英雄灘油田大35-斜20塊排砂采油工藝探索

1、    英雄灘油田大35斜20塊排砂采油工藝探索    王小芳【摘 要】英雄灘油田大35-斜20塊地面條件差，油井為大斜度定向井，油井靶點(diǎn)位移大，井斜角大、油稠、井深、泥質(zhì)含量高、滲透率低且油井出砂為粉細(xì)砂。經(jīng)過(guò)不斷的摸索和實(shí)踐，對(duì)大35-斜20塊采取了一些相應(yīng)的配套射孔、防砂、抽稠、防偏磨等工藝措施，取得了一定效果，但開(kāi)發(fā)中暴露出抽稠費(fèi)用高、防砂增產(chǎn)效果差等問(wèn)題，近期開(kāi)展水力噴射泵排砂采油工藝技術(shù)試驗(yàn)和研究，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施4口井，日增油14.8噸，為該塊經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支持，應(yīng)用前景廣闊?！娟P(guān)鍵詞】稠油；粉細(xì)砂；防膨；防砂；排砂一、前言大35-斜20塊地

2、處渤海灘涂。大35-斜20塊沙二段儲(chǔ)層，顆粒直徑一般0.01-0.25mm，粒度中值0.09mm。沙二段油藏油層溫度81，溫度梯度為3.1/100m。根據(jù)沙二段巖芯分析結(jié)果，孔隙度平均25.9%，滲透率平均193×10-3m2。目前大35-斜20塊共有油井25口，其中直井3口，斜井22口；造斜點(diǎn)相對(duì)較淺，平均造斜點(diǎn)為820米，平均最大井斜為1722米，平均最大井斜度36.9度。二、大35-斜20塊開(kāi)發(fā)中的難點(diǎn)2.1油井出砂嚴(yán)重，粉細(xì)砂的防砂難度大油井在生產(chǎn)過(guò)程中易出砂，使用常規(guī)舉升工藝不防砂不能正常生產(chǎn)。油層砂子粒度中值?。?.09mm），滲透率低，防砂難度較大，在防砂過(guò)程中不是把油

3、層防死就是防不住砂。防死時(shí)油井供液不足或無(wú)供液；防不住時(shí)地層仍出砂，需要頻繁檢泵沖砂，開(kāi)井時(shí)率低，影響油井正常生產(chǎn)。2.2油藏埋藏深，原油粘度高，注汽熱采工藝不合適，舉升難度大該塊油藏埋深1700-2129m，原油平均粘度14236mpa.s，由于地層滲透率低，油藏埋深大，注汽熱采工藝難以達(dá)到管柱下深和注汽壓力要求，因此只能采取常規(guī)冷采措施。常規(guī)冷采舉升工藝必須采取空心桿摻水輔助降粘措施或者電熱桿伴熱降粘措施才能維持油井正常生產(chǎn)，但輔助舉升效果有限。2.3油井液量低，易造成管桿偏磨，檢泵周期短，影響油井正常生產(chǎn)油井液量低，易造成管桿偏磨，檢泵周期短，影響油井正常生產(chǎn)。另外防砂后油層內(nèi)的粉細(xì)砂、

4、懸浮物等雜質(zhì)易堵塞近井地帶，使油層滲透性變差，供液能力變?nèi)?，?dǎo)致油井產(chǎn)量降低，進(jìn)一步加劇了管桿偏磨。三、配套工藝技術(shù)的應(yīng)用3.1射孔工藝大35-斜20區(qū)塊射孔方式采用油管傳輸深穿透射孔。射孔壓差既要能保持孔眼的清潔，又要不使套管損壞（擠毀）?？紤]到油井的安全問(wèn)題，以及防止油層出砂現(xiàn)象的發(fā)生，要求采用近平衡射孔工藝。并采用以下射孔參數(shù)：螺旋布孔，16孔/m。為防止射孔過(guò)程中，造成粘土膨脹，射孔液中加入防膨劑。3.2防膨抑砂工藝根據(jù)大35-斜20塊敏感性研究結(jié)果表明該塊存在水敏，為此在該塊新投井及后期檢泵井應(yīng)用了防膨抑砂工藝。有機(jī)陽(yáng)離子聚合物在水中溶解、解離，產(chǎn)生聚陽(yáng)離子，這些聚陽(yáng)離子即可通過(guò)吸附

5、中和粘土表面的負(fù)電性，又可在粘土晶層或顆粒之間吸附微粒，使它們之間的靜電排斥力減小，晶層收縮，抑制粘土膨脹。有機(jī)陽(yáng)離子聚合物主要通過(guò)其陽(yáng)離子鏈節(jié)將帶負(fù)電微粒（砂粒）橋接起來(lái)，若聚合物中含有丙烯酰胺，其氨基可與松散砂粒表面的羥基通過(guò)氫鍵橋接起來(lái)，達(dá)到防砂的目的。3.3防砂工藝大35-斜20區(qū)塊主力油層沙二段2、3砂組，油層埋深1900m，成巖時(shí)間短，油層膠結(jié)疏松，油井在生產(chǎn)過(guò)程中，流體流動(dòng)阻力克服砂粒之間的聚合力或巖石強(qiáng)度，使油井出砂；原油粘度高，流動(dòng)阻力大，出砂加重。在大35-斜20塊采用過(guò)三種防砂方式，共防砂12口井?？傮w看，防砂后檢泵周期延長(zhǎng)，但增產(chǎn)效果不明顯。3.4井筒舉升工藝該塊平均粘

6、度達(dá)14236mpa.s，投產(chǎn)初期，采取電熱桿井筒降粘工藝生產(chǎn)方式，取得了較好的效果。但該工藝耗電量大，費(fèi)用高。因此2006年以來(lái)開(kāi)展大35-斜20塊空心桿摻水替代電熱桿技術(shù)。目前該塊油井幾乎全部采用空心桿摻水降粘，配套桿管防偏磨裝置生產(chǎn)，基本解決了舉升困難的問(wèn)題，開(kāi)發(fā)效果得到較大改善，經(jīng)濟(jì)效益有了顯著提高。但大斜度井的偏磨現(xiàn)象依然存在，檢桿檢泵周期短，同時(shí)油井含水也出現(xiàn)兩個(gè)明顯抬升，含水由35%抬升至50%，空心桿摻水計(jì)量誤差大始終是個(gè)難題。3.5水力噴射泵排砂采油工藝研究大35-斜20塊砂巖粒度中值?。?.09mm）、泥質(zhì)含量高，泥質(zhì)成分以及膠質(zhì)、瀝青、石蠟等容易進(jìn)入充填層，阻塞滲流通道，

7、導(dǎo)致防砂后液量下降，所以改善近井地帶的滲流狀況是提高大35-斜20塊開(kāi)發(fā)水平的關(guān)鍵。而水力噴射泵對(duì)油稠出砂油藏則有很大的適應(yīng)性，同時(shí)大35-斜20塊地面工程條件也適宜于采用水力噴射泵。3.5.1水力噴射泵舉升原理水力噴射泵是以高壓水為動(dòng)力液，通過(guò)動(dòng)力液和產(chǎn)出液之間的能量轉(zhuǎn)換實(shí)現(xiàn)采油。高壓動(dòng)力液通過(guò)縮徑端面時(shí)，其速度能顯著增加，導(dǎo)致壓能顯著降低，從而在端面周圍形成“負(fù)壓區(qū)”，把地層產(chǎn)出液吸入泵筒，吸入流體與動(dòng)力液經(jīng)喉管混合，再經(jīng)擴(kuò)散管擴(kuò)散，逐步恢復(fù)壓能，然后再由該壓能完成混合液的輸送和舉升。高壓水（動(dòng)力液）通過(guò)流量計(jì)、高壓過(guò)濾器到達(dá)井口的一翼，從井口沿動(dòng)力液管線到達(dá)井下排砂采油裝置，動(dòng)力液驅(qū)動(dòng)井

8、下排砂采油裝置工作。含砂產(chǎn)出液和動(dòng)力液混合后的混合液通過(guò)混合液油管和動(dòng)力液油管形成的環(huán)形空間、井口的另一翼排至油氣水砂分離罐?；旌弦涸谟蜌馑胺蛛x罐沉降后，分離水繼續(xù)作為動(dòng)力液供油井生產(chǎn)使用，分離出的原油拉走或進(jìn)入計(jì)量站。3.5.2水力噴射泵攜排砂原理在產(chǎn)出液的舉升過(guò)程中，液體在生產(chǎn)管柱內(nèi)任意截面的流速均大于砂子的沉降末速2倍以上，從而能保證地層砂隨流體一起順利排出。表1為不同粒徑砂粒沉降末速和保證上升的最低液流速度表。3.5.3水力噴射泵參數(shù)選擇根據(jù)水力噴射泵特性曲線，不同的面積比其最大效率點(diǎn)不同，對(duì)應(yīng)的流量比和壓力比也不同，根據(jù)動(dòng)液面位置、井口設(shè)備達(dá)到的工作壓力、最大效率等各參數(shù)，以確定流

9、量比和壓力比，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算出所需的噴嘴、喉管直徑等工作參數(shù)。3.5.4現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用目前水力噴射排砂采油工藝已在大35-斜20塊應(yīng)用4口井，均運(yùn)行平穩(wěn)，日增油14.8噸，排砂增油效果明顯。首口井大35-15-11自2012年5月13日采用該工藝投產(chǎn)，措施前日液1.0t/d，日油0.3t/d，含水64.7%，措施后日液9.4t/d，日油5.3t/d，含水42.6%，平均日增油4.9t，至今已正常運(yùn)行503天，累增油2497噸。另2014年初投產(chǎn)的大359井、大35-9-斜13和大35-9-斜12井，原來(lái)都不能正常生產(chǎn)，目前均運(yùn)行平穩(wěn)，平均單井日產(chǎn)油在3噸以上。四、結(jié)論針對(duì)英雄灘油田大35-斜20塊油井油稠、井深、滲透率低、泥質(zhì)含量高，出粉細(xì)砂、井身大斜度等開(kāi)發(fā)難題，相應(yīng)優(yōu)化射孔、防砂、抽稠、防偏磨等配套工藝措施，取得了一定效果，但也存在有效期短、增產(chǎn)效果差等問(wèn)題。水力噴射泵排砂采油工藝由于井口及井下沒(méi)有運(yùn)動(dòng)部件，從根本上解決了井筒桿管偏磨現(xiàn)象的發(fā)生，適應(yīng)于水平井、斜井以及叢式井組，及偏磨、腐蝕較嚴(yán)重的油井；同時(shí)水力噴射泵具有很強(qiáng)的攜砂排砂能力，保證地層砂全部