新疆某油田油井结蜡及清防蜡技术应用

2013-07-04周玉霞吴振宇李小军

石油化工应用 2013年5期

周玉霞，吴振宇，李小军

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；2.延长油田股份有限公司横山采油厂，陕西西安 719100；3.山东科瑞集团油气公司，山东东营 257000）

新疆某油田共有3个开发单元，BH1、BH4 和BH10；其中BH4为主力开发单元，2000年完成一期产能建设。截止2011年6月，该油田共有油井126口。其中电泵井96口、抽油机井22口、常关井8口；水平井94口、双台阶水平井20口。井口日产液8783 t、日产油4603 t、含水47.6%。累计产油1696.46万吨、地质储量采出程度20.68%、可采储量采出程度71.23%。该油田具有超深（＞5000 m）、超薄（油层厚度0.6～2 m）、低幅度（≤34.5 m）、低或特低储量丰度（东河砂岩油藏47×104t/km2、薄砂层油藏18×104t/km2）、天然能量不足、地面条件恶劣、原油含蜡较高（4%～14%）等特点，导致薄砂层部分电泵井管柱或泵壳外结蜡严重，堵塞原油流动及正常入泵，致使产液量下降，影响了油井正常生产。

表1 某油田油井结蜡统计

1 新疆某油田油井结蜡现状

该油田原油含蜡量处于4%～14%水平，最高凝点在4℃以上。因此随着油井生产过程中能量的衰竭、产液量的递减、温度的下降，存在不同程度的油井结蜡现象（见表1）。由表1可知，该油田结蜡较为严重，在126口油井中，已有35口发生结蜡，结蜡井所占比例为28%。而且结蜡以BH1 井区更为突出，结蜡严重井主要处于BH1 井区，如BH1-14H、BH1-13H、BH114H等已进行多次清蜡处理（见表2）。而就结蜡形式看，该油田油井结蜡主要发生于泵吸入口及泵体外壳。

表2 油田严重结蜡油井

2 某油田井下清防蜡技术应用效果分析

目前，该油田井下清防蜡技术主要包括：空心抽油杆电加热、电磁加热器加热、药剂缓释防蜡器、热洗井（原油、清水、污水热洗井）、电泵转抽等技术（见表3）。

从表3可看出，该油田针对油井结蜡现象，所采取的清防蜡措施较多。其中抽油机井采用空心抽油杆电加热技术、电泵井则采用污水热洗井技术以及近年实施的电泵井转抽技术，均取得了良好的现场应用效果。但污水热洗井技术存在有效时间相对较短（约20天）；而且污水密度偏高（1.12～1.18 g/cm3）。随着油田开发进入中后期，地层压力系数逐步降低（≤0.7），洗井时污水向地层漏失严重，导致储层渗流通道一定程度伤害，生产时污水反排时间长，影响油井正常生产及产量。有关污水热洗井效果（见表4）。从表4可看出，结蜡严重井，如BH1-14H 采用污水热洗井清蜡，虽有效果，但是清洗频繁，而且随清洗次数增加，效果逐渐变差，甚至没有效果。相反，2009年对BH1 井区结蜡严重的BH1-14H、BH1-12H、BH1-17H、BH1-29H等4口井实施的电泵转直线抽油机实验，取得了较好的现场防蜡效果，保持了结蜡井长期稳定生产。已正常运行生产14个月以上，最长达20个月。可见，采用转抽方式较好地克服了现有电泵井井下结蜡对油井生产的影响，对薄砂层油藏具有推广价值。而对抽油机井，若结蜡严重仍可沿用空心抽油杆实施电加热防止油井井下结蜡，该技术在BH111H、BH113H、BH171C、BH4-51H等结蜡井中取得了较好效果。

3 某油田油井电泵转抽选泵与参数确定

该油田现场试验表明，对于常规抽油机结蜡井而言，采用空心抽油杆电加热技术防蜡效果较好，而且该技术具有连续加热、热效率高、管理方便、对生产影响小等优点。尽管运行费用偏高（30万元/年），但从减少井下作业次数，提高和稳定油井产量而言，仅部分严重结蜡井应用是可取的。而针对目前电泵井随产能递减结蜡相对严重的具体情况，通过电泵转直线抽油机实施大排量深抽取得了较好的防蜡效果，并起到了油井提液增产作用。有关电泵井转抽参数计算与优选（见表5）。

表3 某油田井下清防蜡措施

表4 污水热洗井效果

表5 不同参数下深抽泵的理论排量及其它相关参数

计算结果表明，利用国内耐压50 MPa 且凡尔罩加固的深抽泵，在柱塞最大提升力达10 t的条件下，泵挂3500 m、泵径分别为32 mm 和38 mm、泵效60%、抽油泵取5.5 m 冲程8 冲次时，排量可分别达50.9 m3/d和71.8 m3/d。完全能够满足该油田井况复杂井及边缘井大排量深抽及防蜡需求。