10組，每組各2.5kg；稱量催化劑2.5kg，溶于25L水，平均分成10組。

2.4.2 步驟

首先將混合藥劑加入管線中，關閉閘板閥，并安裝防噴管，再加入5L水、2.5L催化劑溶液，并用水將空氣從防噴管中排出，打開測試閥門，開始引發反應。達到控制溫度時，打開生產閥門，向井下排出仍在持續反應的熱流體。當第一組藥劑投入井中后，關閉生產閥門，并將生產閥門上端的管線中殘余壓力放空，卸下防噴管，準備投入第二組藥劑。10組藥劑投放均按此流程。

本次試驗設定了6個測溫點（圖1），用來監測管線升溫情況，監測結果見圖2～圖4。

由圖2～圖4可知，測溫點6即生產閥門下端與井筒始終保持相連通部分的溫度隨著加藥量的投入，井口溫度、反應速率呈現出明顯的上升趨勢，這表明即使打開了生產閥，反應物雖落入井筒，但其反應產生的生成熱并未快速隨其落入井筒而降低；同時也表明其反應生成熱主要被生成的氣體氮氣所攜帶出，這樣更有利于完成與低溫天然氣的熱交換過程。待其上升趨勢的斜率再次出現拐點，呈現出新的快速增長階段時，則應停止加藥。

2.4.3 開井試投產井口溫度變化結果

投藥結束后，于2010年4月29日準備YM21-1井試投產運行。

由圖5可知，試投產后井口溫度處于平緩下降過程，60min時出現第一個溫度下降的拐點，拐點的形成說明了此刻存在著大量熱交換過程。當時間達到85min時，井口溫度仍能達到30℃，而與此對比相應條件下的井口溫度僅為11℃，溫度相對提高172.7%。由圖6可知，試投產初期節流后溫度為20℃左右，投產40～80min，節流溫度仍在11～12℃，明顯高于未加藥時的4～6℃。這說明化學生熱法在不放噴開井中的應用方案是可行的。從目前溫度變化上分析可知，整體上溫度仍處于較為明顯的下降趨勢，這與目前采用的一次性投藥方式密不可分，早期產生的大量高熱值化學生成熱被井下天然氣氣流快速交換并帶走，導致后續井下低溫天然氣體無法獲得連續穩定的熱源，從而致使后期井口溫度急劇下降，這也同時為下一階段提出連續性進藥提供了依據。因此，在YM21-1井上進行不放噴開井實踐是成功的。

3 效果分析及應用推廣

以YM21-1井為例的不放噴開井技術具有較好的經濟效益和社會效益，其日產氣60000m3，日產油6t。一次開井將會放噴原油0.75t、天然氣7500 m3，若按油價4000元/t、天然氣0.98元/m3計算，放噴3h將會損失費用10350元。采用熱化學不放噴開井技術，藥劑費用約為750元，可減少損失9600元，并且向環境中少排放二氧化碳約計39345kg。若單井產量高，那么經濟和社會效益顯然更高，如以英買力氣田群為例，每年可獲得經濟效益300余萬元，減少二氧化碳排放1500t以上。

長關井不放噴開井技術減少了原油和天然氣的浪費，控制了二氧化碳等氣體排放量，符合國家提倡節能減排、綠色GDP的發展方向，為解決今后油氣田長關井開井放噴問題提供了一個行之有效的方法。

[1]張春濤,王強軍.氣田積液停產井復產工藝現狀及后續工藝探討[J].石油化工應用,2009,28(9):54-58.

[2]王慶峰,陳永達.長關井治理效果研究[J].油氣田地面工程,2009,28(8):22-24.

[3]王立軍,李小馮,常熔,等.長關油井再利用潛力預測[J].石油勘探與開發,2008,35(5):613-618.