強(qiáng)化稠油注汽高壓井治理

董玉忠（勝利油田分公司孤東采油廠）

強(qiáng)化稠油注汽高壓井治理

董玉忠（勝利油田分公司孤東采油廠）

油田注汽系統(tǒng)能耗僅次于輸油系統(tǒng)的能耗，約占采油廠總能耗量的23%。稠油注汽高壓井的存在，不利于稠油的正常生產(chǎn)，影響注汽鍋爐的安全平穩(wěn)運(yùn)行，造成注汽效果不理想，注汽壽命大幅度降低，也不利于注汽系統(tǒng)的節(jié)能降耗和降低注汽開(kāi)發(fā)成本。勝利油田孤東采油廠分析了高壓注汽井的現(xiàn)狀以及高壓注汽井的產(chǎn)生機(jī)理，采用了波振動(dòng)解堵與伴蒸汽注降黏劑新型工藝技術(shù)。實(shí)踐證明，這些措施均十分有效，不僅提高了稠油產(chǎn)量和采出程度，而且降低了注汽單耗。

高壓井 注汽 治理 稠油

目前，勝利油田孤東采油廠注汽系統(tǒng)能耗僅次于輸油系統(tǒng)的能耗，約占全廠總能耗量的23%。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2001年以來(lái)的注汽井，注汽壓力高的井共有36口，占總注汽井的17.3%。這部分井作業(yè)次數(shù)多，年平均作業(yè)1.5次；生產(chǎn)時(shí)間短，周期平均生產(chǎn)58 d；停產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，年平均停產(chǎn)195 d；作業(yè)成本高，油汽比低，經(jīng)濟(jì)效益差，開(kāi)采速度低，嚴(yán)重影響稠油產(chǎn)量的提高；注汽單耗高，高壓注汽井的注汽單耗是普通注汽井的2倍左右；稠油儲(chǔ)量采出程度低，目前整個(gè)稠油區(qū)塊的采出程度僅為5.7%。

1 高壓注汽井現(xiàn)狀分析

勝利油田孤東稠油為館陶組稠油油藏，油層埋藏深度在1050～1450 m，油層厚度在3～15 m，油層巖石膠結(jié)疏松，開(kāi)采過(guò)程中出砂嚴(yán)重，滲透率為0.2～2.0 μm2，泥質(zhì)含量為4%～35%。原油分布平面上，頂稀邊稠；縱向上，上稀下稠，地面黏度在2000～15000 mPa·s。共有10個(gè)開(kāi)發(fā)單元：紅柳油田3個(gè)斷塊；孤東油田5個(gè)斷塊；新灘油田2個(gè)斷塊。地質(zhì)儲(chǔ)量2670×104t，其中有4個(gè)整裝塊，其地質(zhì)儲(chǔ)量1500×104t；其余的6個(gè)小斷塊均為零散區(qū)塊，地質(zhì)儲(chǔ)量為1170×104t。孤東九區(qū)注汽壓力低，采出程度高，達(dá)到15.5%；K92塊和四區(qū)由于注汽壓力高，采出程度低，僅0.3%。這些井儲(chǔ)量動(dòng)用程度差，多為低輪次注汽，因油稠或泥質(zhì)含量高等多種因素的影響，造成這部分井的注汽壓力普遍偏高，注汽難度大，不但注汽效果差，而且注汽單耗高。

高壓注汽井因注汽壓力高、固井條件差、井況復(fù)雜、開(kāi)采難度大、油層發(fā)育條件差、原油黏度高，使用普通鍋爐注汽壓力達(dá)不到要求，注汽效果不理想，造成稠油地質(zhì)儲(chǔ)量井采出程度低，開(kāi)發(fā)潛力未得到充分發(fā)揮[1]。

2 高壓井產(chǎn)生的機(jī)理分析

2.1 泥質(zhì)含量高

孤東油田稠油油藏泥質(zhì)含量普遍偏高，其泥質(zhì)含量在4%～35%之間，其中以四區(qū)、新灘等稠油區(qū)塊尤其突出，蒙脫石含量47%～63%。這意味著組成油藏的巖石的敏感性相對(duì)較高。當(dāng)高壓高溫蒸汽不斷地沖刷儲(chǔ)層的時(shí)候，儲(chǔ)層經(jīng)受著熱敏、汽敏、水敏的傷害，泥質(zhì)組分就會(huì)從膠結(jié)的巖石中脫落出來(lái)，隨蒸汽運(yùn)移，并且吸收其中的水分而膨脹。當(dāng)遇到相對(duì)較小的孔道時(shí)，會(huì)因?yàn)轶w積過(guò)大無(wú)法通過(guò)而堵住蒸汽的滲流通道，從而影響蒸汽的注入效果，使一些孔道成為死孔道，大大降低了蒸汽的波及體積，從而造成高壓井[2]。

2.2 油層污染

隨著稠油井的生產(chǎn)周期的延長(zhǎng)，由于頻繁地采取作業(yè)、洗井等措施，導(dǎo)致地面上一些未經(jīng)處理的流體進(jìn)入地層。這些流體往往含有一些能夠?qū)Φ貙釉斐蓚Φ奈镔|(zhì)，比如體積較大的顆粒物，以及與地層配伍性較差的化學(xué)物質(zhì)。當(dāng)外來(lái)流體進(jìn)入地層后，較大的顆粒堵塞了油層的孔道，降低了蒸汽的波及范圍，提升了注汽的壓力。與地層配伍性較差的化學(xué)物質(zhì)同樣可以引起地層巖石性質(zhì)和結(jié)構(gòu)的改變，使巖石發(fā)生剝離和運(yùn)移，極大地影響了注汽施工，導(dǎo)致了高壓井的出現(xiàn)[3]。

2.3 油稠

由于原油過(guò)于黏稠，黏稠的原油占據(jù)了滲流孔道，阻止了熱蒸汽的順利注入。其具體表現(xiàn)在試擠過(guò)程中壓力超過(guò)15 MPa，注汽時(shí)注汽壓力超過(guò)了17 MPa。要通過(guò)這層阻礙，需要一個(gè)足夠高的突破壓力，但是由于注汽設(shè)備老化，很難實(shí)現(xiàn)這么高的突破壓力。在現(xiàn)有的條件下，無(wú)法通過(guò)更新設(shè)備來(lái)滿足稠油生產(chǎn)的需要。因此，需要采用適當(dāng)?shù)墓に嚪椒ㄟ_(dá)到降低注汽壓力的目的[4-5]。

3 治理高壓井的工藝措施

3.1 振動(dòng)解堵

振動(dòng)波在地層中的傳播，實(shí)際上是能量在地層中的傳播。由聲波衰減現(xiàn)象可知，聲波頻率越高，其能量衰減越大。一般的地層對(duì)20 kHz的超聲波的衰減系數(shù)高達(dá)6.85，而對(duì)100 Hz的低頻波的衰減系數(shù)為0.0246。當(dāng)頻率在15 Hz以內(nèi)時(shí)，地層對(duì)它的衰減系數(shù)僅為0.00268，這時(shí)低頻波對(duì)地層的有效影響范圍可達(dá)200 m以上。

根據(jù)以上原理，設(shè)計(jì)制造了高壓注汽井使用的井下雙重振源，它主要由主軸、滑動(dòng)塊、套筒及彈簧4部分組成。除此之外，為了正常工作，還配備了轉(zhuǎn)換接頭和堵頭等附件。

該工藝是把水力振動(dòng)器對(duì)準(zhǔn)油層，靠地面泵入裝置把液體傳入井下后，對(duì)振動(dòng)器活塞面產(chǎn)生高壓作用力，當(dāng)振動(dòng)器內(nèi)部受高壓時(shí)，由于柱塞左端受壓面積大于右端受壓面積，導(dǎo)致活塞受到自左向右的推力，此推力的大小為活塞面積與壓強(qiáng)的乘積。在此過(guò)程中，推力壓縮彈簧，當(dāng)壓力達(dá)到工作壓力時(shí)，活塞向右移動(dòng)到下死點(diǎn)，同時(shí)出水孔被打開(kāi)，管內(nèi)的高壓水瞬間排出，作用于油層段。這時(shí)由于管內(nèi)的高壓水以瞬間排出，壓力大幅度下降，導(dǎo)致管內(nèi)外壓力平衡，活塞在高壓彈簧壓縮力的作用下被推復(fù)原位，待振動(dòng)器內(nèi)部壓力又升至工作壓力時(shí)，活塞又重復(fù)上述動(dòng)作。振動(dòng)器在井下周而復(fù)始地工作，就產(chǎn)生了一種低頻、高幅水力沖擊波。

3.2 伴蒸汽注化學(xué)劑技術(shù)

伴蒸汽注化學(xué)劑技術(shù)是提高注蒸汽開(kāi)采稠油效果的有效手段。室內(nèi)研究表明，伴蒸汽注入降黏劑可以提高蒸汽的驅(qū)替效率，降低注汽壓力；伴蒸汽注入高溫黏土防膨劑可以抑制黏土膨脹，降低注汽壓力；伴蒸汽注入泡沫劑可以調(diào)節(jié)注汽剖面，提高油層的縱向動(dòng)用程度。此外，將聲波振動(dòng)解堵與伴蒸汽注降黏劑技術(shù)結(jié)合起來(lái)進(jìn)行稠油開(kāi)采是一種新型高效復(fù)合技術(shù)。利用井下可控振源進(jìn)行先期振動(dòng)解堵，采用小排量泵連續(xù)加降黏劑。既可通過(guò)先期振動(dòng)的解堵降壓，降低注汽時(shí)的啟動(dòng)壓力，又可在注汽時(shí)發(fā)揮在高溫下化學(xué)藥劑反應(yīng)速度快、降黏效果好的特點(diǎn)，雙重降壓，達(dá)到降壓幅度大的目標(biāo)。對(duì)因近井地帶堵塞或因油稠而注入壓力高、注汽困難的井，解除地層堵塞，降低注汽壓力，提高注汽效果。

目前熱采鍋爐注汽量在9～23 t/h之間，注汽壓力17.5～21 MPa。為此，我們所選用的泵的輸出壓力首先應(yīng)與鍋爐等值或超過(guò)一定值，這樣才能使化學(xué)劑注入蒸汽中，因此，選用了25 MPa的柱塞計(jì)量泵。該泵壓力高，流量連續(xù)可調(diào)10～400 L/h，從而滿足了注入不同藥劑的需求。既可以注降黏劑、泡沫劑，也可以注防膨劑。為了使該泵能夠應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)，為其配套了耐震壓力表、超壓力保護(hù)泵頭、管線流程、井口流程、泵吸水裝置、電氣控制等輔助部分，使其實(shí)用性和安全性得到了保障。

4 治理效果

2003年以來(lái)，共實(shí)施高壓注汽井治理21口，其中采用振動(dòng)解堵處理10口井，采取伴蒸汽注化學(xué)劑技術(shù)措施11口井。

從采用振動(dòng)解堵處理后的10口井的注汽情況可以看出，注汽高壓井的振動(dòng)解堵降壓處理，注汽效果有了較大程度的提高，注汽壓力平均下降了2.1 MPa，措施成功率達(dá)到100%，其中7口井基本實(shí)現(xiàn)了關(guān)掉排放注汽的目標(biāo)，另有3口井措施后的注汽壓力均降到15 MPa以下，達(dá)到目前注汽設(shè)備的要求，平均注汽干度提高了28.1%。注汽單耗也由治理前的17.98 kWh/m3下降到治理后的9.01 kWh/m3，累計(jì)實(shí)現(xiàn)節(jié)電211.86×104kWh。應(yīng)用結(jié)果表明，大功率井下可控振源運(yùn)行狀況好，在井下工作正常，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到設(shè)計(jì)要求，性能可靠。

采取伴蒸汽注化學(xué)劑技術(shù)措施共實(shí)施了11口井，見(jiàn)效8口，注汽壓力均得到不同程度的下降。以GOGDR4-17井為例，在治理前的幾個(gè)注汽周期中，注汽壓力均高于16 MPa，干度為0，注汽后生產(chǎn)周期不足2個(gè)月，且低液量低效生產(chǎn)。在使用該工藝之后，注汽壓力下降到14.6 MPa，干度達(dá)到了70%，注汽效果得到了明顯的改善。作業(yè)后，液量達(dá)到28.6 m3/d，油量達(dá)到16.5 m3/d。注汽耗電單耗也由治理前的16.78 kWh/m3下降到治理后的8.12 kWh/m3，累計(jì)實(shí)現(xiàn)節(jié)電291.18×104kWh/m3。應(yīng)用結(jié)果表明，稠油熱采化學(xué)注入裝置在現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行良好，是一個(gè)安全可靠的施工設(shè)備，采用熱采化學(xué)注入裝置結(jié)合熱采化學(xué)藥劑在治理孤東油田高壓注氣井試驗(yàn)中取得了成功，有效解決了高壓井注汽難度大的問(wèn)題。

5 結(jié)束語(yǔ)

注汽開(kāi)發(fā)是一項(xiàng)廣泛應(yīng)用的稠油熱采工藝技術(shù)，強(qiáng)化注汽高壓井的治理，解決高壓井注汽難題，提高稠油產(chǎn)量和采出程度，降低注汽單耗和生產(chǎn)開(kāi)發(fā)成本是一項(xiàng)十分重要的工作。只要加強(qiáng)分析和治理，積極推廣應(yīng)用新工藝、新技術(shù)，綜合運(yùn)用，就一定能收到良好的稠油開(kāi)發(fā)和節(jié)能降耗效果。

［1］劉文章.熱采稠油油藏開(kāi)發(fā)模式［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995:55.

［2］霍廣榮，李獻(xiàn)民，張廣卿,等.勝利油區(qū)稠油油藏?zé)崃﹂_(kāi)采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999:61.

［3］張銳.稠油熱采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999:78.

［4］朱益飛，潘道蘭.影響孤東油田注汽系統(tǒng)效率的因素及對(duì)策［J］.石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督,2007（7）：44-46.

［5］朱益飛，潘道蘭.提高孤東油田注汽系統(tǒng)效率的探討［J］.油田節(jié)能,2006（2）：18-21.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.06.009

董玉忠，2005年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東），工程師，從事油田技術(shù)質(zhì)量監(jiān)督工作，E-mail：dongyuzhong.slyt@sinopec.com，地址：山東省東營(yíng)市河口區(qū)仙河鎮(zhèn)勝利油田孤東采油廠技術(shù)質(zhì)量監(jiān)督站，257237。

2011-05-27)