稠油冷采增产技术研究

2021-08-31 04:39李万军
科海故事博览 2021年14期
关键词:激活剂含水稠油

李万军 方 勇

(1.江汉油田分公司清河采油厂生产运行部,山东寿光 262700;2.江汉油田分公司清河采油厂采油管理一区,山东寿光 262700)

八面河稠油区块主要分布在面22、面120 和面138 区块,构造位置处于东营凹陷南斜坡中南段,目前开井301 口,日均液量8.3m3,日均油量1.3t,平均粘度4370mpa.s(见表1)。

稠油井常规开产普遍低产低液,主要原因是地层状态下原油的粘度较高,在地层中流动性差,在井筒中举升困难,光杆不同步现象普遍,管理难度大,导致油井不能正常生产,开采效率低[1]。

针对稠油井存在的问题,主要开展三个方面的研究内容:一是开展井筒稠油流变特性研究;二是根据稠油流变特性研究得出的结论,开展掺水加药降粘工艺效果评价,形成了适合八面河油田稠油油井的掺水降粘工艺;三是开展稠油冷采增产工艺技术研究(开展包括微生物采油、提高大斜度稠油水平井生产压差等稠油增产技术研究),取得适合八面河油田稠油冷采增产的认识。

1 开展井筒稠油的流变特性研究

1.1 深度与温度的关系

八面河油田稠油油藏埋藏深度一般在800-1300 米,根据常规油管的井筒温度分布公式,可以计算出井筒内各个深度的液体温度。

常规油管的井筒温度分布公式:

T0 为地表层温度,东营平均14℃;

x 为计算点深度,m;

m 为地温梯度,℃/m;

Ke 为传热系数,一般为1.12w(m.℃);

C 为混合液的比热容,J/(kg.℃);

W 为混合液质量流量,kg/s;

q 为产液量,m3;

ρ 为产液密度,kg/m3。

从公式可以得出八面河油田稠油油藏地层原油温度约62℃。

1.2 温度和含水对稠油粘度的影响

原油粘度随着温度的升高而降低,取样在不同温度、不同含水情况作粘度测试实验,从实验数据可以看出,含水越高,油水两相粘度越低,含水在70%的时候粘度降幅最大[2](见表1)。

表1 稠油井生产情况

1.3 管道含水分析实验

利用管道加热器,对管道中油样,在不同温度下进行含水分析。温度在54℃含水为91.5%,温度在45℃含水为94.9%,温度在35℃含水为98.1%,说明低温时,测得的油样含水高;高温时,测得的含水更低。

借鉴胜利油田环道流体含水与温度实验,对管道中同一批油样,在不同温度下进行含水分析,低温时,测得的油样含水高,说明低温下部分原油粘到了管壁上,所以管道中流动的油样含水更高,与我们的现场测试吻合[3]。

2 开展掺水加药降粘工艺研究及效果评价

2.1 井筒掺水,改善稠油井井筒流动性

用掺水装置向油套环空掺热水,可以有效改善低含水稠油在井筒内的流动性,解决光杆缓下等问题。对不同粘度不同含水的油井进行井筒掺水优化,确保最佳掺水。

选取了M120-6-P2 作为地下掺水井优化实验,分别对没有掺水和掺1方水、掺2方水、掺3方水进行各项数据对比,结果如表3。从表3 数据可以看出,该井在掺2 方水的时候为最佳掺水。以此类推,将全厂19 口地下掺水井进行了掺水优化实验,确定了每口井的最佳掺水。

表2 稠油油水两相流体粘温关系

表3 M120-6-P2 井地下掺水实验(粘度:2366mpa.s)

通过以上实验,取得了一定的认识:井筒掺水可以人为改变油水两相的流动性质,由油包水型转换为水包油型,大大降低原油粘度,同时可以增加井液温度,实现管道含水下降。从我们现场掺水效果来看,粘度小于3000mpa.s,含水大于70%掺水控制在0.5-1m3/d,含水小于70%掺水控制在1-1.5m3/d;粘度在3000-6000mpa.s 之间,含水大于70%掺水控制在1-1.5m3/d,含水小于70%掺水控制在1.5-2m3/d;粘度大于6000mpa.s,含水大于70%掺水控制在1.5-2m3/d,含水小于70%掺水控制在2-2.5m3/d。

2.2 套管加降粘剂,改善稠油井筒流动性

部分稠油区块不具备掺水升温条件,可以通过套管加降粘剂方式,改善井筒流动性。首先对现有降粘剂进行各项参数检验,包括有机氯含量、降粘率、溶解性、PH 值,凝点、乳液稳定性、自然沉降脱水率等。

其次在现有降粘剂的基础上,对降粘剂的浓度进行评价试验。通过实验,浓度达到0.2%时,降粘率满足要求[4]。

同时,为了满足降粘剂与井液充分结合,对套管加药进行了改进,实现了连续滴加,改善了加药效果。目前井筒加降粘剂油井11 口,通过摸索加药量,均能保证油井正常生产。

2.3 地面管线加降粘剂,降低井口回压

受地面管网热损失影响,地面原油流动性变差,原油粘在管壁上,导致井口回压增大、产量损失,严重时导致停井。

针对这种情况,研制了井口自动加药泵,主要是利用柱塞泵的原理,依靠抽油机光杆下行程与弹簧来获取动力,实现带压、计量加药的目的。

该装置主要的应用范围是没有地面掺水的油井。如M120-10-X17 井,该井为拉油井,没有地面掺水,回压高,多次清洗地面管线效果不佳,安装该装置后,该井回压由原来最高的6MPa 降低为0.7MPa,生产情况稳定。目前应用4井次,油井平均回压由3.2MPa下降到0.5MPa,效果明显。

3 开展稠油冷采增产工艺技术研究

3.1 开展了微生物采油工艺技术研究

微生物采油是指向油井中注入特殊的功能微生物,利用微生物对原油的作用,疏通近井地带渗流通道,提高洗油效率和单井产量。主要机理是利用外、内源微生物结合,裂解原油、产生生物气、降粘,疏通孔道、改善原油流动性,提高单井产量[5]。

一是开展外源菌筛选,通过实验结果,确定AP-1 和9t作为该井吞吐用外源菌。

二是开展内源激活剂筛选。用产出液和注入水混合配制激活剂,每个配方2 个平行样,各加10ml 原油样品,通氮气除氧,60℃静置培养,然后对总菌数镜检,对原油进行乳化分散效果观察和气压检测,通过试压观察激活后总菌数和产气量得出结果。从实验数据可以看出,2 号配方(0.4%碳源+0.2%氮源+0.1 复合微量元素)的激活菌浓较高,产气最高,乳化分散较好,所以选择2 号配方为该井的激活剂配方体系,体系确定后选择了两口井进行现场试验。

外源菌和激活剂注入总量设计:微生物吞吐剂总量按下式计算:V=3.14R2Hфβ,式中标记取值:V—注入用量,m3;R—处理半径,m;H—有效厚度,m;ф—孔隙度;β—用量系数(取1.3)。

J5-X257 井设计量通过公式计算出:注入总量:300m3。微生物菌液10t,激活剂10t,现场用注入水稀释至280m3,CO240t,顶替液20m3。开井后,日产液量快速降低,后不出液,关井。

对于该井未达到增产目的进行了分析,主要是对产出液进行了显微镜镜检,观察细菌的浓度,开井后第四天取样,含油量少,菌浓达到108 个/mL,说明激活情况良好。施工考虑到伴注水对地层水敏伤害,使用的地层水伴注,可能存在配伍性差伤害地层。后期进行了酸化解堵,开井后最高日产液8.1t,目前日液4.5t,日油0.5t。

M14-3-X109 井设计量:注入总量:200m3。微生物菌液8t,激活剂10t,现场用注入水稀释至180m3,CO240t,顶替液20m3。开井后,排液2 天,日产液量降低,后不出液,关井。

对于该井未达到增产目的进行了分析,认为主要原因:一是为二氧化碳冷伤害导致沥青质析出堵塞;二是激活剂与地层不配伍造成的颗粒型堵塞。从J5-X257 井来看,单纯无机解堵无法有效解除地层堵塞,因此建议酸化与有机解堵剂进行复合解堵。

3.2 开展了提高稠油水平井生产压差技术研究

受油井井斜角的影响,普通泵的下泵深度一般不超过45 度,限制了油井的生产压差。如M137-P11 井,通过该井油藏基本数据,可以计算出该井的最佳下泵深度为1078m,受井斜的影响,该井实际下泵深度仅850m。

针对这种情况,引进了偏置阀抽油泵,该泵采用液力反馈技术,为杆柱下行提供动力,克服斜井、稠油井杆柱下行摩阻,同时泵阀采用弹簧复位球阀结构,适应水平井、大斜度井生产。

目前下入偏置阀泵5 井次,平均增加井斜15.0 度,平均增加泵深132 米,平均增加液量4.7 方,平均增加油量0.4 吨。

4 结论及建议

(1)采取井筒掺水、加降粘剂能有效的改善稠油在井筒里的流动性,确保高粘度、低含水的油井正常生产;

(2)微生物采油应充分考虑稠油的温敏性(二氧化碳对地层的冷伤害),在这个基础上再进行微生物降粘试验;

(3)偏置阀泵能有效的提高大斜度井、水平井的下泵深度,增加生产压差,从而达到增加产量的目的。

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