摘 要：油藏開發(fā)過程中，受蠟卡、地層砂、油泥堵塞油管以及其他雜質(zhì)堵塞井下設(shè)備吸入口等因素影響，油井無法正常生產(chǎn)，需要進(jìn)行洗井解除污染，恢復(fù)油井產(chǎn)能。本文通過對H油藏油井歷史洗井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，確定影響洗井效果主要因素，開展方案優(yōu)化研究，包括工藝管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)和熱氮?dú)庀淳夹g(shù)等，指導(dǎo)現(xiàn)場實(shí)施措施41井次，取得較好效果，可為其他油藏提供經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)鍵詞：熱洗效果分析;方案優(yōu)化研究;工藝管柱優(yōu)化

H油藏1984年投入開發(fā)，先后經(jīng)歷天然能量衰竭開發(fā)、蒸汽吞吐開發(fā)、注水開發(fā)、化學(xué)深部調(diào)驅(qū)四個階段，目前共有油井55口，開井30口，注水井15口，日產(chǎn)液128t，日產(chǎn)油45t，綜合含水64.8%。生產(chǎn)現(xiàn)場采用的熱洗工藝主要包括常規(guī)熱洗（鍋爐車+泵車）和連續(xù)油管熱洗工藝，統(tǒng)計(jì)2014-2017年歷史洗井?dāng)?shù)據(jù)，共實(shí)施洗井108井次，有效率僅為30.6%，處于較低水平，亟需采用有效的工藝技術(shù)改善熱洗效果。

1 熱洗效果評價(jià)分析

1.1 機(jī)采方式

H油藏2014～2017年總計(jì)洗井108井次，有效33井次，其中抽油機(jī)洗井51井次，有效16井次，有效率31.3%;電泵井洗井47次，有效11井次，有效率23.4%;自噴井洗井10次，有效6井次，有效率60%，整體來看，電泵井和抽油機(jī)井洗井效果差，自噴井次之。

1.2 洗井方式

108井次中反洗井73井次，有效21井次，有效率28.8%;正洗井18井次，有效7井次，有效率38.9%，其中連續(xù)油管洗井7井次，有效4井次，有效率57.1%;正反復(fù)合洗井17井次，有效5井次，有效率29.4%。整體來看，無論何種洗井方式，效果均較差。

1.3洗井原因

通過對H油藏歷次洗井原因進(jìn)行分析，主要包括油管堵或稠油上返、不出液或液量降低、抽油機(jī)卡阻、電泵欠載、電泵過載等5個方面，其中僅油管堵或稠油上返洗井14井次，有效10井次，有效率71.4%，其余方面有效率在20%～30%之間，具體見表3。

1.3.1 不出液洗井分析

不出液或液量降低洗井34井次，有效7井次，有效率僅20.6%，無效27井次，其中供液不足19井次，機(jī)械故障5井次，管堵塞1井次，防砂管堵塞2井次。供液不足及機(jī)械故障依靠熱洗無法解決，管柱堵塞嚴(yán)重，洗通難度大，洗井無效屬于正?，F(xiàn)象，但防砂管孔眼堵塞2井次，正常情況反洗可以解決該問題，但由于H油藏因地層虧空嚴(yán)重等原因洗井漏失嚴(yán)重，無法建立有效循環(huán)導(dǎo)致洗井失敗。

1.3.2 抽油機(jī)卡阻洗井分析

抽油機(jī)卡阻洗井29井次，有效8井次，有效率27.6%，無效21井次，其中作業(yè)15井次，發(fā)現(xiàn)砂、油泥、垢、瀝青質(zhì)堵塞等卡12井次，占作業(yè)井次的80%。油井卡阻的原因主要是與砂、油泥有關(guān)，洗井解卡難度較大，成功率低。

1.3.3 電泵欠載洗井分析

電泵欠載洗井16井次，有效4井次，有效率25.0%，無效12井次，包括供液不足2井次，油泥堵7井次，電泵故障3井次，洗井很難解決。

1.3.4 電泵過載洗井分析

電泵過載洗井15井次，有效4井次，有效率26.7%，無效11井次，洗井無效后作業(yè)8井次，發(fā)現(xiàn)砂、油泥卡堵7井次，電泵掉1井次，砂、油泥卡堵是主要原因。

綜上所述，H油藏洗井成功率整體偏低，機(jī)采井及電泵井洗井成功率不足30%，其中砂、油泥卡阻及不出液時洗井成功率較低，主要原因?yàn)榭ㄗ璐蟛糠譃橛部ǎ怀鲆褐饕獮楣┮翰蛔?，采用洗井工藝無法解決;對于部分井篩管孔眼或吸入口堵塞時，理論上通過洗井可以解決，但現(xiàn)場實(shí)際反洗成功率并不高，主要原因是地層漏失嚴(yán)重，無法有限建立洗井循環(huán)。

2 熱洗優(yōu)化方案

2.1 機(jī)采井防漏失洗井工藝管柱

針對洗井漏失的問題，設(shè)計(jì)了防漏失舉升工藝管柱，主要包括洗井閥、封隔器、單流閥組成見圖1。針對單流閥可能被油泥及砂堵塞的問題，設(shè)計(jì)了可沉砂單流閥，主要由上接頭（1）、上端蓋（2）、外筒（3）、上中心管（4）、上閥球（5）、上閥座（6）、割縫篩管（7）、下中心管（8）、下閥球（9）、下閥座（10）、下端蓋（11）、下接頭（12）組成（圖2）。其工作原理：在油井停抽時，井內(nèi)液體攜帶砂子下行至沉砂式單流閥時被上閥球5阻擋，轉(zhuǎn)而通過上端蓋2上的月牙形沉砂孔進(jìn)入割縫篩管7和外筒3組成的儲砂空間，砂粒在割縫篩管7的過濾下儲存在儲砂空間，液體通過割縫篩管7進(jìn)入割縫篩管內(nèi)部，繼（下轉(zhuǎn)第229頁）（上接第227頁）續(xù)下行時被下閥球9阻隔，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)沉砂及單流的作用;再次啟抽時，一部分液體頂開下閥球9和上閥球5進(jìn)入上部油管，一部分液體頂開下閥球9后，經(jīng)過割縫篩管7進(jìn)入儲砂空間，攜帶著儲砂空間內(nèi)沉積的砂粒經(jīng)過上端蓋2的月牙形通道上行至上部油管，從而完成了儲砂空間的自清潔過程，避免儲砂空間沉滿后導(dǎo)致工具失效。

2.2 可沖洗防砂舉升工藝管柱

針對防砂篩管被油泥堵塞后清洗困難的問題，設(shè)計(jì)了可沖洗防砂舉升工藝管柱，生產(chǎn)管柱自上而下依次連接油管、抽油泵、打孔管、封隔器、防沉砂裝置。生產(chǎn)過程：原油攜帶地層油泥及地層砂進(jìn)入打孔的沉砂管，部分油泥及粒徑較小地層砂隨原油進(jìn)入砂錨，一部分隨原油排出地面，一部分進(jìn)入內(nèi)部砂錨下部沉砂管;較大顆粒地層砂被擋在沉砂管內(nèi)，避免重新落下裸眼段砂埋油層。洗井過程：生產(chǎn)一段時間（根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)情況確定）后，關(guān)閉生產(chǎn)閘門，打開套管閘門，將洗井液泵入油套環(huán)空，經(jīng)打孔管進(jìn)入砂錨內(nèi)部，向地層擠注，進(jìn)而正洗砂錨，砂錨外部油泥及地層砂進(jìn)入外部沉砂管。管柱的優(yōu)點(diǎn)是結(jié)構(gòu)簡單，實(shí)現(xiàn)了泵下篩管沖洗解堵，堵塞物落入沉砂管中，減少了堵塞物落入儲層段;缺點(diǎn)是洗井液進(jìn)入泵下井筒和油層，對地層造成傷害，增加排水時間。

2.3 熱氮?dú)庀淳夹g(shù)

油井注熱氮?dú)庀淳に嚰夹g(shù)是由制氮車組產(chǎn)生連續(xù)不斷的高壓氮?dú)饨?jīng)氮?dú)饧訜嵫b置加熱達(dá)到所需溫度后，熱氮?dú)馔ㄟ^連接管匯和井口裝置注入井下進(jìn)行洗井作業(yè)，達(dá)到清蠟、清垢、解堵或稠油降粘、助排、提高油井產(chǎn)量的目的，氮?dú)鉁囟瓤砂辞逑炏淳鳂I(yè)設(shè)計(jì)的工藝要求在50℃～350℃之間設(shè)定或調(diào)整，注入壓力可隨井筒壓力變化，從0～35MPa任意調(diào)節(jié)。

2018年以來，H油藏共采用機(jī)采井防漏失洗井工藝管柱、可沖洗防砂舉升工藝管柱共計(jì)25井次，實(shí)施熱氮?dú)庀淳?6井次，取得較好效果，已優(yōu)化實(shí)施井檢泵周期由435天上升至600天，油井生產(chǎn)時率由67.4%上升至88.6%。

3 結(jié)論和建議

①從機(jī)采方式、洗井方式、洗井原因等3個方面對H油藏油井洗井效果分析;②針對洗井中存在問題，優(yōu)化設(shè)計(jì)了機(jī)采井防漏失洗井工藝管柱、可沖洗防砂舉升工藝管柱以及熱氮?dú)庀淳夹g(shù);③本文取得的成果及認(rèn)識，可為其他油藏提供借鑒經(jīng)驗(yàn)。

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作者簡介：

王寧輝（1983- ），漢族，男，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，遼河油田公司，研究方向：從事油田開發(fā)作業(yè)工作。