方培林，權(quán)寶華，楊 凱

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津300452)

金縣1-1油田可控自生熱解堵技術(shù)的研究與應(yīng)用

方培林，權(quán)寶華，楊 凱

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津300452)

金縣1-1油田西塊沙河街組的特征為：低孔低滲，地層壓力低，瀝青膠質(zhì)含量高，石蠟含量高。該區(qū)塊原油含蠟為22.9%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為5.33%,，原油凝固點為28,℃。修井過程中的漏失極易造成原油中的重組分石蠟、瀝青質(zhì)冷凝析出堵塞井眼近井地帶，對儲層造成一定傷害。針對這種情況，采用了熱化學解堵技術(shù)，通過室內(nèi)實驗優(yōu)化了熱化學解堵劑配方，篩選出反應(yīng)可控的引發(fā)劑，并通過現(xiàn)場試驗證明該配方能控制引發(fā)時間，抑制副反應(yīng)的發(fā)生，利于生熱在解堵目的層發(fā)生。該技術(shù)在金縣1-1油田應(yīng)用取得了明顯的增產(chǎn)效果。

金縣1-1油田 高含蠟 自生熱 解堵

在油氣田生產(chǎn)過程中，入井液漏失會對地層造成冷傷害，使井筒周圍地層結(jié)蠟，瀝青質(zhì)析出，造成地層滲透率降低，修井作業(yè)后產(chǎn)量降低且恢復(fù)困難。結(jié)合實際，現(xiàn)場曾采用注蒸汽、熱洗、電加熱等技術(shù)來解決這方面的問題。這些方法相比化學生熱存在諸多不足。目前常用的化學生熱技術(shù)利用亞硝酸鹽與氯化銨生熱溶液在油層中的放熱放氣反應(yīng)以及配方中所添加的降粘劑，能有效解除有機沉淀淤積或油垢引起的深部堵塞。[1]該體系在酸引發(fā)條件下反應(yīng)產(chǎn)生大量的熱和氣體，通過生熱增溫降粘，提高原油流動能力，溶解蠟、膠質(zhì)瀝青質(zhì)堵塞物。通過高溫氣體沖散“橋架”物質(zhì)，打破油流阻力，氣液混合降低流體密度和粘度，提高返排能力，便于流體流動，將堵塞物和溶解垢一起舉升到地面。[2]因此在現(xiàn)場應(yīng)用較多。

其化學反應(yīng)方程式為：[3-4]

在實際生產(chǎn)施工中，使用鹽酸、草酸、檸檬酸、氨基磺酸等作為放熱反應(yīng)的引發(fā)劑。這些引發(fā)劑按一定重量比與反應(yīng)體系混合后，一般很快會引起反應(yīng)，雖然能達到預(yù)期目的，但現(xiàn)場使用過程中發(fā)現(xiàn)這些引發(fā)劑存在以下缺點：

①引發(fā)劑現(xiàn)場采用并泵的施工工藝，與生熱劑接觸立即反應(yīng)，在泵送過程中發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)生大量氣體，降低泵送效率，引起地面高壓軟管抖動，存在安全隱患。②引發(fā)劑與生熱劑接觸，在施工過程中發(fā)生反應(yīng)，放出的熱量沿泵送管線和擠注管柱損失，達到地層的熱量大大降低，降低了熱解堵的施工效果。③引發(fā)劑酸性強，與生熱劑混合后有副產(chǎn)物NO和紅棕色的NO2氣體產(chǎn)生，NO2為刺激性有毒氣體，主要損害呼吸道，給施工帶來極大的安全隱患。

1 金縣1-1油田自生熱解堵簡況

金縣1-1油田西塊的特征為：低孔低滲，地層壓力低，瀝青膠質(zhì)含量高，石蠟含量高。該區(qū)塊原油含蠟22.9%,、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為5.33%,、原油凝固點為28,℃。修井過程中的漏失極易造成原油中的重組分石蠟、瀝青質(zhì)冷凝析出堵塞井眼近井地帶，對儲層造成一定傷害。修井作業(yè)后掉產(chǎn)嚴重，恢復(fù)作業(yè)前產(chǎn)量困難。目前該油田使用自生熱解堵取得了一定的效果，但跟蹤現(xiàn)場作業(yè)發(fā)現(xiàn)自生熱配方存在一定的缺陷。

如金縣1-1-B1井使用自生熱藥劑TC-A、TC-B，在泵吸入口混合注入地層，分析井下溫度壓力計的監(jiān)測數(shù)據(jù)，壓力計處溫度波峰與壓力波峰同時出現(xiàn)，證明放熱反應(yīng)在井筒中發(fā)生，且熱量損失大，到達壓力計處溫度峰值只有65.35,℃(見圖1)。壓力計位置與油層頂部封隔器距離800,m，自生熱進入油層前，熱量持續(xù)損失，致使解堵液進入地層時溫度低，無法起到很好的溶蠟解堵效果。

圖1 金縣1-1-B1井熱化學解堵井下溫度壓力數(shù)據(jù)Fig.1 The underground temperature and pressure of JX1-1B1 after heat reaction

2 室內(nèi)實驗

實驗材料：亞硝酸鈉(工業(yè)品)、氯化銨(工業(yè)品)；

引發(fā)劑：鹽酸、醋酸、氨基磺酸、檸檬酸、引發(fā)劑SAA。

實驗將亞硝酸鈉和氯化銨以一定比例混合攪拌均勻后，加入引發(fā)劑引發(fā)反應(yīng)，記錄溫度隨時間的變化，同時觀察產(chǎn)氣現(xiàn)象。實驗發(fā)現(xiàn)鹽酸、氨基磺酸酸性強，自生熱反應(yīng)劇烈，產(chǎn)生大量紅棕色NO2氣體，并降低了最高生熱溫度(見圖2)，溫度峰值時間為9,min。檸檬酸、草酸酸性較鹽酸弱，也產(chǎn)生紅棕色氣體，產(chǎn)生氣體量略低于鹽酸與氨基磺酸。分析原因有亞硝酸鈉在強酸性條件下不穩(wěn)定，會自身發(fā)生反應(yīng)產(chǎn)生NO和NO2，NO遇空氣生成NO2，副反應(yīng)消耗了大量生熱劑，減少了N2生成量并降低了主反應(yīng)的發(fā)生，減少了熱量產(chǎn)生，使自生熱體系升溫能力下降，溫度峰值只有82,℃。

圖2 鹽酸引發(fā)劑時間溫度變化曲線及反應(yīng)產(chǎn)生紅棕色氣體Fig.2The changing curves of temperature with time when using HCl as initiator(reaction producing some brown gas)

圖3 醋酸引發(fā)劑時間溫度變化曲線Fig.3The changing curves of temperature with time when using acetate as initiator

醋酸能引發(fā)自生熱反應(yīng)，且反應(yīng)溫和，生成的紅棕色氣體少，但反應(yīng)時間長，生熱溫度峰值偏低。由于仍存在反應(yīng)延時時間短的問題，接觸即開始反應(yīng)。分析原理為：弱酸H＋不能完全電離，能緩慢電離產(chǎn)生H＋，引發(fā)生熱反應(yīng)，由于H＋逐步電離，所以反應(yīng)速度慢，反應(yīng)溫和，只有少量的紅棕色氣體產(chǎn)生，也正是因為反應(yīng)速度慢，所以最終溫度峰值只有65,℃，溫度峰值時間為55,min，如圖3所示。熱量在長時間的反應(yīng)過程中損失較大，不適合做自生熱引發(fā)劑。

引發(fā)劑SAA為多種酸酐混合物，難溶于冷水，溶于熱水，與熱水作用可水解為有機弱酸，室溫狀態(tài)下初期幾乎不發(fā)生反應(yīng)。模擬生熱劑注入井筒過程中，從地層吸收熱量，加熱溫度上升至30,℃時才開始緩慢發(fā)生反應(yīng)，并無紅棕色氣體產(chǎn)生，最終反應(yīng)溫度能達到102,℃，溫度峰值時間為25,min，如圖4所示，適合地層引發(fā)。SAA通過吸收地層熱量，溫度上升后才引發(fā)反應(yīng)，因此引發(fā)時間可控。隨著溫度緩慢升高，促進SAA溶解與水解，并保持一定的H＋濃度，因此能持續(xù)引發(fā)自生熱反應(yīng)。

圖4 SAA引發(fā)劑時間溫度變化曲線Fig.4 The changing curves of temperature with time using SAA as initiator

3 施工工藝

自生熱現(xiàn)場施工工藝主要有兩種：雙泵擠注和單泵擠注。雙泵擠注施工工藝如圖5所示，A罐配酸與氯化銨溶液，B罐配亞硝酸鈉溶液，通過2臺泥漿泵(或酸化泵)并泵打入。該施工工藝中，自熱劑與酸在地面罐不發(fā)生混合，作業(yè)風險低，缺點是海上平臺作業(yè)占用場地大，經(jīng)三通混合后即開始發(fā)生反應(yīng)，高壓軟管容易發(fā)生抖動，氣體在管柱里面產(chǎn)生，泵送壓力高，容易產(chǎn)生壓力急劇攀升的情況，熱量在泵送過程中損失大。

圖5 自生熱雙泵施工工藝Fig.5 The thermogenic application process by two pumps

單泵施工流程如圖6所示。該配液方式有2種施工工藝：①A罐配酸與氯化銨溶液，B罐配亞硝酸鈉溶液。打開A、B罐底閥，控制閥門開度，A液、B液在進泵前混合，此施工工藝要求A、B罐液位相同，A、B罐閥門同時打開或通過三通混合入井；缺點是閥門開度不容易控制，不能按最佳反應(yīng)比例混合，且混合后立即開始反應(yīng)產(chǎn)生氣體，影響泵的上水和泵效，金縣1-1-B1、B25、B26井按照此工藝施工。②A罐配亞硝酸鈉與氯化銨溶液，亞硝酸鈉與氯化銨溶液在常溫下基本不發(fā)生反應(yīng)，B罐配引發(fā)劑酸液，C罐打入柴油，A液、柴油、B液分段塞交替注入。這種施工工藝需分多段小段塞，才能保證自生熱藥劑與引發(fā)劑混合均勻，金縣1-1-A25、A35井按照此工藝施工。本文研究的可控自生熱化學反應(yīng)，按照單泵施工流程，A罐配亞硝酸鈉與氯化銨溶液，B罐配引發(fā)劑SAA，SAA在冷水中溶解度低，因此B罐在施工過程中保持攪拌。A液、B液交替注入施工，可以不使用柴油段塞做隔離液，兩種段塞在地層混合引發(fā)自生熱反應(yīng)。

圖6 自生熱單泵施工工藝Fig.6 The thermogenic application process by one pump

4 現(xiàn)場試驗

金縣1-1-B8井的特征為：原油含蠟高，含蠟為9.0%,～12.5%,、含瀝青質(zhì)為2.17%,～6.11%,、含膠質(zhì)為14.4%,～20.16%,，生產(chǎn)層位為E3s2Ⅰ油組下部和E3s2Ⅱ油組，有效厚度為18.6,m，平均孔隙度為27.3%,，平均滲透率為435.1,mD。2014年6月檢泵作業(yè)中，累計漏失量為1,410,m3，檢泵作業(yè)后掉產(chǎn)嚴重，分析原因為大量工作液漏失造成重組分石蠟、瀝青質(zhì)冷凝析出堵塞井眼近井地帶，對儲層造成冷傷害，用清蠟劑前置液與自生熱解堵配合，A罐配亞硝酸鈉與氯化銨溶液，B罐配引發(fā)劑SAA溶液，采用單泵分段塞擠注工藝注入生產(chǎn)層段，對井下溫度壓力監(jiān)測結(jié)果如圖7所示。

圖7 自生熱金縣1-1-B8井井下溫度壓力數(shù)據(jù)Fig.7 The temperature and pressure of JX1-1B8 after heat reaction

通過對井下溫度壓力計數(shù)據(jù)分析，關(guān)井期間，井筒液體維持在恒溫59,℃，清蠟劑前置液進入井筒后，降低壓力計處溫度，溫度最低降低至50,℃。隨著自生熱工作液的進入，自生熱緩慢反應(yīng)，壓力計溫度由50,℃上升至62,℃，在井筒未發(fā)生劇烈反應(yīng)，證明引發(fā)劑SAA能起到延時作用。自生熱反應(yīng)主體在生產(chǎn)層段和近井帶地層反應(yīng)，熱量傳遞至壓力計處，出現(xiàn)溫度緩慢爬升現(xiàn)象。熱解堵作業(yè)后該井迅速見產(chǎn)，解堵作業(yè)后相比解堵作業(yè)前日增油34,m3，相比檢泵作業(yè)前日增油20,m3，儲層堵塞得到解除如圖8所示的解堵作業(yè)前后的生產(chǎn)曲線，證明該自生熱能很好地起到溶蠟、溶瀝青解堵作用。

圖8 金縣1-1-B8井自生熱解堵作業(yè)前后生產(chǎn)曲線Fig.8 The logging curve of JX1-1B8 before and after the heat reaction

5 總 結(jié)

①SAA引發(fā)劑自生熱配方解決了自生熱解堵無法控制引發(fā)時間的問題。通過吸收地層熱量，溫度上升后引發(fā)生熱反應(yīng)，因此引發(fā)時間可控，解決了地面管線、井筒管柱反應(yīng)引起的熱量損失及泵送困難等問題。②SAA引發(fā)劑自生熱配方減少了副反應(yīng)的發(fā)生，無NO2氣體產(chǎn)生，降低了施工風險。③理論計算，該配方每方3,mol/L溶液可生成熱量9.98×108,J，生成氣體73.2,m3(標態(tài)下)。在室內(nèi)敞開容器中，反應(yīng)最高可達102,℃。④SAA引發(fā)劑自生熱配方與單泵分段塞施工工藝的現(xiàn)場施工占地面積小，并且很好地解決了引發(fā)劑與生熱劑在井筒混合反應(yīng)放熱的問題，避免了井筒發(fā)生反應(yīng)。該自生熱配方只對井筒或近井帶的蠟堵、膠質(zhì)瀝青質(zhì)析出等有機堵塞起作用?！?/p>

［1］ 陳旺民，李德富，王清平，等. 熱氣酸解堵技術(shù)及其在大慶油田的應(yīng)用[J]. 石油鉆采工藝，1999，21(2)：89-90.

［2］ 蔣曉明，尹啟業(yè)，賀素玲，等. 氣井熱化學解堵技術(shù)[J]，斷塊油氣田，2004，11(2)：84-85.

［3］ 王仲茂，王懷彬，胡之力. 高新采油技術(shù)[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，1998：42-45.

［4］ 馬英健，姜開君，張新宇. 油井熱化學解堵技術(shù)的應(yīng)用[J]. 油田節(jié)能，2000，11(3)：48-60.

The Application and Research of Controllable Thermogenic Blocking-Removing in JX1-1 Oilfield

FANG Peilin，QUAN Baohua，YANG Kai
(CNOOC Energy Technology & Services LTD．Drilling & Production Company，Tianjin 300452，China)

The west district Sha Hejie zone of JX1-1 oilfield features low permeability，low pressure，high resin and asphaltene content，high paraffin content．The oil paraffin content is 22.9%,，resin and asphaltene content is 5.33%,，oil freezing point is 28,℃．It can be easily contaminated by the paraffin and asphaltene deposition because of workover leakage．For this circumstance，thermochemistry plug release technique is usually applied．We studied and optimized the heat reaction formulas in laboratory experiment and screened out a controllable initiator．The laboratory and onsite test shows this formula can control the initiation reaction，inhibit the secondary reaction，and is conducive to primary reaction taking place in the target formation．The application in JX1-1 oilfield shows that the thermochemistry plug release technology has an effective increasing production results.

JX1-1 oilfield；high paraffin content；thermogenic；blocking-removing

TE254.3

：A

：1006-8945(2016)10-0117-04

2016-09-02