王仲廣，高永華，甄寶生，任 奕，任 強

（1.中海能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300452）

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大修解堵清洗技術(shù)研究及現(xiàn)場應(yīng)用

王仲廣1，高永華2，甄寶生2，任 奕1，任 強1

（1.中海能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300452）

摘 要：針對海上平臺修井作業(yè)特點，闡述了為選擇適應(yīng)于海洋平臺作業(yè)的大修解堵洗井液技術(shù)所進(jìn)行的室內(nèi)先導(dǎo)性實驗評價以及后續(xù)的現(xiàn)場應(yīng)用情況。該技術(shù)以熱化學(xué)洗井為主，洗井助排液、前置液洗井為輔，通過熱化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生的大量熱能及氣體有效地解除井筒及近井地帶的有機(jī)物堵塞，提高油井產(chǎn)量，縮短了油井修井作業(yè)后的恢復(fù)期。

關(guān)鍵詞：熱化學(xué)；有機(jī)堵塞；增產(chǎn)；修井液；渤海油田

由于熱化學(xué)方法在預(yù)處理油層井段產(chǎn)生大量的熱量和氣體，因而能夠把井筒和近井地帶的蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等有機(jī)物溶化，首先對稠油、“固化不動油”也能起到熱力降黏、熱力解堵作用；其次，所產(chǎn)生的氣體可以提高預(yù)處理油層的油層壓力，降低井下流體的密度，有利于提高低壓、低能油井的返排能力；此外，還可以按需對化學(xué)解堵劑的反應(yīng)作用時間加以控制、調(diào)節(jié)，使產(chǎn)生的熱量得到充分利用，減少熱能損失，從而更加有利于解除油層近井地帶的污染與堵塞問題，使?jié)摿拥纳a(chǎn)能力得到充分發(fā)揮，該項技術(shù)在陸地油田生產(chǎn)中實施見到了明顯的效益[1-4]，但是在海洋油田中的應(yīng)用還較少，主要是因為在設(shè)備、場地、安全等方面有著較大的局限性，因而不能充分地發(fā)揮該項技術(shù)的優(yōu)點。為此，針對海上油田平臺的作業(yè)特點，對以熱化學(xué)洗井為主的大修解堵清洗技術(shù)加以進(jìn)一步研究、改進(jìn)。該技術(shù)主要是由前置液、熱化學(xué)解堵液及洗井助排液組成，本文主要介紹熱化學(xué)室內(nèi)解堵先導(dǎo)性實驗評價所進(jìn)行的研究、改進(jìn)工作。

1 室內(nèi)先導(dǎo)性實驗研究

1.1 反應(yīng)原理

利用熱化學(xué)反應(yīng)技術(shù) ，即通過化學(xué)藥劑間的反應(yīng)過程釋放大量熱、氣體等，其化學(xué)反應(yīng)如下：

式中：Q值為發(fā)熱量。

反應(yīng)生成氮氣、水，同時放出大量熱，例如：在3 mol/L的濃度條件下，1 m3的溶液可生成熱量879 MJ、氣體68.75 m （標(biāo)態(tài)下）及相當(dāng)于1 162 kg/m3的鹽水，并且這種高溫鹽水對油層無害[1]。

1.2 室內(nèi)先導(dǎo)性實驗研究

亞硝酸鹽和氨鹽的混合溶液在不同催化劑（提供酸性環(huán)境，控制反應(yīng)速度）條件下反應(yīng)速度會明顯不同，為確定最佳催化劑種類及加量先進(jìn)行了室內(nèi)試驗。

1.2.1 基礎(chǔ)溶液

實驗基礎(chǔ)混合溶液為：0.5 mol氨鹽＋0.5 mol亞硝酸鹽＋240 g地層水。

溶液混合后初始溫度為10 ℃，經(jīng)過15 min后溫度上升至室溫，然后不再上升；通過水浴對該溶液進(jìn)行加熱、恒溫一段時間后，逐級地依次調(diào)整水浴溫度，最終設(shè)定水浴加熱至70 ℃時該基礎(chǔ)混合溶液仍沒有發(fā)生反應(yīng)，因此判斷該基礎(chǔ)混合溶液可在平臺的配液罐內(nèi)配制。這樣就不僅保證反應(yīng)物質(zhì)充分地混合均勻，同時也節(jié)省了配液罐，為該工藝在海上施工奠定了工藝基礎(chǔ)。

1.2.2 催化劑溶液優(yōu)選

上述反應(yīng)需在酸性環(huán)境下完成，在此相應(yīng)于催化劑A（多氫酸）、醋酸（有機(jī)酸）、鹽酸（無機(jī)酸）三種催化作用，進(jìn)行優(yōu)選實驗，實驗數(shù)據(jù)如圖1、圖2。

圖1 混合溶液在催化劑A及鹽酸中的反應(yīng)數(shù)據(jù)

圖2 混合溶液在催化劑A及醋酸中的反應(yīng)數(shù)據(jù)

從上圖中可以看出：催化劑A在0.5%的加量時上述反應(yīng)放出的熱量最多（相應(yīng)使反應(yīng)物的溫度最高），反應(yīng)的持續(xù)時間最長，而以鹽酸與醋酸為催化劑時，在反應(yīng)過程中其與反應(yīng)溶液接觸過于迅速，且放出大量的黃色煙霧，影響了反應(yīng)的程度。

1.2.3 體系的腐蝕性評價

針對上述反應(yīng)溶液選取三種催化劑都為0.5%加量時，參照SY/T 5405—1996酸化緩蝕劑性能試驗方法及評價指標(biāo)來評價體系對碳鋼（N80）的腐蝕性能，試驗數(shù)據(jù)如表1。

1.2.4 模擬試驗

（1）近井地帶解堵室內(nèi)模擬

為可直觀地模擬熱化學(xué)解堵液體系情況，借鑒鉆井材料評價中使用的FA無滲透濾失評價實驗儀進(jìn)行試驗，該儀器的外殼采用高強度透明材料制造，具有耐壓強度高，通透性好、可視性強等特點。為更加仿真地模擬近井地帶的情況，首先進(jìn)行模擬油砂的混配（取定量原油與20～40目的石英砂按照1︰3的比例進(jìn)行充分混合），然后將模擬油砂倒入可視套筒中敦實，使油砂頂面與350 mL刻度線對齊，擦凈套筒外壁上的原油，進(jìn)行模擬試驗。

倒入300 mL熱化學(xué)解堵洗井液至套筒中，連接好管線，打開出液閥門，加壓0.2～0.3 MPa直到反應(yīng)溶液剛好流出閥門為止，關(guān)閉出液閥門，從套筒上方加入0.5%催化劑A溶液，連接好管線，觀察反應(yīng)情況（圖3）。圖3表明：反應(yīng)初期反應(yīng)速度較慢，隨著時間的延長反應(yīng)速度逐漸加快，反應(yīng)過程中溫度最高升至90 ℃，反應(yīng)溫度最高點反應(yīng)時間為60 min。圖4示意了解堵后砂體上、中、下部的三個截面。可以看出，表層砂體清洗相對干凈，隨著深度的增加，含油量增多，主要是因為進(jìn)入砂體的體系溶液相對較少的原因。

圖3 模擬近井地帶解堵圖示

圖4 模擬近井地帶解堵后砂體上、中、下部三個截面的圖示

（2）井筒解堵室內(nèi)模擬

本次模擬試驗主要過程如下：將原油沿著透明玻璃管緩慢流下，大約1.5 cm寬，總共三道，在玻璃管底部放入模擬油砂約5 cm高，然后在玻璃管內(nèi)裝入500 mL的基礎(chǔ)混合液，最后加入0.5%催化劑A溶液，觀察反應(yīng)狀況（圖5）。圖5中各個過程及現(xiàn)象如下：

圖5 井筒解堵室內(nèi)模擬效果圖示

①初始在玻璃管內(nèi)緩慢流下原油，在底部裝入模擬油砂；②在組裝好的儀器內(nèi)倒入反應(yīng)溶液；③在初期反應(yīng)開始階段，反應(yīng)儀器內(nèi)上部大約5 cm的范圍內(nèi)開始反應(yīng)，而中下部溶液仍然較涼，沒有反應(yīng)，隨時間延長，反應(yīng)溶液溫度逐漸蔓延至下部；④通過5 h時間，反應(yīng)器內(nèi)的溶液完全反應(yīng)，溫度最高至90 ℃，管壁的原油大量被清洗；⑤反應(yīng)結(jié)束后發(fā)現(xiàn)玻璃管上出現(xiàn)大量的裂紋說明該反應(yīng)過程中產(chǎn)生了大量的氣體。

（3）模擬試驗小結(jié)

通過上述模擬近井地帶、井筒解堵試驗表明：①反應(yīng)過程中可產(chǎn)生大量的熱，有利于稠油黏度下降而被清洗；②在反應(yīng)過程中會產(chǎn)生大量氣體，加速稠油被清洗；③反應(yīng)過程中可增大容器內(nèi)的壓力，有利于深入近井地帶；④該體系針對近井地帶與井筒中的有機(jī)物堵塞解除具有良好的效果。

2 現(xiàn)場試驗

該項技術(shù)經(jīng)過室內(nèi)先導(dǎo)性研究分析后，已經(jīng)在JX1-1、JZ9-3等油田現(xiàn)場應(yīng)用6井次，其中5井次施工后產(chǎn)油增加，油井恢復(fù)周期縮短。

2.1 JX1-1A井

背景資料：

油層有效厚度18.6 m，孔隙度24.7%～28.8%，滲透率109.8×10-3～789.4×10-3μm2，泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)7.8%～16%。該井從2013年1月至2014年5月1日，產(chǎn)液量由70 m3/d下降到28 m3/d；2014年6 月16日檢泵，作業(yè)中，油井漏失量高達(dá)1 410 m3，油井復(fù)產(chǎn)后，日產(chǎn)液26 m3/d，日產(chǎn)油18 m3/d，恢復(fù)情況不理想，懷疑油井堵塞。

2014年7月15日～17日，對該井進(jìn)行了洗井助排液洗井和熱化學(xué)洗井液洗井，累計注入施工液72 m3，關(guān)井13 h后啟泵生產(chǎn)，油井恢復(fù)生產(chǎn)。本次作業(yè)后油井恢復(fù)期4 d，產(chǎn)液由26.6 m3/d（產(chǎn)油14.7 m3/d、含水55%）上升至產(chǎn)液71.5 m3/d（產(chǎn)油63 m3/d、含水12%）。

2.2 JX1-1B井

背景資料：

該井位于5井區(qū)，生產(chǎn)E3d2Ⅴ油組，水平段有效生產(chǎn)長度為220.6 m，孔隙度10.2%～32.7%，平均滲透率為6.4×10-3~ 828. 8×10-3μm2，泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)7.9%～34.6%，屬中孔低滲儲層；原油相對密度0.965 g/cm3，含蠟1.18%～7.3%、含瀝青質(zhì)2.17%～6.11%、含膠質(zhì)14.4%～20.16%；黏度110 mPa·s（50℃時）。

2015年3月24日～4月2日，對該井進(jìn)行了洗井助排液和熱化學(xué)洗井，累計注入施工液為洗井助排液200 m3，熱化學(xué)解堵液30 m3，因天氣等原因致使施工周期延長相應(yīng)地洗井助排液消耗較大，本次作業(yè)后油井恢復(fù)期5 d，產(chǎn)液由60 m3/d（產(chǎn)油50 m3/d、含水15%）上升至產(chǎn)液85 m3/d（產(chǎn)油58 m3/d、含水31%）。

3 結(jié)論

（1）由先導(dǎo)實驗確定了體系基礎(chǔ)溶液配方：0.5 mol氨鹽+ 0.5 mol亞硝酸鹽+ 240 g地層水；同樣，確定了體系中催化劑A的加入量0.5%。

（2）腐蝕試驗表明工作液體系的腐蝕性較低，催化劑A的腐蝕率為0.72 mm/a。

（3）工作液體系可增大儲層內(nèi)的壓力，有利于深入近井地帶，擴(kuò)大施工液的波及面積，加速近井地帶及井筒的解堵。

（4）大修解堵清洗技術(shù)經(jīng)現(xiàn)場施工驗證，效果良好。

參考文獻(xiàn)：

[1]楊建華. 熱力解堵技術(shù)的研究與應(yīng)用[J]. 海洋石油，2005，25 （2）：72-75.

[2]楊建華，盧素萍，馬香麗，等. 井筒化學(xué)生熱解堵技術(shù)的研究與應(yīng)用[J] . 清洗世界，2008，24（9）：31-34.

[3]劉志明，段雅峰，孫崇偉，等. 熱化學(xué)反應(yīng)體系研究及其在油田解堵中的應(yīng)用[J]. 化學(xué)與生物工程，2006，23（9）：51-53.

[4]張軍闖，王德智，馬青莊，等. 熱化學(xué)采油技術(shù)應(yīng)用研究[J].采收率技術(shù)，1999（4）：62-66.

Study and Application of Unplugging and Cleaning Technology in Workover

WANG Zhongguang1, GAO Yonghua2, ZHEN Baosheng2, REN Yi1, REN Qiang1
（1. Engineering and Technical Branch of CNOOC Energy Development Co. Ltd., Tianjin 300452, China; 2. Engineering and Technical Operations Center of CNOOC (China )Tianjin Branch, Tianjin 300452, China）

Abstract：In view of the workover characteristics of offshore platform， the pilot laboratory evaluation and subsequent field application of workover unplugging and cleaning technology have been conducted for selecting the platform suitable for offshore operation. In this technology， thermo chemical washing is dominated， combined with the assistant fluids for well washing and the preflushing fluid. With the large amount of heat and gas produced by the thermo chemical reactions， this technology can effectively remove the organic plugs from the wellbore and the reservoir, and especially can increase the output of the oil well and shorten the recovery period of the well.

Keywords：thermo chemical； organic plugs； production increasing； workover fluids； Bohai Oilfield

中圖分類號：TE252

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.01.074

文章編號：1008-2336（2016）01-0074-04

收稿日期：2015-11-03；改回日期：2016-01-08

第一作者簡介：王仲廣，男，1978年生，工程師，2002年畢業(yè)于天津理工學(xué)院化學(xué)工程與工藝專業(yè)，主要從事油田化學(xué)產(chǎn)品的研究與應(yīng)用工作。E-mail：wangzhg6@cnooc.com.cn。