井筒结蜡原因分析及治理措施

2020-12-23 03:13尚欣然卢溪源朱华夏魏军红王鹏程
石油化工应用 2020年11期
关键词:含水井口油井

顾 明,尚欣然,卢溪源,朱华夏,貟 懿,魏军红,王鹏程,郑 浩

(中国石油长庆油田分公司第九采油厂,宁夏银川 750006)

1 生产概况

X193C7 油藏平均孔隙度8.1 %,渗透率0.11 mD,气油比104.1 m3/t,原油黏度1.01 mPa·s,地层饱和压力9.6 MPa,与超低渗透油藏及同类致密油藏相比,属于低孔低渗、高气油比油藏[1]。该油藏2017 年规模开发至今,定向井开井240 口,单井日产液1.52 m3,日产油0.77 t,综合含水40.4 %。水平井开井15 口,单井日产液28 m3,日产油8.4 t,综合含水64.7 %。该油藏井筒普遍存在结蜡现象,开发至今,核实井筒结蜡油井152口,占比60 %,因蜡卡检泵上修82 井次(63 口),结蜡周期120 d~300 d,结蜡厚度1 mm~20 mm 不等,结蜡井段集中在井口以下0~500 m。

2 X193 油藏结蜡原因及规律分析

2.1 结蜡机理

结蜡过程可以简单概括为下述过程:

(1)析蜡阶段:原油温度下降,低于析蜡点时,蜡开始结晶析出。

(2)聚晶阶段:温度压力继续降低,轻质组分开始析出。此时,析出的蜡晶不断聚集,聚集到一定程度形成蜡晶体。

(3)沉积阶段:蜡晶体在油管内壁粗糙处粘附,并不断沉积。

2.2 黏温曲线与析蜡点

在原油从井底流向井口的过程中,原油温度逐渐降低,随着油温的降低,原油黏度逐渐增加。在油温降至析蜡点之前,随温度的降低,黏度值变化不大,当油温降到析蜡点以后,原油中的高碳数蜡首先结晶、析出,造成原油黏度加速增大。随着油温的进一步降低,越来越多的蜡分子结晶、聚结、长大、析出,原油黏度变化加剧,黏度急剧上升,因此可以将黏温曲线用于确定原油的析蜡点温度。温度降低至某一值时,黏度急剧上升,蜡大量析出,这一温度称为该原油的析蜡点,X193油藏原油析蜡点在48 ℃左右。

2.3 X193 油藏结蜡原因分析[2]

(1)蜡质组分中硬蜡比例高。具体为C35以上硬蜡含量超过20 %,而C18以上烷烃含量超过了99 %,C18对应烷烃凝点在26 ℃左右,表明X193 油藏油井易结蜡(见表1)。

(2)原油含气量高。X193 油藏的原始气油比高达104.1 m3/t。轻质组分的逸出,体积膨胀需吸收热量使得体系温度下降,导致原油中的蜡结晶析出,结蜡加剧。

表1 X193 原油碳数分析

(3)胶质、沥青质(天然的防蜡剂)含量低。X193 油藏蜡样中胶质含量在1.7 %,沥青质含量在6.1 %,而其他区块油井胶质含量在8.3 %左右,沥青质含量在1.4 %~4.1 %。原油中含有的胶质、沥青质对蜡结晶有双重影响:一方面胶质是一种表面活性剂,可以阻止蜡的结晶;另一方面沥青是胶质进一步聚合的产物,它们不溶于原油,成了蜡的结晶中心,而且粘结牢固,增加了蜡在管壁上的沉积强度,且不易被油流冲走(见表2)。

2.4 X193 油藏结蜡规律分析

2.4.1 结蜡与产液量、含水之间的关系 分别对X193油藏油井和2017 年至今的结蜡井按照产液量、含水进行统计,寻找油井结蜡和产液量、含水之间的联系(见图1、图2)。

由图1、图2 可以看出,X193 油藏油井日产液量在0.8 m3~2 m3,含水分布在10 %~50 %,均不同程度出现结蜡现象。X193 油藏油井结蜡情况与产液量、含水之间没有明显的对应关系。

2.4.2 油井结蜡深度分布 X193 油藏现场跟踪的蜡卡井检泵作业起出的原井管柱情况,将检泵周期在200 d~400 d 的油井按照结蜡深度、结蜡厚度进行统计,发现103 口油井井口下0~600 m 结蜡,22 口油井井口下0~1 000 m 结蜡,6 口油井井口下超过1 000 m以下有轻微结蜡(见图3)。

2.4.3 油井结蜡深度与流压、沉没度之间的关系 理论上,沉没度高,流压高,井底脱气量少,井筒温度下降少,结蜡深度应当较浅(靠近井口);沉没度低,流压低,井底脱气量大,井筒温度下降大,结蜡深度应当较深,结蜡点应下移。

通过对比现场资料,发现结蜡深度与流压、沉没度对应关系依然不明显(见图4、图5)。分析认为:(1)随着开采时间延长,井底流压3 MPa~6.5 MPa 远小于饱和压力9.6 MPa(折合脱气深度982 m~1 156 m);(2)该油藏油井普遍供液不足,沉没度低(50 m~200 m),导致原油进入泵筒前脱气严重。

表2 不同结蜡严重层系原油胶质、沥青质含量对比

图1 X193 油藏油井液量、含水

图2 X193 油藏结蜡油井液量、含水

图3 结蜡厚度与结蜡深度散点图

3 治理措施应用及效果

3.1 化学清蜡

X193 油藏主要应用化学清蜡技术,目前所用清蜡剂CX-1 为油基清防蜡剂。针对X193 油藏P202-98 井蜡样做溶蜡试验进行清蜡剂评价,生产批号为2019012357 的清蜡剂CX-1,溶蜡速率0.017 9 g/min>0.016 0 g/min(行业标准溶蜡速率),符合清蜡剂技术指标(见表3)。X193 油藏目前共88 口油井投加清蜡剂CX-1。X193 油藏区块投加清蜡剂前结蜡速度为15 mm/a,投加后结蜡速度为5.6 mm/a,明显减缓,但仍高于其他区块。

表3 P202-98 溶蜡试验数据

3.2 热洗清蜡

图5 结蜡深度与沉没度散点图

移动撬装热洗清蜡装置是作业区近几年使用的一种油井清蜡设备。在实际热洗过程中,由于内衬油管耐受温度不能超过90 ℃,且热洗选井对于油井产液量要求较高,而三叠系长7 层液量较低(≤2.6 m3)。通过不同层系的热洗效果对比可以看出,三叠系长7 层热洗效果不佳,统计2019 年热洗105 井次,热洗后功图变好的仅7 井次,占6.7 %(见表4)。

表4 2019 年WGC 不同层系热洗效果对比

3.3 化学防蜡

对X193 油藏入井的防蜡工具进行效果跟踪,防蜡筒防蜡效果较好。试验防蜡筒22 井次,有效10 井次(延长检泵周期273 d,其中5 口井仍未起出),待评价9 井次(入井时间较短),无效3 井次。日产液量2 m3左右的油井,下入防蜡筒有效周期在350 d 左右。

3.4 工具防蜡

(1)下封隔器憋压:X193 油藏开展井底憋压提流压试验10 口,对比发现该部分油井平均蜡卡检泵周期520 d(延长120 d)。井底憋压减少溶解气在井底脱出,脱气过程主要在油管内进行,能有效减缓井筒结蜡速率(见表5)。

(2)地面电磁防蜡装置:X193 油藏应用井组地面电磁防蜡装置1 台,其中P205-96 井组蜡卡检泵井次由6 次下降到0 次,蜡卡周期由145 d 上升到317 d,结蜡速率由14.5 mm/a 下降到4.6 mm/a,热洗井次由11 次下降到4 次。

(3)防蜡油管:X193 油藏共计13 口井试验防蜡油管15 km(其中5 口井全井配套,其余配套平均井口下1~80 根配套)。其中,起出管柱5 口井,结蜡速率由4.8 mm/a 下降到1.5 mm/a,检泵周期由221 d 上升到310 d;8 口入井后未动管柱,平均入井263 d(可对比2口,平均延长检泵周期220 d)。

表5 X193 井底憋压井蜡卡检泵情况统计

4 结论及认识

(1)X193C7 油藏页岩油结蜡原因主要由高碳数蜡质成分含量多等因素引起,是该区油质物性所决定。

(2)X193 油藏现场跟踪的蜡卡井检泵作业起出的原井管柱情况,将检泵周期在200 d~400 d 的油井按照结蜡深度、结蜡厚度进行统计,发现井口至600 m 结蜡严重,600 m~1 000 m 次之,1 000 m 以下轻微结蜡。

(3)清蜡剂CX-1,针对X193 油藏结蜡速度有明显减缓,但仍高于其他区块。

(4)由于热洗选井对油井产液量要求较高且X193油藏所用的内衬油管耐受温度不能超过90 ℃,所以X193 油藏热洗效果不佳。

(5)“防蜡筒、地面电磁防蜡装置、井下封隔器憋压、防蜡油管”技术在X193 油藏目前试验均有效。

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