華慶油田元284 區水平井井筒治理技術評價

楊耀春，姚 剛，廖永剛，王宏亮

（中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏第二項目部，甘肅慶陽 745100）

華慶油田元284 區是超低滲透油藏，為提高油井單井產量，2010 年開展水平井開發試驗，初期平均單井產量在6.5 t/d 左右，穩產形勢較好，截至2013 年底，元284 區已投產水平井90 口，日產液818.32 m3，日產油446.99 t，綜合含水35 %，平均單井日產油4.97 t，是三疊系常規定向井（0.8 t/d）的6.2 倍。水平井大副度提高單產同時，井筒治理難度也大大增加。突出問題有結蠟、氣體影響、偏磨、出砂、結垢、腐蝕六大方面。針對這些問題，通過開展工藝技術評價工作，對各類工藝技術進行優化、篩選，逐漸形成了一系例適用于本區塊水平井井筒治理的工藝技術。使水平井井筒治理水平有了明顯提升。

1 清防蠟

華慶油田水平井區塊，原油含蠟量高、井筒內脫氣現象嚴重、油井存在間歇性出油，井筒臟易形成蠟核等因素影響。通過對水平井結蠟原因分析、五種清防蠟工藝技術應用效果評價，逐漸形成了以固體防蠟器、井筒熱洗為主，油套環空投加清蠟劑為輔的水平井清防蠟工藝體系。

1.1 固體防蠟器的應用及評價

目前作業區應用的固體防蠟器藥品溶化方式有兩種：浸泡式，沖刷式。

1.1.1 浸泡式 浸泡式固體防蠟器使用方法為人工將固體防蠟塊安裝在特制花管中，下入方式為：母堵（開孔）+9 米花管（內裝固體防蠟塊，上接內封節箍）+3 根尾管+2 根花管+2 根尾管+泵+油管。

浸泡式共應用了13 井次，目前還在應用5 井次，平均正常生產天數414 d，與水平井平均檢泵周期291 d 對比延長了123 d。8 井次已起出，其中由于固防蠟藥塊溶解過慢沒能起到清防蠟效果而造成泵卡有5 井次，占使用比例38.5 %，檢泵周期189 d。另外還有3 井次由于其它原因檢泵，其中兩口生產天數較短，無法評價，有1 口生產天數達到406 d，效果較好。從以上分析可以看出，浸泡式固體防蠟器在一定程度上起到了清防蠟效果，缺點是藥品未沖刷，部份配套井藥塊溶解較緩慢，防蠟達不到理想效果。

典型井：慶平2 井該井于2012 年8 月30 日配套浸泡式固體防蠟器，2013 年1 月5 日由于蠟卡進行檢泵，檢泵周期為128 d，起出后發現固體防蠟塊溶化程度較小。

1.1.2 沖刷式 沖刷式固體防蠟器可分為兩種：第一種為初期使用的人工將固體防蠟塊裝入油管中，下入方式：母堵+3 根尾管+花管+1 根尾管（內裝固體防蠟塊）+1 根尾管+泵+油管；第二種為整筒可控式固體防蠟器，結構主要由金屬承載器、過濾導流裝置、固體防蠟劑等組成。下入方式：母堵+3 根尾管+花管+1 根尾管+固體防蠟器+1 根尾管+泵+油管。

第一種沖刷方式共應用了10 井次，目前還在應用2 井次，平均正常生產天數254 d。8 井次已起出，其中由于固防蠟藥塊故障起出3 井次，占使用比例30 %，平均檢泵周期47 d。另外還有5 井次由于其它原因檢泵，由于檢泵周期均較短，無法評價對固體防蠟塊進行評價。從以上分析可以看出，第一種沖刷方式固體防蠟器清防蠟效果較差，主要存在問題是固體防蠟塊在氣液混合物沖刷力作用下快速溶解，藥品不溶解物易進入泵筒，造成泵故障。藥塊溶解過快，造成固定凡爾堵實情況。

第二種沖刷方式共應用了13 井次，目前還在應用11 井次，平均正常生產天數181 d。2 井次已起出，其中平慶2 井配套后檢泵周期與配套前對比延長159 d，清防蠟效果明顯。另外慶平47 井由于固定凡爾漏失檢泵，由于檢泵周期較短，無法對固體防蠟塊進行評價。從以上分析可以看出，第二種沖刷方式固體防蠟器清防蠟通過對其結構進行優化，在保證藥塊得到充分沖刷溶解的同時，防止了不溶解藥塊進入泵筒造成泵故障，使固體防蠟器出現零故障，達到明顯清防蠟效果。

綜上所述，浸泡式與第一種沖刷方式由于故障率高，清防蠟效果不理想，第二種沖刷方式針對浸泡式出現的藥塊溶解慢及第二種沖刷方式出現的藥塊溶解快問題對防蠟器進行了改進，有效的降低了故障率，清防蠟效果得到了明顯提升。

1.2 活性水熱洗的應用及評價

采用熱洗清蠟車+活性水進行熱洗。2013 年1-10月，共計熱洗水平井95 井次。通過現場實驗應用分析，將熱洗方法由前期的熱洗排量120 L/min，熱洗時間7 h，溫度逐漸升高，活性水量50 m3，優化為熱洗排量100 L/min，熱洗時間2 h，溫度直接加熱到100 ℃，活性水用量下調至12 m3。從熱洗后錄取數據較準確的井44 口來看，效果對比（見表1）。兩種熱洗方式前后載荷差均下降約2.9 kN，第二種熱洗方式由于排液影響產量比第一種減少12.67 t，在保正清蠟效果的同時，縮短了排液周期，降低了成本，減少了活性水入地量。

2 防伴生氣影響

元284 區塊三疊系油藏是一個高氣油比油藏，而且水平井開采單井產量高，隨著油井開采時間延長，動液面不斷下降，井底流壓的降低，當井底流壓或泵吸入口處壓力小于飽和壓力后，井底脫氣現象加劇，抽油泵的工作狀況由前期的正常變成氣體影響，致使泵效降低，水平井單井產量下降。

2.1 防伴生氣治理措施

目前華慶作業區水平井防氣主要采用的方法有確定合理的沉沒度，保持合理的流壓、配套氣錨、合理控制套壓、放油管氣、活性水熱洗4 種。

2.1.1 確定合理的沉沒度，保持合理的流壓，降低泵吸入口脫氣 確定合理的沉沒度，保持合理的流壓，以降低泵吸入口處氣液比，減少自由氣進入泵筒，從而提高抽油泵的充滿系數, 目前華慶作業區水平井平均油層中深2 134 m，平均泵深1 515 m，平均動液面998 m，平均沉沒度517 m，平均流壓11.1 MPa，泵入口平均壓力5.7 MPa，均高于氣體飽和壓力4.2 MPa，有效降低了泵吸入口脫氣情況。

2.1.2 配套氣錨減少氣體影響 在泵的進口處裝置氣錨（井下油氣分離器），將油流中的自由氣在進泵前分離出來，通過油套管環形空間排到地面，使氣體不進入泵筒內，減小余隙比，目前本區塊對氣體影響嚴重井配套應用32 井次，防氣效果明顯。

2.1.3 合理控制套壓減少氣體影響 為了防止出現套壓過高致使氣體窗口將動液面壓至泵吸入口處而發生氣竄或出現套壓過低泵口脫氣嚴重造成氣鎖，在套管出口安裝定壓放氣閥并根據每口井實際生產情況，將套壓控制在合理范圍，從而減少氣體帶來的影響，目前本作業區水平井平均制控套壓范圍0.9～1.4 MPa，防氣效果明顯。

2.1.4 放油管氣解氣鎖 對于抽油泵受氣體影響較嚴重或已經氣鎖的井，采用放油管氣降回壓方法來降低泵出口壓力，從而達到排放泵筒內氣體及打破泵筒氣鎖壓力平衡，恢復抽油泵正常工作。川平52-12 氣鎖經放油管氣后恢復正常生產（見圖1）。

表1 活性水熱洗總體效果對比統計表

圖1 川平52-12 放油管氣前后功圖變化

圖2 活性水熱洗前后功圖變化

2.1.5 活性水熱洗解氣鎖 對于抽油泵已經氣鎖，而且放油管氣無法解鎖井，通過活性水熱洗方法向油套環空注入活性水，增加抽油泵沉沒度，使抽油泵進口壓力增大，從而達到打破泵筒氣鎖壓力平衡，恢復抽油泵正常工作，同時對井筒起到清蠟的作用。慶平36 井氣鎖后，經過活性水熱洗解鎖成功，恢復正常生產（見圖2）。

3 防偏磨

通常根據井斜將水平井分為三段，直井段（0～30°）、造斜段（30～85°）、水平段（85°以上）。為減少偏磨，華慶作業區水平井泵掛均控制水平段以上。根據單井井眼軌跡，在狗腿度（井身全角變化率）偏大位置（大于3 °/25m），適當配套抽油桿扶正器。統計以往檢泵情況，華慶作業區目前存在偏磨水平井17 口，對12 口井補充配套油桿扶正器，對偏磨嚴重的5 口配套內襯HDPE 防偏磨油管，該油管應用了高密度聚乙烯襯料，具有較好的彈性、柔韌性、抗磨、耐H2S/CO/ 酸、鹽等特性，油管兩端翻邊，形成端部密封，確保油管本體鋼材與高礦化度油田水接觸，避免腐蝕。使用情況（見表2），目前這5 口井都處于正常生產，效果有待進一步跟蹤。

4 防垢

目前本作業區存在結垢水平井3 口，均配套井下點滴加藥裝置，阻垢劑為CQ-ZG01，配套情況（見表3），慶平1，陳285-338X 第一次配套濃度為70 mg/L，第二次優化配套濃度為100 mg/L，陳285-338X 第一次配套后檢泵周期延長89 d，由于油管漏失，進行檢泵，結垢情況與配套前對比明顯減輕；慶平1 第一次配套后檢泵周期延長48 d，由于油管漏失，進行檢泵，結垢情況與配套前對比明顯減輕（見圖3）。

表2 內襯HDPE 油管使用情況統計表

表3 防垢井下點滴加藥裝置配套效果對比表

圖3 慶平1 配套前后較果對比

5 防砂

華慶作業區水平井實施體積壓裂改造時加砂量大，部分井出現出砂情況。（1）從源頭控制，自噴井嚴格控制放噴量；（2）投產時做好探砂面工作，發現有出砂的水平井及時進行沖砂洗井作業；（3）結合新投或檢泵，配套激光隔縫管，減少砂卡。

前期共計開展水平井探砂面、沖砂洗井9 井次，平均洗出砂量3.6 m3，洗后見效明顯，目前日恢復油量9.69 t，累積恢復油量4 138.27 t，在恢復地層供液能力的同時減輕了出砂對抽油泵的影響。

6 防腐蝕

目前水平井現出腐蝕1 口井（慶平5），2013.09.04結合檢泵已對它配套防腐蝕點滴加藥裝置，緩蝕劑為YB-192，濃度100 mg/L，目前該井正常生產117 d，效果有待進一步跟蹤觀察。

7 結論

華慶作業區水平井井筒目前主要問題有結蠟、伴生氣大、偏磨、結垢、出砂、腐蝕六方面。針對這六方面問題，積極開展實驗性治理工作，努力推廣應用各類新工藝新技術。從而使本區水平井井筒管理有了顯著提高。

［1］ 馬殿昆. 原油中蠟的沉積及其影響因素［J］. 油田化學，1988，5（1）：64-70.

［2］ 曾龍偉.物理法采油技術［M］.北京:石油工業出版社，2001.

［3］ 陳東. 低滲透油藏水平井開發效果影響因素分析［M］.北京：石油工業出版社，2007：5.

［4］ 王亭沂.油田污水結垢問題及防垢技術研究進展［J］.中國科技信息，2009，（2）：29-30.