哈拉哈塘油田稠油井桿式泵解卡工藝

劉迎斌 許雙龍 楊小華 侯守探 段云江 翟錫芝

（1.塔里木油田公司塔北項(xiàng)目經(jīng)理部 新疆庫(kù)爾勒 841000；2.華北油田公司 河北任丘 062552）

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地輪南低凸起西斜坡，受細(xì)菌生物降解、地層水洗和氧化作用以及烴類(lèi)輕質(zhì)組分散失的影響，其稠油油藏有“區(qū)塊內(nèi)稠油井稀油井共存，單井上原油性質(zhì)差距大”等特點(diǎn)。稠油井主要分布在哈15、哈702、哈7縫洞帶，為“中等含蠟、中等含膠質(zhì)、高含瀝青”的稠油油藏。原油密度0.7998～0.9679g/cm3，凝固點(diǎn)為-12～30℃，含蠟量1.67%～7.23%，含硫量0.23%～1.21%，含膠質(zhì)和瀝青質(zhì)量4.5%～12.5%。油井埋深7000m左右，停噴后采用抽油機(jī)+底部固定桿式泵深抽。

在生產(chǎn)過(guò)程中，由于原油粘稠并伴有泥砂、結(jié)垢等雜質(zhì)，極易出現(xiàn)卡泵、堵塞油管等問(wèn)題，現(xiàn)場(chǎng)通常采用常溫水反洗工藝解卡。受原油物性差、地層漏失量大、工藝管柱深等因素制約，水反洗解卡的成功率不足25%，無(wú)法發(fā)揮桿式泵不動(dòng)油管檢泵的優(yōu)勢(shì)，影響到油田的正常生產(chǎn)。

1 解卡難點(diǎn)分析

1.1 堵塞物成分復(fù)雜

采用高溫灰化法處理7口井的堵塞物，測(cè)定有機(jī)物和無(wú)機(jī)物的含量，有機(jī)物堵塞（圖1）占71.43%，無(wú)機(jī)物堵塞占28.57%。電鏡掃描結(jié)果顯示，1～5#有機(jī)堵塞物表面呈層狀結(jié)構(gòu)，質(zhì)地疏松無(wú)定型。表明其中含有較多的有機(jī)聚沉物，如膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟等，極易形成瀝青質(zhì)為主的有機(jī)物堵塞。

另外，哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏裸眼完井，部分泥巖段裸露，粘土礦物容易剝脫掉塊，加上射孔、酸壓改造等因素，油井出砂嚴(yán)重。采用繞絲復(fù)合篩管，仍難以阻止粘土、極細(xì)砂等雜質(zhì)隨原油進(jìn)入井筒，造成堵塞。堵塞物樣品在鹽酸中溶解，有氣泡冒出，說(shuō)明含碳酸鈣；有少量殘?jiān)?，說(shuō)明含有石英和粘土礦物。

圖1 哈拉哈塘無(wú)機(jī)物堵塞樣品

1.2 地層漏失嚴(yán)重

哈拉哈塘油田屬于縫洞型碳酸巖油藏，有“一井一藏”的特點(diǎn)。轉(zhuǎn)入機(jī)采后，地下虧空嚴(yán)重，儲(chǔ)層大孔道、裂縫發(fā)育。洗井時(shí)往往進(jìn)口水量大、出口水量小或不返水，要注入上百方洗井液才能建立起循環(huán)，運(yùn)行成本高，并且大量洗井液進(jìn)入儲(chǔ)層易造成地層污染，不利于環(huán)保。

1.3 生產(chǎn)管柱影響

哈拉哈塘油田稠油井采用摻稀工藝生產(chǎn)，為滿(mǎn)足摻稀點(diǎn)溫度要求、提高摻稀效率，抽油泵與吸入口位置一般相距2000m左右（圖2），造成解卡時(shí)工作液量大、作業(yè)周期長(zhǎng)、施工壓力高等問(wèn)題。而且，由于深抽現(xiàn)場(chǎng)采用底部固定桿式泵提高錨定能力（圖3），易在油管與泵筒間隙容易沉淀堵塞物，也增加了解卡難度。

圖2 哈拉哈塘抽油機(jī)井摻稀管柱

圖3 底部固定桿式泵結(jié)構(gòu)

2 解卡工藝優(yōu)化

2.1 工藝原理

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，結(jié)合原油流動(dòng)性對(duì)溫度很敏感特性，制定出解卡工藝。原理是：利用套管注入的高溫?zé)崴?，提高油管?nèi)原油、堵塞段處的溫度，降低桿式泵上提阻力，保證桿式泵能上提解封；桿式泵解封后，油管內(nèi)正擠熱水，將井筒內(nèi)稠油堵塞物擠出油管；再擠入加熱稀油，徹底清除油管內(nèi)膠質(zhì)、蠟垢等油管內(nèi)壁附著物。

2.2 水溫確定

采用DV-Ⅱ+Pro 型粘度計(jì)，測(cè)定HA15-2井區(qū)的一口稠油粘溫?cái)?shù)據(jù)（圖4）。原油粘度很高，常溫下呈固體，無(wú)流動(dòng)性；80 ℃時(shí)粘度高達(dá)2.08×106mPa·s，隨著溫度升高，粘度快速降低；超過(guò)拐點(diǎn)溫度在90℃，粘度隨溫度的變化相對(duì)較小；115℃時(shí)粘度降為6.5×104mPa·s。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)加熱設(shè)備能力，哈拉哈塘油田洗井水溫度應(yīng)控制在80～90℃。

圖4 哈拉哈塘HA15-2井粘溫曲線

2.3 工藝流程

對(duì)稠油井桿式泵泵卡故障的原因進(jìn)行分析后，按照以下流程進(jìn)行解卡操作。

(1)熱水反洗：從套管注入高溫?zé)崴?，排量控制?～5m3/h。

(2)上提解封：緩慢上提抽油桿，解封桿式泵，避免拉斷抽油桿（如上提載荷接近或高于井的抽油桿正常運(yùn)轉(zhuǎn)載荷的110%，則繼續(xù)反擠熱水，直至桿式泵解封容易）。

(3)正擠熱水：從油管正擠高溫?zé)崴瑢⒂凸軆?nèi)原油擠出。

(4)正擠稀油：擠入2～3倍油管容積、80℃以上熱稀油，溶解油管內(nèi)壁的膠質(zhì)、蠟等附著物。

(5)啟抽：坐封桿式泵，正常啟抽，解卡成功。

采用“熱水反洗→上提桿柱解封→熱水正擠→稀油清洗”工藝流程，水溫嚴(yán)格控制在80℃以上，單井次可減少動(dòng)油管檢泵作業(yè)時(shí)間10d，節(jié)省起下油管費(fèi)用4.0萬(wàn)元。正擠、反擠結(jié)合的工藝，降低了洗井液用量，利于環(huán)境保護(hù)，也解決了因地層漏失難以建立循環(huán)的難題。

3 實(shí)施效果

HA902-S井摻稀生產(chǎn)，作業(yè)啟抽一段時(shí)間后，抽油機(jī)下行遇阻，井口取樣發(fā)現(xiàn)原油變稠，光桿上提3m，懸重達(dá)25t，正旋半圈后上提仍無(wú)效，判斷為泵卡。2013年9月5日開(kāi)始解卡：先小排量反洗85～95℃熱水，排量5m3/h，經(jīng)過(guò)21h共注入熱水105m3。用吊車(chē)上提抽油桿，懸重降至21.5t，起出φ38mm光桿×1根+φ28mm抽油桿×2根+φ28mm短節(jié)×1根，解封成功。油管正擠15m3溫度為89℃的熱水，泵壓由10MPa降至0MPa，油管內(nèi)稠油被擠出。最后正擠入稀油73m3。解卡共用時(shí)56h，恢復(fù)生產(chǎn)。2013年，在哈拉哈塘油田共實(shí)施5井次解卡作業(yè)，成功率100%，平均解卡周期49h，累計(jì)減少起下油管費(fèi)用20萬(wàn)元。

4 結(jié)論

與動(dòng)管柱檢泵相比，“熱水反洗→上提桿柱解封→熱水正擠→稀油清洗”的解卡工藝具有作業(yè)時(shí)間短、作業(yè)費(fèi)用低的優(yōu)勢(shì)。另外，該解卡工藝正擠、反擠相結(jié)合，降低洗井液用量，減少二次污染，解決了因地層漏失難以建立起循環(huán)的難題，可以滿(mǎn)足哈拉哈塘油田漏失嚴(yán)重稠油井的解卡需要。

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