海上高產(chǎn)高含蠟井測試工藝優(yōu)化研究和應(yīng)用

馮大龍，黃 偉，譚振興，袁則名

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海200050；2.中海艾普油氣測試（天津）有限公司，天津300450；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)公司，天津300452）

0 引言

東海油氣田是我國海上當(dāng)前勘探開發(fā)的主要區(qū)域之一［1］，此前其測試工藝主要針對低孔低滲油氣藏［2］。隨著中國海油啟動對東海西湖部分孔滲條件較好的油氣藏進行勘探開發(fā)，油氣測試過程中其高產(chǎn)高含蠟的特點對整個DST測試工藝提出了新的挑戰(zhàn)。

與常規(guī)油氣藏相比，高產(chǎn)高含蠟儲集層具有原油產(chǎn)量高、含蠟量高、凝固點高的“三高”特點，國內(nèi)外很多油田都存在含蠟量高的特點。目前，我國油田產(chǎn)油也以高含蠟原油為主。一般高含蠟油層埋藏都比較深，地層溫度較高，蠟全部溶解于原油中［3］，但在測試過程中隨著溫度與壓力下降，地面流程結(jié)蠟嚴重，影響油氣井測試結(jié)果及后續(xù)的開發(fā)工作。因此，當(dāng)前進行高產(chǎn)高含蠟井的測試工藝優(yōu)化是很有必要的。瞄準問題，采取有效措施進行抑制、防止和清除結(jié)蠟工作，可保證測試工作的順利進行，掌握儲層流體的產(chǎn)能和流體性質(zhì)，為下一步的油氣生產(chǎn)提供必要的參考。

1 高產(chǎn)高含蠟儲集層在測試過程中的問題

因高產(chǎn)高含蠟儲集層所具有的“三高”特性，在使用傳統(tǒng)DST測試工藝作業(yè)過程中出現(xiàn)了3個典型問題：（1）在地面流程溫降較大的部位，蠟質(zhì)組分極易析出并凝結(jié)［4］，從而造成地面流程堵塞的風(fēng)險，且堵塞的蠟質(zhì)會隨著流動對地面油氣處理設(shè)備形成沖擊，安全隱患極大；（2）隨著井口油嘴的加大，高產(chǎn)原油將井底射孔彈的金屬外皮及不明橡膠件攜至井口，堵塞流程從而造成無征兆的臨時關(guān)井，對井下資料的錄取影響很大；（3）高產(chǎn)高含蠟原油在燃燒過程中和空氣混合的霧化效果不好，放噴燃燒的火焰形態(tài)較差，易造成燃燒裝置損壞，從而迫使測試暫停。因此確保高含蠟原油從井底到地面流程的安全、順暢流動以及其安全、高效燃燒便成為了亟待解決的技術(shù)難題。

本研究依托東海西湖凹陷某井測試作業(yè)為實例，以現(xiàn)場工程問題為導(dǎo)向，從整個DST測試工藝角度，通過優(yōu)化整個測試工藝［5］，并針對性地進行專題研究，提出高產(chǎn)高含蠟油井測試安全及流動保障方案，確保高含蠟原油在全流程的流動安全及放噴燃燒安全，解決現(xiàn)場工程難題。

2 高產(chǎn)高含蠟油氣層測試問題原因分析及技術(shù)調(diào)研

在測試過程中地面流程內(nèi)原油有明顯的結(jié)蠟現(xiàn)象，造成了管線過流面積減小甚至堵塞［6］，流程管線壓力變大，帶來了巨大的安全隱患。分析NB19-6構(gòu)造原油，含蠟量為13%～25%，析蠟點最高達41℃，凝固點最高為30℃。因傳統(tǒng)DST測試未加入井下加熱工藝，其測試管柱流動保障措施不足，導(dǎo)致原油抵達井口時已有結(jié)蠟現(xiàn)象。此外，測試關(guān)井期間未及時對地面流程和兩舷燃燒臂管路掃線，致使流動性較差的原油在未加熱位置降溫析蠟形成節(jié)流甚至堵塞，影響燃燒質(zhì)量。

調(diào)研國內(nèi)外許多高含蠟油田，由于大部分高含蠟油藏的埋藏較深，原油在油藏溫度和壓力條件下具有良好的流動性，使原油可以從油層流入井筒。國內(nèi)油田中遼河沈陽油田是目前最大的高含蠟原油生產(chǎn)基地，其大民屯凹陷的原油最高含蠟量為53.52%，凝固點最高達67℃。以遼河油田為代表的高含蠟油氣藏開采，利用結(jié)蠟速度與溫度、產(chǎn)量、含水率、溶解氣含量成反比性質(zhì)，使用化學(xué)藥劑防蠟、強磁防蠟、保溫及加熱防蠟等措施可以較好地保障井筒至地面流程的原油流動性。

3 工藝優(yōu)化方案

3.1 測試管柱流動性保障技術(shù)研究

在東海西湖凹陷某井測試大產(chǎn)量放噴求產(chǎn)過程中，隨著工作制度增大，地層流體將大量固相雜質(zhì)攜至地面，堵塞流動通道影響求產(chǎn)。對收集到的碎屑進行測量，粒狀碎屑尺寸在0.4～3 mm，環(huán)狀碎屑尺寸最大達到20 mm，因此，必須采取井下固控措施。通過對井下過濾裝置進行調(diào)研，主要是防砂所用的篩管［7］，或者在某油田試驗用于過濾鉆井液的隨鉆過濾裝置，但由于作業(yè)特點及應(yīng)用方式的不同，該裝置在測試作業(yè)中易造成過濾裝置堵塞形成井下節(jié)流［4］，因而無法在測試作業(yè)中改造應(yīng)用?？紤]射孔彈屑的尺寸和射孔造成的沖擊力，考慮在測試管柱中增設(shè)加厚的割縫管，以防止大尺寸顆粒進入管柱，造成地面測試流程大顆粒固相雜質(zhì)的沉積。

井下管柱防蠟工藝主要針對抑制蠟晶的形成、聚集、沉積3方面，具體在國內(nèi)外各大油田形成了化學(xué)防蠟、強磁防蠟、電加熱防蠟［8］、保溫油管防蠟［9］、熱能防蠟［10］、特殊油管涂層防蠟等工藝。東海西湖凹陷某井井深在4500 m以上，測試中呈現(xiàn)高產(chǎn)、高壓、蠟初始溫度低、氣油比高和井筒內(nèi)流速大的特性，該區(qū)塊測試流動期間熱損失較小且對管壁的沖刷較強，故不易在井下管柱上形成結(jié)蠟［11］。而在測試中途關(guān)井期間，地層流體在井筒內(nèi)保持靜止狀態(tài)，熱損失較大，蠟質(zhì)易析出沉積，形成井下節(jié)流。對比國內(nèi)外井下防蠟工藝，并結(jié)合該井特性，建議井下采用保溫油管+電加熱防蠟工藝，優(yōu)選螺桿泵空心加熱桿加熱和氣凝膠保溫管作為高含蠟原油的井下流動保障手段。通過科學(xué)計算確定保溫油管合理下深，確保井口溫度高于原油凝點［12］，氣凝膠保溫管和高真空保溫管性能對比如圖1所示。

圖1 高真空隔熱管與氣凝膠隔熱管隔熱效果對比Fig.1 Insulation effect of the high vacuum insulation tube vs the aerosol gel insultation tube

3.2 地面測試流程流動性保障技術(shù)研究

在地面測試中，針對井筒內(nèi)返出的大尺寸固相雜質(zhì)，在井口處設(shè)置捕屑器［13］對射孔彈屑、不明橡膠件等進行過濾，避免造成油嘴流動通道堵塞，保障測試求產(chǎn)數(shù)據(jù)真實、可靠。捕屑器采用管路設(shè)計，其內(nèi)部分為上下2部分。上部為流動通道，下部為雜質(zhì)截留空間；管路公稱尺寸為5 in（1 in=25.4 mm，下同），上部流動通道的過流面積不小于3 in管路的過流面積。滿足一定量彈屑被濾板阻攔并截留在下部的同時不影響流通面積，確保不會造成節(jié)流堵塞；配合使用的單筒三閥捕屑器用于過濾較小的顆粒雜質(zhì)，作為管路捕屑器的補充。

考慮海上甲板面積和作業(yè)空間，優(yōu)化采用管路捕屑器+單筒三閥捕屑器組合的井口捕屑模塊，或立式雙筒五閥捕屑器，最大限度地減小設(shè)備尺寸，滿足設(shè)備在海上的安裝條件，按照API SPEC 6A標準設(shè)計，最大工作壓力滿足10000 psi（1 psi=6.895 kPa，下同），其結(jié)構(gòu)圖分別如圖2、圖3所示。

針對由于地面節(jié)流及流程加熱保溫措施不足，地層流體在地面流動的熱損導(dǎo)致溫度降至析蠟溫度以下，出現(xiàn)結(jié)蠟現(xiàn)象，在蒸汽熱交換器之前加裝同心保溫管（圖4），并提高蒸汽的溫度，保障地面流程中的原油流動性。對蒸汽熱交換器的加熱能力進行模擬分析［14］，結(jié)合地層流體流量、蒸汽熱交換器規(guī)格和加熱器供應(yīng)量計算不同溫度條件下?lián)Q熱器的出口溫度，計算結(jié)果見表1。根據(jù)計算結(jié)果，評估蒸汽供應(yīng)量和加熱器換熱能力是否滿足井況要求，作為測試流程流動保障設(shè)計的依據(jù)。

圖2 井口捕屑模塊Fig.2 Well head debris catcher

圖3 雙筒五閥捕屑器Fig.3 Debris catcher with double barr el and five valves

圖4 蒸汽熱交換器網(wǎng)格模型Fig.4 Grid model of the steam heat exchanger

表1 蒸汽熱交換器加熱能力模擬計算結(jié)果Table 1 Simulation result of heating capability of the steam heat exchanger

同時，在測試作業(yè)程序中，注意關(guān)井期間及時對地面流程內(nèi)管線進行掃線，避免原油降溫冷卻后析蠟?zāi)潭氯鞒獭?/p>

3.3 高產(chǎn)高含蠟原油燃燒保障技術(shù)研究

在該井測試過程中，高含蠟原油因霧化效果差［15］、風(fēng)向突然變化、噴淋水泵壓不足及關(guān)井期間兩舷燃燒臂管線內(nèi)原油冷卻結(jié)蠟等因素導(dǎo)致的原油燃燒不充分、燃燒頭損壞問題嚴重影響了測試作業(yè)質(zhì)量和進度。因此針對此類高含蠟原油井測試作業(yè)需要對原油燃燒配氣參數(shù)、燃燒器組成結(jié)構(gòu)和燃燒程序進行合理優(yōu)化。

3.3.1 燃燒頭選型優(yōu)化

在該井測試期間使用的為Super Green燃燒頭，其日燃燒800 m3原油時，每分鐘所需供氣量約為2563 scf（1 scf=0.0283168 m3，下同），4臺750型供氣機供氣；日燃燒1000 m3原油時，每分鐘所需供氣量約為3207 scf，5臺750型供氣機供氣。優(yōu)化選擇使用Sea-Emerald燃燒頭后，其日燃燒800 m3原油時，每分鐘所需供氣量約為1887 scf，3臺750型供氣機供氣；日燃燒1000 m3原油時，每分鐘所需供氣量約為2539 scf，4臺750型供氣機供氣。經(jīng)過優(yōu)化后原油霧化更加充分，在燃燒時保持較好的火焰形態(tài)、降低了風(fēng)向因素的影響［8］，并且還能夠較好地改善燃燒頭附近的溫度場及熱輻射場。

3.3.2 燃燒器組成結(jié)構(gòu)優(yōu)化

對燃燒頭進行適應(yīng)性改造，在燃燒頭與閥門之間加裝耐高溫護板，并且加強燃燒頭處的水噴淋系統(tǒng)，以有效防止風(fēng)向變化導(dǎo)致火焰回卷、降低火焰對閥門和管線熱輻射影響，從而達到有效降溫效果。

3.3.3 燃燒程序優(yōu)化

針對測試關(guān)井期間兩舷燃燒臂管線內(nèi)原油結(jié)蠟情況，需要進行及時掃線，并在儲油罐內(nèi)設(shè)置蒸汽加熱盤管以提高并保持罐內(nèi)原油溫度，從而確保原油泵送至燃燒頭時具有良好的流動性。

簡化原油放噴燃燒流程建立模型，通過使用PIPESIM 2017進行計算，設(shè)置原油密度0.857 kg/L，流量800 m3/d，環(huán)境溫度0℃，熱傳導(dǎo)系數(shù)97.64855 kcal/（h·℃·m2），分離器壓力150 psi，燃燒頭回壓50 psi，至燃燒頭處管路流程長度55 m。原油初始溫度為45℃時，至燃燒頭時溫降在3.5℃以內(nèi)；原油初始溫度為40℃時，至燃燒頭時溫降在2.5℃以內(nèi)。由于原油放噴燃燒時流速較高，流程中熱損較小，所以當(dāng)原油滿足一定的起始溫度后，在流程段不需要額外添加增溫措施。

4 工藝優(yōu)化應(yīng)用效果

將上述優(yōu)化方案驗證性地應(yīng)用于同樣具有原油產(chǎn)量高、含蠟量高、凝固點高“三高”特點的東海西湖構(gòu)造X井，該井井下原油溫度為115.7℃，含蠟量為23%，析蠟點為39.6℃，凝固點為28.3℃。具體采取的優(yōu)化措施為井下增加加厚割縫管、螺桿泵空心加熱桿加熱和氣凝膠保溫管，從源頭設(shè)置固體大顆粒物第一道過濾屏障，補充并減少原油井筒流動過程中的溫度損失，井口溫度50.5℃，遠高于該井原油析蠟溫度，相對井底溫降65.2℃；井口地面流程在蒸汽熱交換器之前加裝同心保溫管，供以充足的高溫蒸汽，測得蒸汽熱交換器入口溫度43.6℃，相對井口溫降8.9℃；在油嘴管匯前采用管路捕屑器+單筒三閥捕屑器組合的井口捕屑模塊，對流程內(nèi)的固體顆粒碎屑進行二次過濾，防止阻塞油嘴，消除了固體顆粒物堵塞流程造成的影響；在原油計量罐、儲油罐內(nèi)加裝蒸汽加熱盤管，提高罐內(nèi)原油溫度；燃燒臂選用Sea-Emerald型燃燒頭，并加裝耐高溫護板，加強燃燒頭處的水噴淋系統(tǒng)，提升了原油霧化燃燒效果，減少火焰對燃燒頭的輻射危害。測試過程中，該方案的成效顯著，明顯減少了因固體顆粒物堵塞流程通道和蠟質(zhì)結(jié)晶堵塞流程通道造成的無征兆臨時關(guān)井現(xiàn)象，沒有再發(fā)生由于輻射危害造成燃燒頭損壞，中斷測試作業(yè)的問題。再加上關(guān)井后注意流程掃線的問題，及時排凈流程內(nèi)殘留的原油，防止其析蠟結(jié)晶堵塞流程通道。

以上措施很好地保障了測試作業(yè)的順利進行，縮短作業(yè)周期，確保錄取資料的準確性。

5 結(jié)論

（1）井下采用保溫管+電加熱防蠟工藝，優(yōu)選螺桿泵空心加熱桿加熱和氣凝膠保溫管可以有效提高地層流體返出溫度。

（2）采用蒸汽熱交換器、同心加熱管和裝有加熱盤管的儲油罐，實現(xiàn)測試全流程加熱保溫，從而保障原油的流動性和安全高效燃燒。

（3）對燃燒頭進行適應(yīng)性改造和原油燃燒配氣參數(shù)優(yōu)化、加強燃燒頭處水噴淋系統(tǒng)后可有效提高燃燒效果，改善燃燒頭附近熱力場。