塔河油田井筒稠油处理技术分析与应用

[摘 要]本文从塔河油田开发井由于稠油上返堵塞井筒或油管，需要通过修井作业来恢复油井的正常生产，通过对井筒稠油处理全过程跟踪分析，总结出了一套行之有效的井筒稠油处理技术，从而保证了修井施工的井控安全，避免硫化氢溢出的风险，取得了显著的经济和社会效益。

[关键词]塔河油田 稠油处理 掺稀泄压

中图分类号：TE144 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0388-01

一、前言

塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起西南部斜坡，是一个亿吨级整装大型油田。目前稠油开采主要采用了掺稀油降粘采油工艺，但在掺稀过程中由于地层、采油参数不合理导致深层稠油井停产，每年有近200井次的深层稠油井需进行修井作业。面对作业工艺还不够完善，如何选择一套行之有效的井筒稠油处理技术，是修井队伍面临的难题，我们在多次现场研究与实践的基础上，逐步完善与改进了一套科学、合理的修井施工井筒稠油处理技术，经过实际应用取得了良好的效果。

二、井筒稠油处理修井工艺在塔河油田面临的难题

由于塔河油田稠油油藏存在“两超、三高”的特点（超深、超稠、密度高、粘度高、H2S含量高），稠油油藏埋深5500-6500m，油层中部温度128-130℃（5600m），地温梯度2.2 ℃（100m），平均油藏原始地层压力61.8MPa（5600m），压力梯度系数1.1，平均饱和压力17.5MPa，地层原油粘度34.5mPa.s，原油在储层中流动性好。奥陶系油藏原油为高凝固点（-24～59℃），含盐量高（23000～142017mg/L），密度0.9327-1.0780g/cm3，50℃时粘度为300-325000 mPa.s，甚至有的在50℃时基本没有流动性，含蜡量1.47%～15.6%，含硫量0.47%～3.49%，胶质沥青质含量平均43.8%。以上种种因素增加了修井作业的难度。

三、井筒稠油处理实例分析

例1：2010年5月，某修井队在TH12223井深抽修井施工，6345.0-6388.0m裸眼酸压完井，采用95/8”套管与7”套管组合完井，原油粘度：690000mPa.S（70℃）。上修前为机抽生产管柱，管柱管脚深度2712.25m，抽稠泵泵深：2411.36m。作业简况：油、套管控制泄压，返出稀油3.1m3，套压1412MPa，油压8.50MPa ，用1.14mg/cm3的盐水80m3套管平推压井，泵压141814MPa。拆井口流程，安装双闸板手动抽油杆防喷器2台并分别试压合格。上提抽油杆最高负荷20-14吨，缓慢起甩原井抽油杆298根及柱塞，起抽油杆带出稠油0.5m3。安装70型液压封井器并试压合格。套管平推1.14mg/cm3的盐水150m3压井，泵压15-14MPa。停泵后，套压14MPa不降。油管打压解堵，泵压50-48Mpa，解堵未成。经和甲方协商，上连续油管作业机对油管稠油进行处理畅通。后采取套管反掺稀油，油管泄压；后用1.14mg/cm3的盐水反循环节流压井成功，顺利起出原井管柱，加深泵挂组下完井管柱完井。

原因分析：该井由于稠油上返堵塞油管，油管正打压解堵不通，套管反推压井无效，造成无法进行下部施工作业。经和甲方沟通，使用连续油管作业机稀油循环，成功处理井筒稠油，顺利完成施工任务。

例2：2011年4月，某修井队在TH10333井大修施工， 6173.18-6265.00m裸眼酸压完井，7"套管从6110.56m回接至井口，原油粘度：64480.00mPa.S（90℃）。原井管柱为：31/2″BG110S*EUE油管+5.38″PDP裸眼封隔器，管柱管脚深度6174.67m。稠油上返堵塞井筒。上提负荷最高1050KN（原悬重810KN），缓慢起出原井油管80根（用时11天）。因起管速度缓慢，和甲方沟通后决定倒扣起出原井管柱，处理井筒稠油。经5次倒扣、组下钻具用稀油循环处理井筒稠油、掺稀泄压工序，最终顺利完成修井施工任务。

原因分析：该井由于稠油上返堵塞油管及井筒，在油管正打压解堵不通，套管反推不通，造成无法进行下部施工作业。经和甲方沟通，采用倒扣起出原井管柱，稀油循环处理井筒稠油，最终顺利完成修井施工任务。

四、塔河油田修井井筒稠油处理技术分析

以上井筒稠油处理实例是我们在塔河油田修井过程中经常遇到的情况，给稠油油藏开采带来了阻力，给修井作业带来了困难。经过近几年的现场实践和研究，我们总结形成了一套行之有效的处理井筒稠油上返工艺技术。

1.井筒稠油处理作业施工准备

施工前，通过收集油井前期钻完井及生产动态资料，充分做好施工前准备工作。

1）根据目前地层压力调配压井液比重，并准备好体积为井筒容积1.5倍的压井液、储备足够数量的稀油；

2）配备相应的井控设备；

3）稀油循环处理时间不能过长，提高泵车排量，保证连续施工。

2.选择合适的井筒稠油处理方法

根据井况选择合适的井筒稠油处理方法是井筒稠油处理成功的前提。

1）对稠油上返堵塞管柱的机采井，可以采取加装2台双闸板手动抽油杆防喷器，缓慢起出原井内抽油杆柱后，用连续油管作业机稀油循环冲洗油管，再用掺稀泄压降低井筒压力，最终顺利完成施工作业。

2）对于稠油上返堵塞管柱的电泵井，用连续油管作业机稀油循环冲洗油管，加大掺稀量掺稀泄压降低井筒压力，而后可以直接启泵生产。

3）对于稠油上返堵塞井筒的自喷井，根据井况不同，若能缓慢起出井内管柱，则起出井内管柱后再组下光管柱（或钻具组合）分段用稀油处理井筒稠油；若上提管柱困难，则采取倒扣、组下钻具稀油循环处理井筒稠油后对扣打捞，再倒扣、稀油循环处理井筒稠油，重复以上倒扣、稀油循环、对扣打捞等工序，直至完成处理井筒稠油施工。

3.施工过程控制

充足的施工准备和选择合适的井筒稠油处理方法之后，过程控制是井筒稠油处理成功的关键。

1）选取井筒稠油处理方法后，施工单位做好现场技术交底，做到计量准确、施工规范、协调灵活、责任明确。

2）采取稀油循环要做好进口稀油量，和出口混合油或稠油量计量工作，进、出口量计量十分重要，是井筒稠油处理成功的关键，根据进出口液量的变化，可以了解地层的能量以及井筒稠油的上返速度，便于及时调整处理方式。

四、结论与认识

通过国内外文献调研，结合不断的探索、分析、实践，本文所提的井筒稠油处理技术在塔河油田推广以来，井筒稠油处理一次成功率逐步得到提高，形成了一套较成熟的井筒稠油处理技术，主要取得以下几点认识：

1）对稠油上返堵塞管柱的机采井，采取加装2台双闸板手动抽油杆防喷器起出原井内抽油杆，用连续油管作业机稀油循环冲洗油管，再用掺稀泄压降低井筒压力，可以有效提高作业时效。

2）对于稠油上返堵塞管柱的电泵井，用连续油管作业机稀油循环冲洗油管，加大掺稀量掺稀泄压降低井筒压力，压力降低后可以直接启泵生产，减少修井作业占产时间。

3）对于稠油上返堵塞井筒的自喷井，采取倒扣、组下钻具处理井筒稠油后对扣打捞、再倒扣、稀油循环处理井筒稠油等工序，可以有效解决井筒稠油处理问题。

参考文献

[1] 王建学.井控技术.石油工业出版社，1996年8月第一版；92-96.

[2] 杨志毅，井下作业压井工艺，新疆石油科技，1992年03期：P27-31.

[3] 梁尚斌，塔河油田深层稠油掺稀降粘技术研究与应用，西南石油大学，2006（2）.P10-12.