劉國華 崔巍 蔣團(tuán)輝 張照輝 杜冬（中國石油塔里木油田公司天然氣事業(yè)部）

油田開發(fā)過程中，油水井的關(guān)井不僅造成大量資產(chǎn)閑置，而且使油田注采對應(yīng)狀況變差，儲量動用不均衡，直接影響油田生產(chǎn)和提高采收率。隨著油田進(jìn)入高含水開發(fā)后期，由于注采關(guān)系的調(diào)整、油價上漲，部分長關(guān)油井已具備再利用潛力[1]。從各油田目前的生產(chǎn)開發(fā)情況來看，隨著油田含水的不斷上升，部分已經(jīng)關(guān)掉的老井又突顯出開井價值。2010年4月，英買作業(yè)區(qū)結(jié)合油氣生產(chǎn)中遇到的實(shí)際問題，經(jīng)過反復(fù)研究和討論，在YM21-1井進(jìn)行了長關(guān)井不放噴開井技術(shù)試驗(yàn)，試驗(yàn)取得了初步的成功，解決了傳統(tǒng)開井放噴對環(huán)境污染的問題，降低了生產(chǎn)運(yùn)行成本，符合油田倡導(dǎo)的安全環(huán)保和“低碳油田”的發(fā)展趨勢。

1 研究背景

英買力凝析氣田群作為我國最大的凝析氣田群，主要包括英買7、羊塔克、玉東2三個凝析氣田，具有流體物性差等特點(diǎn)，凝析油凝固點(diǎn)最高為18.5℃，因此管道內(nèi)流體溫度不得小于20℃，以免凝析油的凝固。

隨著油田開發(fā)的逐步深入，管桿老化，套管損壞等現(xiàn)象較為嚴(yán)重，在實(shí)際生產(chǎn)中經(jīng)常會有一定數(shù)量的油氣井停產(chǎn)關(guān)閉。油田生產(chǎn)中（現(xiàn)場上）常把幾個月停產(chǎn)的井稱為長關(guān)井。通常情況下，每次開、關(guān)井地層溫度變化不大，但也有部分單井在開、關(guān)井期間溫度差異比較大，此類井具有多層、層間跨距大、差異不同等特點(diǎn)【2】。英買7凝析氣田的YM21-1井于2009年12月9日因油壓低不出液而關(guān)井，當(dāng)年10月30日此井含水已達(dá)53.3%，2010年2月23日完成堵水作業(yè)。YM21-1井口溫度顯示，開井期間溫度在35℃左右，關(guān)井后一度達(dá)到11℃，溫差如此大的長關(guān)井，再次開井時需要通過放噴提高井筒溫度來滿足生產(chǎn)系統(tǒng)的需求，從而進(jìn)一步防止凝析油的凝固。放噴，勢必會浪費(fèi)原油、天然氣，并且將有害物質(zhì)直接排放到環(huán)境中，這與國家提出的“綠色GDP”、油田打造的“低碳油田”的理念主流相違背[3]。

2 方案研究與實(shí)踐

2.1 方案準(zhǔn)備

基于以往單井放噴使井筒升溫效果的基礎(chǔ)上，2010年4月26日在作業(yè)區(qū)進(jìn)行了針對藥劑與反應(yīng)產(chǎn)物的檢驗(yàn)試驗(yàn)。分別在封閉和敞開體系下檢驗(yàn)反應(yīng)產(chǎn)生的熱量及氣體試驗(yàn)。試驗(yàn)證明，藥劑反應(yīng)可以產(chǎn)生足夠的熱量加熱井筒，不產(chǎn)生可燃?xì)怏w，試驗(yàn)過程安全。

利用化學(xué)反應(yīng)生成熱可快速提高井筒溫度，進(jìn)而達(dá)到縮短放噴時間或不放噴，節(jié)約天然氣，減少有害氣體的排放。

這個試驗(yàn)要面對高壓、井筒深反應(yīng)不可控、溫度確認(rèn)較困難、藥劑投放控制難度大等諸多難題，由于反應(yīng)屬于放熱反應(yīng)，因而也會有燙傷皮膚、口腔、眼睛的危險。

2.2 藥品介紹

1）系無機(jī)儲能材料，熱值高，使用時需通過催化劑作用將藥劑所含熱量釋放出來。

2）在反應(yīng)過程中不產(chǎn)生含有對油井危害的物質(zhì)，且產(chǎn)生的氮?dú)馔瑯泳哂邢淳?、助排蠟作用?/p>

3）在反應(yīng)過程中化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生的熱量大，易操作，可人工控制化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生的熱，不會因使用本品而發(fā)生燃燒甚至爆炸的危險。

4）化學(xué)反應(yīng)相對比較穩(wěn)定，且可人工控制，其主要反應(yīng)如下：

5）產(chǎn)生的熱量大，不產(chǎn)生可燃?xì)怏w，有極少量的水，尤其是在非水環(huán)境下的油井清蠟過程中，只需投入將藥棒浸潤濕透與催化劑溶解的水量即可進(jìn)行清蠟反應(yīng)作業(yè)；采用的藥劑A、藥劑B及催化劑接觸原油、天然氣、空氣、鐵、碳、破乳劑、緩蝕劑等物質(zhì)的均不發(fā)生任何化學(xué)反應(yīng)。

2.3 試驗(yàn)研究

2.3.1 在封閉體系下檢驗(yàn)反應(yīng)產(chǎn)生的熱量及氣體

取藥劑278.93g、催化劑約30g，置入一端封閉的管線內(nèi)，并加入約200mL水，開始反應(yīng)計時，并用紅外溫度測定儀測定管外壁表面溫度（表1）。

表1 在封閉體系下反應(yīng)時間與溫度關(guān)系

在反應(yīng)約2min后，已有大量氣體產(chǎn)生，此時用氧割焰開始對反應(yīng)釋放出的氣體進(jìn)行點(diǎn)火試驗(yàn)，結(jié)果未發(fā)現(xiàn)有可燃性氣體產(chǎn)生，火苗長度、亮度等沒有變化。

2.3.2 在敞開體系下檢驗(yàn)反應(yīng)產(chǎn)生的熱量

取藥劑169g、催化劑約15g，置入一端可封閉的法蘭下，并加入約100mL水，開始反應(yīng)計時，并用紅外溫度測定儀測定管外壁表面溫度（表2）。

表2 在敞開體系下反應(yīng)時間與溫度關(guān)系

2.4 現(xiàn)場實(shí)踐

2.4.1 準(zhǔn)備

首先將藥劑A和藥劑B各稱取12.5kg，并混合均勻，然后分為10組，每組各2.5kg；稱量催化劑2.5kg，溶于25L水，平均分成10組。

2.4.2 步驟

首先將混合藥劑加入管線中，關(guān)閉閘板閥，并安裝防噴管，再加入5L水、2.5L催化劑溶液，并用水將空氣從防噴管中排出，打開測試閥門，開始引發(fā)反應(yīng)。達(dá)到控制溫度時，打開生產(chǎn)閥門，向井下排出仍在持續(xù)反應(yīng)的熱流體。當(dāng)?shù)谝唤M藥劑投入井中后，關(guān)閉生產(chǎn)閥門，并將生產(chǎn)閥門上端的管線中殘余壓力放空，卸下防噴管，準(zhǔn)備投入第二組藥劑。10組藥劑投放均按此流程。

本次試驗(yàn)設(shè)定了6個測溫點(diǎn)（圖1），用來監(jiān)測管線升溫情況，監(jiān)測結(jié)果見圖2～圖4。

由圖2～圖4可知，測溫點(diǎn)6即生產(chǎn)閥門下端與井筒始終保持相連通部分的溫度隨著加藥量的投入，井口溫度、反應(yīng)速率呈現(xiàn)出明顯的上升趨勢，這表明即使打開了生產(chǎn)閥，反應(yīng)物雖落入井筒，但其反應(yīng)產(chǎn)生的生成熱并未快速隨其落入井筒而降低；同時也表明其反應(yīng)生成熱主要被生成的氣體氮?dú)馑鶖y帶出，這樣更有利于完成與低溫天然氣的熱交換過程。待其上升趨勢的斜率再次出現(xiàn)拐點(diǎn)，呈現(xiàn)出新的快速增長階段時，則應(yīng)停止加藥。

2.4.3 開井試投產(chǎn)井口溫度變化結(jié)果

投藥結(jié)束后，于2010年4月29日準(zhǔn)備YM21-1井試投產(chǎn)運(yùn)行。

由圖5可知，試投產(chǎn)后井口溫度處于平緩下降過程，60min時出現(xiàn)第一個溫度下降的拐點(diǎn)，拐點(diǎn)的形成說明了此刻存在著大量熱交換過程。當(dāng)時間達(dá)到85min時，井口溫度仍能達(dá)到30℃，而與此對比相應(yīng)條件下的井口溫度僅為11℃，溫度相對提高172.7%。由圖6可知，試投產(chǎn)初期節(jié)流后溫度為20℃左右，投產(chǎn)40～80min，節(jié)流溫度仍在11～12℃，明顯高于未加藥時的4～6℃。這說明化學(xué)生熱法在不放噴開井中的應(yīng)用方案是可行的。從目前溫度變化上分析可知，整體上溫度仍處于較為明顯的下降趨勢，這與目前采用的一次性投藥方式密不可分，早期產(chǎn)生的大量高熱值化學(xué)生成熱被井下天然氣氣流快速交換并帶走，導(dǎo)致后續(xù)井下低溫天然氣體無法獲得連續(xù)穩(wěn)定的熱源，從而致使后期井口溫度急劇下降，這也同時為下一階段提出連續(xù)性進(jìn)藥提供了依據(jù)。因此，在YM21-1井上進(jìn)行不放噴開井實(shí)踐是成功的。

3 效果分析及應(yīng)用推廣

以YM21-1井為例的不放噴開井技術(shù)具有較好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益，其日產(chǎn)氣60000m3，日產(chǎn)油6t。一次開井將會放噴原油0.75t、天然氣7500 m3，若按油價4000元/t、天然氣0.98元/m3計算，放噴3h將會損失費(fèi)用10350元。采用熱化學(xué)不放噴開井技術(shù)，藥劑費(fèi)用約為750元，可減少損失9600元，并且向環(huán)境中少排放二氧化碳約計39345kg。若單井產(chǎn)量高，那么經(jīng)濟(jì)和社會效益顯然更高，如以英買力氣田群為例，每年可獲得經(jīng)濟(jì)效益300余萬元，減少二氧化碳排放1500t以上。

長關(guān)井不放噴開井技術(shù)減少了原油和天然氣的浪費(fèi)，控制了二氧化碳等氣體排放量，符合國家提倡節(jié)能減排、綠色GDP的發(fā)展方向，為解決今后油氣田長關(guān)井開井放噴問題提供了一個行之有效的方法。

[1]張春濤,王強(qiáng)軍.氣田積液停產(chǎn)井復(fù)產(chǎn)工藝現(xiàn)狀及后續(xù)工藝探討[J].石油化工應(yīng)用,2009,28(9):54-58.

[2]王慶峰,陳永達(dá).長關(guān)井治理效果研究[J].油氣田地面工程,2009,28(8):22-24.

[3]王立軍,李小馮,常熔,等.長關(guān)油井再利用潛力預(yù)測[J].石油勘探與開發(fā),2008,35(5):613-618.