扶余油田酸化解堵应用与研究

吴家元 (吉林省松原市吉林油田扶余采油厂采油四队，吉林 松原 138000)

1 扶余油田开发出现的问题

扶余油田注水开发后，地下流体的发生一系列的变化。主要反映为：油层的润湿性变化，近井地带由水润转化为油润，加剧了流体中重质成分在流体通道上的吸附；随着地层压力下降和近井地带压力迅速下降的双重作用，原油中重质成份不断析出，增加了流体流入井底的阻力，影响油井产量。同时原油进入井筒后出现脱气，脱气时会有吸热现象，使蜡质、沥青质析出形成死油，造成近井地带堵塞。

扶余采油厂作业发现结垢井1384口，占油井总数的28.5%，平均年新出结垢井348口，从结垢分布看各队都有分布，主要集中在与水井连通较好，注水受效好的区块。分队看，四、十二、一、八、十四、二、十、十五队共发现结垢井934口，结垢相对较严重，占总结垢井的67.8%。全厂平均结垢厚度在3-8mm，结垢速度0.4mm/月左右。每年因为结垢原因造成修井作业的大约有50井次，结垢严重井的平均免修期318天，远远低于全厂平均免修期600天。油井结垢严重影响免修期的提高和采油时率，胶质、重质也经常造成进油部分堵影响免修期和产量。

我厂每年洗井13000井次，加清防蜡剂600井次，一口井平均4个月洗一次井筒；2012年1-9月作业发现结蜡严重井作业103口，可见近井地带有机堵塞非常普遍，有必要对结蜡降产井采取解堵措施。

2 结垢特征及酸化体系优选

2.1 结垢厚度及速度

根据各队作业中发现的488个结垢样品，统计出各队结垢速度，可分为三类：

大于2.5mm/年以上队：4、15队（两个队）；

介于1.5-2.5mm/年队：5、3、2、14、12、16、13、10、8队（ 九个队）；

小于1.5mm/年以上队：6、11、7、1、9队（五个队）；为调整施工参数提供有效依据。

2.2 结垢部位与成份组成

生产管柱：井筒结垢主要集中在动液面以下管柱被浸泡部位，其中以花管结垢最为严重。

油层结垢：油层结垢情况认识不清，经验认为与水井连通好的油层结垢概率大，确切堵塞情况可通过压力恢复试井得到渗透率和表皮系数。

2.3 酸化体系的选择

酸化选井首先判断近井地带是否堵塞，是否有垢，目前酸化常用酸主要有盐酸、土酸和缓速酸。

盐酸：主要成份HCl，具有成本低，适应除无机垢，反应快，处理半径小，对管柱有一定的腐蚀性。

土酸：主要成份为HCl和HF，适用于特低渗油藏泥浆堵类型井，易产生二次沉淀，反排时间长，影响脱水系统。

缓速酸：主要成份为氨基磺酸，与碳酸盐反应生成氨基磺酸钙镁，溶解度大，无需返排。成本偏高，溶垢彻底、无沉淀，腐蚀性小。

因此根据以上酸液特点，我们确定选择缓速酸清除无机垢，应用添加剂清除有机垢的复合配方体系。

2.4 酸液配方体系适应性及配伍性试验

针对有机垢类的试验

称垢样1g，放入装有不同浓度的添加剂的烧杯内，在50℃下，记录不同时间内的清洗效率。

表1 添加剂溶垢试验数据

实验数据表明，虽然添加剂浓度越大除垢效果越好，但综合考虑经济效益选择4%浓度最经济。

针对无机垢类的试验

取垢样1g放入装有4.5%缓速酸溶液烧杯中，在50℃下，记录不同时间内的溶垢率。实验数据表明当达到5h后，反应基本止停止了，溶垢率达到80%以上，反应后无沉淀生成，说明酸液配伍性较好。

表2 缓速酸溶垢试验数据

复合配方溶垢率试验

取垢样分别按2.3%缓速酸、4.5%分离剂、2.3%添加剂、0.7%缓蚀剂复合溶液后加入烧杯中，在50℃下记录不同时间内的溶垢率。通过试验可以看出复合酸化配方体系对有机、无机垢溶垢率可达到90%左右。并且反应速度平稳增长，不产生二次沉淀，从而实现近井地带解堵的目的。

表3 复合配方溶垢率试验结果

3 选井标准及施工方案制定

3.1 选井标准：

3.1.1 进行油井生产情况动态分析，优先选择物质基础好，投产初期产能发挥好，经压裂改造后有过高产历史，目前油井产量下降，周围水井注水正常，动静不符的井。

3.1.2 近两年产量下降幅度较大在结垢区块又没有进行酸化，地下注水效果好，地层压力高的井。

3.1.3 高产区块的低产井，压裂、补孔无效的井。

3.1.4 对结垢认识清楚，有结垢描述或处在结垢区的近期产量下降的井。

3.1.5 对结垢速度较快，每次修井都发现滤网堵的井，有轻微套变，到结垢周期的井。

3.1.6 结垢区块泵工作正常，较长时间没有作业，非注水原因造成的动静不符井。

3.2 施工方案制定

3.2.1 药液浓度

根据结垢成份计算，按套管结垢10mm计算，单井结垢0.6m3，室内试验通过对结垢垢块厚度和结垢程度的分析，分别采取5-8%的浓度进行试验。结垢厚度3mm以下的，正常5%即可将垢块溶解；结垢厚度在4mm-6mm的，浓度必须达8%才可以溶解，考虑地层含水较高有稀释作用，我们对一般井采用浓度6-9%。

3.2.2 施工半径

根据资料，总流压下降50%发生在井筒周围6m以内，25%发生0.3-1m之内，若近井结垢造成的表皮伤害存在则远大于这个数，并影响油井产量，所以我厂一般选择在1.5-2m。

理论药量设计根据公式

式中:Q—工作液总量m3

R—处理半径m，根据井具体情况按0.8-1.5m计算

H—处理厚度m，按单井射孔厚度计算。

φ—平均孔隙度%，按地质提供18-24%计算。

实际药量根据理论设计结合结垢程度及罐车体积确定。

后置液用量按1.2-1.4倍油套环行井筒体积计算，一般3-5m3。施工停井，施工后不返排，8-16h后开井。

3.2.3 施工排量控制

根据现场压力，注入压力不高于3MPa，在0.4m3/min以下排量注入3-5m3，提高排量0.5m3/min以上注入剩余药液，观察井口压力情况，如压力高于3MPa降低排量。

3.2.4 酸化施工方式

主体施工方式是不动管柱笼统酸化（抽油机）

非主体施工方式：动管柱笼统酸化（螺杆泵）、冲洗井筒

非主体施工方式：动管柱分层酸化

4 酸化效果评价

2013-2014年累计施工酸化井323口，累增油5397吨，有效率65%，平均单井增油16.7吨，吨油成本1257元。同期对比看，2013年效果较好，是原因2013年施工时间在上半年基本完成，导致有效期相对较长。14年日增油量0.5吨以上井17口，进一步说明酸化的必要性。

5 结语

根据结垢组分制定的酸化方案，能够有效溶解油井内形成的垢；从现场应用效果可见，针对不同油井参数设计的酸化方案，能有效处理井底及近井地带的垢，增加油井产量；酸化吨油成本较低，具有很好的推广前景。

[1]隋悦.锦州油田解堵技术综述[J].内蒙古石油化工，2008（14）：70-74.

[2]王鸿勋，张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，2000.