安塞油田井下作业清洁生产技术研究与应用

2019-10-16邱家友朱明新黄军强吴海阔刘德来

石油化工应用 2019年9期

邱家友，朱明新，黄军强，吴海阔，刘德来，蒋娜

（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000）

安塞油田所辖油区以黄土塬地貌为主，生态环境脆弱，植被污染后难以恢复，其主力区块位于延安市“四河三库”环境敏感区域，年产生含油污泥约8 000 t，作业产生的含油污泥占到总量的50 %以上，安全环保风险大，因此推进井下作业清洁生产，立足“井筒控制、井口预防、地面补防”技术思路，搞好末端治理的同时加强前端防控，是油田效益开发和良性发展的一项重要举措[1-3]。

1 清洁生产现状

安塞油田地处“三库四河”环境敏感区，点多面广、区域分散，年产生含油污泥约8 000 t，作业产生的含油污泥占到总量的50 %以上，每吨含油污泥的处置费用达到1 200 元，每年处置含油污泥的费用高达1 000万元，其中井下作业年产生污油泥4 000 t，主要来源于三个方面：

（1）起管杆时油水从井口喷出，洒落在井口周围；

（2）起抽油杆作业时，抽油杆上原油、蜡块陂带出，滴落在井口周围；

（3）蜡、原油刺洗时落在防渗布上，防渗布不可重复利用，变另一种污染物。

2 清洁生产工艺前期试验

针对井下作业时存在“油水喷出、原油蜡块滴落在井口、原油蜡块落在防渗布产生另一种污染”等三个方面污染[4]，结合调研东部油田清洁生产工艺，认为密闭清洗、钢制箱体平台可达到清洁生产目的，但均存在费用较高。因此，在密闭清洗、钢制箱体平台试验的同时，开展了高分子防渗材料优选。

2.1 密闭清洗

清洗设备主要由真空超导加热清洗和污油污水回收处理两部分组成，安装井口刺洗装置后连接好污油污水回收管线，在井口进行油杆外壁的刺洗，同时将溢出的污油污水进行同步回收；油杆清洗完毕并提出油井后，打开卸油器，将油管内壁清洗干净。

2.1.1 抽油杆清洗先后试验了同步清洗回收、残液遗留井筒两种方式。

2.1.1.1 同步清洗回收在井口安装清洗器对抽油杆进行同步清洗，井下不下入眼管，实现抽油清洗后立即返出，达到同步清洗同步回收的目的。试验时残液循环出井筒，清洗器纵向高度短（10 cm），回收管管径偏小（38 mm，与热水出口管径一致），影响回收效果（见图1）。

2.1.1.2 残液遗留井筒先下入花管，在井口安装清洗器及刮蜡胶芯，起抽油杆的同步清洗刮蜡，残液从眼管流入井筒。试验发现，清洗通道较长（增加花管），清洗质量及效率较高，但残液以及蜡质都流到井筒内，对油井后期生产有一定影响。

图1 同步回收清洗示意图

下入花管后，热洗液能进入井筒，增加了热洗通道，使得清洗通道较长，清洗质量及效率较高。但残液以及蜡质难以排出，存在流到井筒内风险，对油井后期生产有一定影响。

对比而言，残液遗留井筒对东部油田结蜡轻微适用性强，而安塞油田结蜡严重，适应性较差，优选同步清洗回收工艺，但需进一步开展优化改进，提高清洗效果。

2.1.2 油管清洗先后试验了蒸气清洗、胶芯清洗等两种方式。

2.1.2.1 井口注蒸气清洗不插软管蜡质全部洗入井筒内，未达到井筒清洁目的；下入高压软管可用于泄油器打不开井，但延长8 h，且当气油比较高时存在溢流风险。

如井深1 500 m，动液面800 m，受热前井内温度t1=40 ℃，井内液V1=6.3 m3。由理想气体状态方程：PV=nRT，受热前T1=273+40 K，加热后T2=273+80 K，则V2=1.13V1，计算井筒环空充满气油比≥30 m3/t，井筒环空充满，存在溢流风险。

2.1.2.2 下胶芯清洗先打开泄油器，然后从井口投入清洗胶芯，利用快速接头连接水泥车推动下行，利用机械刮削力和水力喷射两重效果清洗。试验发现，入井水量少（平均入井水量3 m3），有利于油层保护，同时作业时间短，1 h 即可完成内壁清洗需要水泥车和罐车配合，单井作业增加约2 700 元；对于泄油器无法打开井无法清洗。

对比而言，胶芯清洗相对效果较好，但需对密闭清洗车进行改进，增加高压设备。

2.2 钢制箱体平台作业

由摆放油管杆箱体、井口作业平台和围栏辅助三部分组成，箱体用于油管、杆作业摆放；溢流污油经作业井口平台流至箱体，施工结束后集中回收。

借鉴吉林油田采用的技术参数和设计形状加工钢制箱体，主要由3 具油管箱体、3 具抽油杆箱体及1 个井口集油箱体组成，箱体底部均为4 mm 钢板，总重8.8 t，在杏18-12 井进行了现场试验，刺洗油管杆过程中750 kg 油水混合物全部集中在作业箱内，但质量过大，装卸、现场摆放不便，箱体间对接密封效果及与井口适应性差。

2.3 高分子防渗材料

初选聚氯乙烯材料，采用5.5 m×2 m×3 mm×10 块防渗布拼接铺设，总质量约500 kg，使用无缝钢管互相插接成框架作为支撑，重复应用2 口井，主要存在质量及体积较大，不便于运输及现场摆放等问题，需进一步优选。

3 后期优化改进

经过前期试验，需针对安塞油田气油比较高、井筒结蜡较严重特点，需开展密闭清洗工艺优化改进，并按照方便运输原则改进钢制箱体设备、优选高分子防渗材料。

3.1 密闭清洗

3.1.1 抽油杆刺洗

3.1.1.1 施工工艺优选同步清洗回收，并安装刮蜡胶芯及高压清洗水嘴，达到“水力射流+高温溶化+胶芯刮蜡”多重效果，原油污水由负压泵回收。

3.1.1.2 设备改进围绕清洗效率及残液回收率，从清洗器纵向高度、增设高压清洗喷嘴、残液回收管径及设备等方面进行优化（见图2、图3）。

图2 清洗腔内高压清洗喷嘴示意图

图3 设备改进项目图

具体管径优化计算如下：

已知管径为38 mm 时回收管出口P=1 MPa。

总体来说，煤样在不同浸泡时间下的单轴压缩曲线具有相似的特征，在受载初期单轴压缩曲线均呈上凸型，达到峰值应力以后又迅速跌落。说明无论是自然煤样还是有机/酸复合溶液浸泡后煤样均具有一定程度的压密阶段和脆性特征，不同的是，随着浸泡时间的增加，煤样的弹性模量和峰值强度逐渐减小，而峰值应变和总应变呈增加的趋势。

3.1.1.3 施工参数根据结蜡特征、析蜡温度要求，分别试验了高温低压、低温高压两种参数，优选低温高压参数，排量由热平衡Q吸=Q放计算。

高温低压：参数为温度110 ℃、清洗压力4 MPa，存在蜡不能击散、受热膨胀影响井口残液喷溅；

低温高压：参数为温度75 ℃～85 ℃、清洗压力10 MPa，井口残液无喷溅，能达到清洗效果。

3.1.2 油管内壁清洗

3.1.2.1 改进“胶芯清洗”对密闭清洗车增加高压设备，满足现场推动清洗胶芯要求；围绕清蜡效果、防止蜡质进入油层确定温度、压力、排量等参数。

3.1.2.2 试验油管提出井口单根清洗为满足对泄压器打不开井油管提出井口单根清洗要求，自主研发设计了快速接头、防喷回收夹筒（见图4、图5），使降低占井时间突破性进展。

快速接头：设计为插入式，比油管旋塞丝扣接头时间降低2/3。

防喷回收夹筒：采用气动及时抱紧、松开，及时回收残液。

图4 快速接头

图5 防喷回收夹筒

3.1.3 油管外壁清洗从套气闸门注入热水，经油管外壁清洗器清洗后，产生原油、污水由负压泵回收，具体施工参数要求为：

（1）温度高于析蜡点，60 ℃以上，适当控制温度，可提高排量；

（2）排量≥2 m3/h（以提油管速度40 秒/根，提出油管温度大于析蜡点计算）；

（3）水量满足逐根清洗要求。

3.2 钢制箱体设备研制与优化

便于搬迁、安装要求，自主设计，对井口集油箱体、箱体尺寸及箱体间搭接方式改进。

（1）箱体尺寸改进：6 个大箱体改进为10 个管、杆同桥小箱体，由8.8 t 下降到5 t。

（2）井口集油箱体改进：改为井口集油托盘和导油槽，将井口流出的原油导至油管杆箱体内。

（3）搭接方式改进：搭瓦楞板拼接改为台肩搭接，便于现场施工。

3.3 高分子防渗材料优选

（1）优选原则：按照耐热、拉伸强度和延伸率性能好、轻量化及可回收原则选取，解决油污回收和防止二次污染问题。

（2）优选结果：经3 次选型，选用聚胺脂涂层软体材料，总重80 kg，且厂家回收循环利用，不产生二次污染；室内测试，抗拉伸及热老化等性能良好，预测重复利用150 井次以上（见表1）。

4 现场应用效果

4.1 现场应用情况

表1 高分子防渗材料技术指标

2017 年立足“井筒控制、井口预防、地面补防”技术思路，推广试验密闭式清洗、钢制箱体平台、高分子防渗材料作业等3 种工艺，共实施300 井次，减少油泥120 t，减少一次性防渗布7.5 t，减少原油损失22.5 t。

（1）密闭清洗：结合井筒状况，优选工艺，实施52井次，实现井液不出井。

（2）钢制箱体平台：现场摆放时间由6 h 下降到2 h，实施118 井次，污油集中回收，实现出井不落地。

（3）高分子防渗材料：单块聚胺脂高分子涂层软件材料最多已用60 井次，外观无破损，可持续使用。共实施130 井次，配套挡板隔离，实现了油污全部回收（见表2）。

表2 井下作业清洁生产实施情况

4.2 经济效益评价

减少污油泥120 t、防渗布7.5 t，处理按每吨1 000元计，节约12.75 万元；减少一次性防渗布、锅炉车刺洗及原油损失，2 010 元/井次，共计60.3 万元，合计产生经济效益73 万元，同时达到减少污染、促进油区的生态环境建设，社会效益和环境效益显著，形成的技术体系对长庆油田其他区块具有很好的借鉴意义（见表3）。