南緣高溫高壓油井堵塞成因及防治

吳寶成,熊啟勇,熊瑞穎,鄧偉兵,潘竟軍,王靜雅,郭繼香

(1.中國(guó)石油新疆油田公司工程技術(shù)研究院,新疆克拉瑪依 834000;2.中國(guó)石油大學(xué)(北京)非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院,北京 102249)

準(zhǔn)噶爾盆地南緣在沖斷帶四棵樹凹陷高泉東背斜部署的高探1井獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流,油層位于白堊系清水河組,儲(chǔ)層壓力高、物性好,為低飽和揮發(fā)性油藏。髙探1井在試采和生產(chǎn)過程中油管管壁沉積嚴(yán)重,堵塞井筒,嚴(yán)重影響該井的正常生產(chǎn)。由于高探1井為高壓、高溫油井,油藏壓力為134.1 MPa,油藏溫度為146 ℃,最高井口關(guān)井壓力為96.89 MPa,且井筒管壁沉積點(diǎn)深,沉積快,在修井過程中發(fā)現(xiàn)井下2 800 m至井口的位置結(jié)有厚度為5～13 mm的環(huán)形黑色垢。目前對(duì)于南緣高溫高壓油井管壁瀝青垢成因機(jī)制還不清楚,亟需開展南緣高壓、高溫油井瀝青垢沉積防治工藝技術(shù)研究。筆者選取南緣高探1井井下油管和地面井口彎頭處堵塞物,通過高溫灼燒、X-射線衍射法進(jìn)行礦物成分分析、薄層色譜等進(jìn)行有機(jī)物族組成測(cè)試,考察堵塞成因,根據(jù)南緣油井實(shí)際生產(chǎn)狀況,優(yōu)選堵塞物沉積防治工藝。

1 試 驗(yàn)

1.1 試劑及儀器

試劑:堵塞物分別取至南緣高探1井井下油管和地面井口彎頭,編號(hào)為NYA-1a、NYA-1b;正庚烷(AR)、正己烷(AR)、二氯甲烷(AR)、三氯甲烷(AR)、異戊醇(AR),均為北京伊諾凱科技有限公司生產(chǎn)。

儀器:ZSX Primus II型X-射線熒光光譜儀,日本株式會(huì)社理學(xué)公司(Pigaku);馬弗爐;CG-CF10棒狀薄層色譜儀,長(zhǎng)沙川戈科技發(fā)展有限公司;YP10002型電子天平;ZK-82A型真空烘箱;YXSF恒溫水浴鍋;高溫高壓流動(dòng)模擬裝置,中國(guó)石油大學(xué)(北京),耐溫為180 ℃,耐壓為150 MPa,測(cè)壓精度為0.01 MPa,裝置見圖1。

1.2 試驗(yàn)方法

1.2.1 原油四組分測(cè)試

采用CG-CF10棒狀薄層色譜儀對(duì)高探1井原油進(jìn)行四組分測(cè)試,根據(jù)SY/T 5119-2008[1]測(cè)試標(biāo)準(zhǔn),得到原油四組分?jǐn)?shù)據(jù),并由CⅡ方法分析原油穩(wěn)定性。

1.2.2 堵塞物成分分析

(1)堵塞物有機(jī)物/無機(jī)物含量。稱取一定質(zhì)量堵塞物樣品,放置在馬弗爐中高溫750 ℃灼燒8 h,冷卻后取出,干燥稱重,根據(jù)灼燒前后堵塞物質(zhì)量變化率,計(jì)算有機(jī)物和無機(jī)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

圖1 高溫高壓流動(dòng)模擬裝置Fig.1 High temperature and high pressure flow property analyzer

(2)堵塞物無機(jī)成分分析。取一定質(zhì)量堵塞物,進(jìn)行索式抽提,將有機(jī)物溶解分離,剩余的無機(jī)物干燥處理后采用X射線衍射法進(jìn)行礦物組成分析。

(3)堵塞物有機(jī)成分分析。稱取一定質(zhì)量堵塞物樣品,用三氯甲烷充分溶解,靜置取上層液體,運(yùn)用CG-CF10棒狀薄層色譜儀對(duì)液體四組分測(cè)試,并根據(jù)瀝青質(zhì)-膠質(zhì)-石蠟堵塞物分析法(APR)[2-3]分析堵塞物類型。

1.2.3 無機(jī)顆粒對(duì)瀝青質(zhì)析出的影響

采用中國(guó)石油大學(xué)(北京)高溫高壓流動(dòng)模擬裝置,分別測(cè)試常規(guī)管道/砂堵管道流動(dòng)條件下瀝青質(zhì)析出對(duì)測(cè)試管道兩端壓差的影響(壓力測(cè)試精度為0.01 MPa)。管道類型:常規(guī)管道(直徑為6 mm)、砂堵管道(直徑為6 mm,填充石英砂,滲透率為308 μm2)。測(cè)試溫度為50 ℃、壓力為50 MPa、氣油比(體積比)為300,等溫降壓試驗(yàn)過程,記錄兩端壓差隨時(shí)間的變化規(guī)律,分析無機(jī)顆粒對(duì)瀝青質(zhì)析出的影響。

2 結(jié)果分析

2.1 原油穩(wěn)定性

通過CG-CF10棒狀薄層色譜儀對(duì)原油飽和分、芳香分、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)進(jìn)行分析,根據(jù)CⅡ原油穩(wěn)定性判斷標(biāo)準(zhǔn)分析高探1井原油的穩(wěn)定性[4-5]。結(jié)果表明,高探1井原油的飽和分、芳香分、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和CⅡ分別為78.77%、15.47%、3.95%、1.80%和4.15。原油穩(wěn)定性判斷準(zhǔn)則為若CⅡ>0.9,原油不穩(wěn)定,易發(fā)生瀝青質(zhì)沉積;若CⅡ<0.7,原油穩(wěn)定,不易發(fā)生瀝青質(zhì)沉積;如果CⅡ=0.7～0.9,表明油品穩(wěn)定性質(zhì)處于穩(wěn)定狀態(tài)向不穩(wěn)定狀態(tài)過渡階段。若使體系穩(wěn)定,膠體的不穩(wěn)定指數(shù)CⅡ須小于0.7。由此可得,高探1井原油不穩(wěn)定,開采過程中容易發(fā)生瀝青質(zhì)析出并堵塞井筒。

2.2 堵塞物外觀

取自井下油管的堵塞物(NYA-1a)和井口彎頭堵塞物(NYA-1b)樣品外觀和基本物性見表和圖2。

表1 堵塞物基本物性Table 1 Basic properties of blockages

圖2 堵塞物外觀Fig.2 Appearance of the blockages

2.3 堵塞物微觀結(jié)構(gòu)觀察及能譜分析

采用掃描電子顯微鏡對(duì)堵塞物樣品進(jìn)行分析,結(jié)果見圖3。分析發(fā)現(xiàn),堵塞物呈2種形態(tài)外觀。井下油管堵塞物NYA-1a以顆粒狀堆積為主,表面疏松無定形,具有一定晶格形態(tài),初步分析該部分堵塞物含較多無機(jī)鹽類,為有機(jī)物與無機(jī)物共沉積結(jié)果;地面井口彎頭堵塞物NYA-1b表面呈連續(xù)過渡狀,具有層狀紋理,初步分析認(rèn)為是瀝青質(zhì)和石蠟類堵塞物。

圖3 堵塞物表面微觀結(jié)構(gòu)Fig.3 Surface microstructure of blockages

堵塞物樣品能譜分析結(jié)果見表2。由表2可得,堵塞物NYA-1a主要元素為C、N、O,其中O元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)42.43%,C元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為16.67%,N元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為13.42%,同時(shí)Na、Si、S、Ca、Fe等元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.34%～8.29%,堵塞物元素分布范圍較廣,單從元素組成看,含無機(jī)物較多。堵塞物NYA-1b主要成分為C、N、O元素,但C元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為85.44%,為堵塞物的主要組成元素,N元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.97%,O元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.02%,其他元素占比較少,表明堵塞物以有機(jī)物沉積為主。將兩處堵塞物用灰化法確定無機(jī)物和有機(jī)物的相對(duì)含量。

表2 堵塞物能譜分析Table 2 Energy spectrum analysis of blockages

2.4 有機(jī)物/無機(jī)物含量測(cè)試

采用高溫灰化法分別對(duì)2種堵塞物進(jìn)行有機(jī)物/無機(jī)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)測(cè)試,結(jié)果見表3和圖4。

對(duì)高溫灰化前后結(jié)果分析可得,堵塞物NYA-1a燃燒后殘余物顏色呈淺灰色,片狀,無磁性,無機(jī)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為62.25%;堵塞物NYA-1b燃燒后殘余物呈紅色粉末狀,質(zhì)地硬,無磁性,有機(jī)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為82.05%。

表3 堵塞物有機(jī)物/無機(jī)物質(zhì)量分?jǐn)?shù)Table 3 Analysis of organic/inorganic mass fraction of blockages

圖4 堵塞物高溫灰化處理Fig.4 Blockages ash treatment at high temperature

2.5 無機(jī)物成分分析

將堵塞物進(jìn)行索式抽提(洗油)除去有機(jī)物,將堵塞物中無機(jī)成分進(jìn)行X射線衍射分析,結(jié)果見表4。由表4看出,兩處堵塞物的無機(jī)物成分相近,含量不同。井下油管堵塞物NYA-1a無機(jī)物主要成分為重晶石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為89.3%)、硬石膏(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.9%)及黏土(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.8%);地面井口彎頭處堵塞物NYA-1b的無機(jī)物主要成分為重晶石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為72.2%)、硬石膏(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為25.4%)及黏土(質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.4%)。堵塞物中無機(jī)成分與南緣油井油藏白堊系,清水河組K1q層位(礫巖、底部砂巖)、獨(dú)山子組N2d(泥巖、砂質(zhì)泥巖)、塔西河組N1t(砂質(zhì)泥巖、砂礫巖)巖層組成不一致,可排除堵塞物為地層出砂的可能。分析無機(jī)物來源主要為鉆井中加入的加重劑,如重晶石、硬石膏等。

表4 堵塞物無機(jī)成分XRD全巖分析Table 4 XRD analysis of inorganic composition of blockages

井下油管堵塞物中無機(jī)組分以重晶石、硬石膏為主,由于瀝青質(zhì)極性較強(qiáng),更容易吸附在重晶石與硬石膏表面,促進(jìn)了瀝青質(zhì)沉積。

2.6 有機(jī)物成分分析

將堵塞物樣品用三氯甲烷溶解后進(jìn)行四組分分析,結(jié)果見表5。依據(jù)瀝青質(zhì)-膠質(zhì)-石蠟堵塞物分類方法[2],將瀝青質(zhì)-膠質(zhì)-石蠟沉積堵塞物(ARP)分為3種類型:如果P/(A+R)<1,則ARP為瀝青質(zhì)型;如果P/(A+R)>1,則為石蠟型;如果P/(A+R)≈1,則為混合型。

表5 堵塞物中有機(jī)物族組成分析Table 5 Analysis of organic composition of blockages

由表5可得,有機(jī)物主要成分為瀝青質(zhì),在原油從井下到地面的流動(dòng)過程中,受溫度、壓力、氣油比等因素的影響,瀝青質(zhì)逐漸析出并絮凝,絮凝的瀝青質(zhì)一般帶有正電荷,極易與帶負(fù)電的巖石礦物及無機(jī)礦物發(fā)生吸附、共沉積現(xiàn)象[6-7]。這與一般的油井有機(jī)垢的來源和沉積機(jī)制基本相同。

2.7 無機(jī)顆粒對(duì)瀝青質(zhì)沉積的影響

通過高溫高壓流動(dòng)性質(zhì)分析儀分別測(cè)試常規(guī)管道/砂堵管道對(duì)瀝青質(zhì)析出的影響,通過管道兩端壓差變化表征流動(dòng)摩阻。結(jié)果見圖5和圖6。

圖5 常規(guī)管道/砂堵管道恒速流動(dòng)摩阻Fig.5 Routine pipe/sand blocked pipe constant flow velocity friction test

由圖5可知,恒溫恒壓條件下,原油以恒定速率流通常規(guī)管道與砂堵管道,砂堵管道內(nèi)流動(dòng)摩阻為0.15 MPa，大于常規(guī)管道流動(dòng)摩阻0.11 MPa。由圖6看出,測(cè)試原油在砂堵管道流動(dòng)摩阻為0.11 MPa,高于常規(guī)管道流動(dòng)摩阻中的0.06 MPa。分析認(rèn)為：①等溫降壓過程,原油穩(wěn)定性破壞,瀝青質(zhì)析出并吸附在石英砂表面,減小了砂堵管道流通滲透率,增加了流動(dòng)摩阻;②受固體無機(jī)顆粒電性影響,促進(jìn)了瀝青質(zhì)的析出與沉積,瀝青質(zhì)沉積量增加,原油流動(dòng)摩阻增加。

圖6 無機(jī)顆粒對(duì)瀝青質(zhì)析出的影響Fig.6 Effect of inorganic particles on precipitation of asphaltenes

3 堵塞物成因

3.1 原油穩(wěn)定性破壞

Nellensteyn[8]提出可將原油視為膠體體系,該理論經(jīng)Mack等[9-13]發(fā)展完善逐漸形成了原油四組分物理模型及系列模型,如圖7所示。該模型將原油劃分為飽和組分、芳香組分、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)。

圖7 原油膠體模型Fig.7 Crude oil colloid model

原油中瀝青質(zhì)組分存在S、N、O及少量金屬元素,具有極性強(qiáng)的特點(diǎn),這也導(dǎo)致析出的瀝青質(zhì)組分容易發(fā)生快速聚集。研究[14-15]表明,析出的瀝青質(zhì)的聚集幾乎是瞬時(shí)發(fā)生的,能使得瀝青質(zhì)聚集物顆粒粒徑由幾微米迅速增加100倍。

在油藏條件下,原油膠體體系處于穩(wěn)定狀態(tài)。在開采過程中,受溫度、壓力、氣油比等參數(shù)的影響,原油穩(wěn)定的膠體體系被破壞無法繼續(xù)維持瀝青質(zhì)的穩(wěn)定存在,表現(xiàn)為瀝青質(zhì)從原油中析出,并發(fā)生絮凝、聚集、沉積等現(xiàn)象,最終黏附在管壁導(dǎo)致井筒堵塞。

3.2 無機(jī)組分的影響

南緣高探1井兩處取樣的堵塞物成分研究表明,無機(jī)成分對(duì)于瀝青質(zhì)的沉積確實(shí)存在至關(guān)重要的影響。原油穩(wěn)定性被破壞,導(dǎo)致瀝青質(zhì)析出、絮凝、沉積,析出的瀝青質(zhì)往往顯正電性,極易吸附在帶負(fù)電性的巖石或無機(jī)礦物成分上,從而發(fā)生瀝青質(zhì)與無機(jī)成分共沉積的現(xiàn)象[16]。這種堵塞物由于無機(jī)成分占比可觀,使得這種堵塞物相比于常規(guī)有機(jī)類型堵塞物結(jié)構(gòu)更加牢固,同時(shí)增加作業(yè)成本及清理難度。

4 南緣油井瀝青質(zhì)沉積防治

4.1 防治工藝優(yōu)選

4.1.1 連續(xù)油管帶壓清管解堵技術(shù)

連續(xù)油管帶壓清管技術(shù)主要采用連續(xù)油管攜帶鉆磨工具或者高壓清洗噴嘴,通過鉆磨或者噴嘴噴射的物理作用清除管壁堵塞物。

連續(xù)油管帶壓清管解堵技術(shù)運(yùn)用廣泛[17-19],在塔里木油田博孜102井、普光氣田大灣402-2井成功解除井筒蠟和硫沉積堵塞。解堵作業(yè)流程見圖8[17]。

圖8 連續(xù)油管解堵作業(yè)流程Fig.8 Coiled tubing remove blockage process

連續(xù)油管帶壓清管解堵技術(shù)工藝優(yōu)點(diǎn)是具有不動(dòng)井內(nèi)管柱,不關(guān)井帶壓作業(yè)等優(yōu)點(diǎn)。工藝缺點(diǎn)是不適用于井口壓力大于70 MPa油井,高壓井解堵操作存在作業(yè)成本高,井控安全風(fēng)險(xiǎn)大,冬季施工困難等問題。

4.1.2 注化學(xué)劑防瀝青垢沉積技術(shù)

注化學(xué)劑防瀝青垢沉積技術(shù)是在井口安裝高壓注入泵,油管安裝井下化學(xué)注入閥,高壓泵將化學(xué)劑通過井下化學(xué)注入閥泵入油管[20]。化學(xué)藥劑一般是表面活性物質(zhì),作用原理與膠質(zhì)類似,可以包圍瀝青質(zhì)分子達(dá)到溶解分散瀝青質(zhì)的作用,防止瀝青質(zhì)的析出聚集?；瘜W(xué)藥劑井下化學(xué)注入閥安裝示意圖見圖9。該工藝油田應(yīng)用較少,塔里木油田已開展井下化學(xué)注入閥注化學(xué)劑防蠟現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),伊朗雅達(dá)油田采用井下化學(xué)注入閥注瀝青抑制劑開展過瀝青垢防治,防治效果顯著。

化學(xué)注入閥加藥工藝優(yōu)點(diǎn)是能夠?qū)崿F(xiàn)藥液長(zhǎng)期、穩(wěn)定連續(xù)投加,能有效防治井筒蠟析出、瀝青質(zhì)沉積堵塞等問題。工藝缺點(diǎn)是井下管柱復(fù)雜,對(duì)于井筒安裝井下安全閥油井,安全閥深度需要超過化學(xué)注入閥,限制更大。

4.1.3 電加熱解堵工藝技術(shù)

電加熱解堵工藝技術(shù)主要在采油管柱內(nèi)下入一根電加熱電纜護(hù)管,在護(hù)管內(nèi)下入一根加熱電纜,通過地面中頻電源控制柜控制,對(duì)井筒內(nèi)液體加熱,使堵塞物受熱溶解、分散脫落帶出地面達(dá)到清管目的。同時(shí)加熱可以防止堵塞物析出和黏附油管壁起到防垢作用。

邱福壽等[21]針對(duì)高壓油氣井凝析油堵塞問題研發(fā)設(shè)計(jì)了同心管電加熱解堵工藝,電加熱工藝見圖10。該工藝在新疆油田霍101井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)成功,有效解決了霍101井蠟堵無法正常生產(chǎn)的難題,保障了該井正常生產(chǎn)。

圖9 井下化學(xué)注入閥安裝示意圖Fig.9 Diagram of chemical injection value installation in downhole

圖10 電加熱解堵管柱工藝Fig.10 Technical diagram of electric heating remove blockage

電加熱解堵工藝優(yōu)點(diǎn)是操作靈活,機(jī)動(dòng)性能好,設(shè)備可以重復(fù)使用,缺點(diǎn)是能耗大,主要用于防治蠟引起的沉積問題,不適用于瀝青質(zhì)防治。

南緣油井高溫高壓的油藏特點(diǎn)及堵塞物堵塞狀況,建議采用連續(xù)油管技術(shù)結(jié)合化學(xué)藥劑正擠的方式對(duì)堵塞物進(jìn)行治理,同時(shí)結(jié)合井下安全閥注化學(xué)劑抑制瀝青質(zhì)沉積工藝。

4.2 控制合理的生產(chǎn)參數(shù)

南緣油井在前期探索開采階段主要采用4、5、7 mm油嘴,根據(jù)油井生產(chǎn)狀況,選取2019-09～2020-10時(shí)期不同油嘴下生產(chǎn)數(shù)據(jù)及2019-05～2020-05時(shí)期不同油嘴生產(chǎn)下清管周期數(shù)據(jù)進(jìn)行分析,結(jié)果見表6和圖11。

由表6可得,油嘴越大,氣油比越大,油藏壓力損耗越大。以7 mm油嘴開采,日產(chǎn)氣液量是5 mm油嘴開采的1.48倍、4 mm油嘴開采的2.18倍。

表6 高探1井不同生產(chǎn)制度參數(shù)Table 6 Different production system parameters of Gaotan-1 well

圖11 高探1井不同生產(chǎn)制度下清管周期Fig.11 Pigging cycle of well Gaotan-1 under different production system

生產(chǎn)油嘴越大,會(huì)導(dǎo)致生產(chǎn)井油壓快速下降,地層壓力能量損耗加快,同時(shí)原油生產(chǎn)過程中壓力下降越快越容易達(dá)到泡點(diǎn)壓力,泡點(diǎn)壓力附近會(huì)加劇瀝青質(zhì)的析出沉積[22],增加井筒堵塞風(fēng)險(xiǎn)。

分析圖11可得:按照7 mm油嘴開采,清管周期為50 d;按照4 mm油嘴開采,清管周期為129 d;采用4、5、7 mm混合油嘴生產(chǎn),清管周期為90 d。4 mm油嘴生產(chǎn)制度下,生產(chǎn)穩(wěn)定,油管不易發(fā)生堵塞;采用7 mm油嘴生產(chǎn),油產(chǎn)量大,但是容易發(fā)生堵塞,需要額外的解堵消費(fèi),增加采油成本。

建議采用小油嘴與大油嘴間歇使用。前期采用小油嘴生產(chǎn),當(dāng)油壓、產(chǎn)量降低時(shí),油管內(nèi)存在瀝青質(zhì)堵塞問題,此時(shí)切換大油嘴生產(chǎn),增加原油流動(dòng)動(dòng)力,增加原油對(duì)油管的物理沖刷作用及原油對(duì)瀝青質(zhì)的攜帶運(yùn)移作用,將析出的瀝青質(zhì)在高速下帶出井口。

4.3 現(xiàn)場(chǎng)解堵情況

2019年8月及2020年5月,高探1井通過調(diào)控不同油嘴生產(chǎn)制度結(jié)合正擠瀝青分散劑技術(shù)4次進(jìn)行清管解堵,油壓平均增幅4～8 MPa,清管效果明顯,清管作業(yè)結(jié)束后可直接生產(chǎn)。

5 結(jié) 論

(1)通過原油穩(wěn)定性CⅡ判斷標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試高探1井原油穩(wěn)定性,高探1井原油CⅡ?yàn)?.15,遠(yuǎn)大于0.9,原油不穩(wěn)定,瀝青質(zhì)容易析出并堵塞井筒。

(2)南緣油井堵塞物為有機(jī)-無機(jī)共沉積形成,無機(jī)物以重晶石、硬石膏為主,主要來源為鉆井液加重劑,有機(jī)物為瀝青質(zhì)型堵塞物。在原油開采過程中,受溫度壓力等因素變化,導(dǎo)致原油穩(wěn)定性破壞,引起瀝青質(zhì)的析出、絮凝,瀝青質(zhì)容易黏附在巖石礦物、無機(jī)顆粒上,促進(jìn)瀝青質(zhì)的析出與沉積。

(3)針對(duì)南緣油井高溫高壓的油藏特性,建議采用連續(xù)油管技術(shù)結(jié)合井下安全閥注化學(xué)劑工藝的組合方案對(duì)瀝青質(zhì)的沉積進(jìn)行防治;同時(shí)采用小油嘴和大油嘴間歇使用的生產(chǎn)制度,有利于將小油嘴生產(chǎn)條件產(chǎn)生的瀝青質(zhì)通過大油嘴沖刷攜帶出井口。