哈拉哈塘油田稠油井桿式泵解卡工藝

劉迎斌 許雙龍 楊小華 侯守探 段云江 翟錫芝

（1.塔里木油田公司塔北項目經理部 新疆庫爾勒 841000；2.華北油田公司 河北任丘 062552）

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地輪南低凸起西斜坡，受細菌生物降解、地層水洗和氧化作用以及烴類輕質組分散失的影響，其稠油油藏有“區塊內稠油井稀油井共存，單井上原油性質差距大”等特點。稠油井主要分布在哈15、哈702、哈7縫洞帶，為“中等含蠟、中等含膠質、高含瀝青”的稠油油藏。原油密度0.7998～0.9679g/cm3，凝固點為-12～30℃，含蠟量1.67%～7.23%，含硫量0.23%～1.21%，含膠質和瀝青質量4.5%～12.5%。油井埋深7000m左右，停噴后采用抽油機+底部固定桿式泵深抽。

在生產過程中，由于原油粘稠并伴有泥砂、結垢等雜質，極易出現卡泵、堵塞油管等問題，現場通常采用常溫水反洗工藝解卡。受原油物性差、地層漏失量大、工藝管柱深等因素制約，水反洗解卡的成功率不足25%，無法發揮桿式泵不動油管檢泵的優勢，影響到油田的正常生產。

1 解卡難點分析

1.1 堵塞物成分復雜

采用高溫灰化法處理7口井的堵塞物，測定有機物和無機物的含量，有機物堵塞（圖1）占71.43%，無機物堵塞占28.57%。電鏡掃描結果顯示，1～5#有機堵塞物表面呈層狀結構，質地疏松無定型。表明其中含有較多的有機聚沉物，如膠質、瀝青質、蠟等，極易形成瀝青質為主的有機物堵塞。

另外，哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏裸眼完井，部分泥巖段裸露，粘土礦物容易剝脫掉塊，加上射孔、酸壓改造等因素，油井出砂嚴重。采用繞絲復合篩管，仍難以阻止粘土、極細砂等雜質隨原油進入井筒，造成堵塞。堵塞物樣品在鹽酸中溶解，有氣泡冒出，說明含碳酸鈣；有少量殘渣，說明含有石英和粘土礦物。

圖1 哈拉哈塘無機物堵塞樣品

1.2 地層漏失嚴重

哈拉哈塘油田屬于縫洞型碳酸巖油藏，有“一井一藏”的特點。轉入機采后，地下虧空嚴重，儲層大孔道、裂縫發育。洗井時往往進口水量大、出口水量小或不返水，要注入上百方洗井液才能建立起循環，運行成本高，并且大量洗井液進入儲層易造成地層污染，不利于環保。

1.3 生產管柱影響

哈拉哈塘油田稠油井采用摻稀工藝生產，為滿足摻稀點溫度要求、提高摻稀效率，抽油泵與吸入口位置一般相距2000m左右（圖2），造成解卡時工作液量大、作業周期長、施工壓力高等問題。而且，由于深抽現場采用底部固定桿式泵提高錨定能力（圖3），易在油管與泵筒間隙容易沉淀堵塞物，也增加了解卡難度。

圖2 哈拉哈塘抽油機井摻稀管柱

圖3 底部固定桿式泵結構

2 解卡工藝優化

2.1 工藝原理

根據現場實際，結合原油流動性對溫度很敏感特性，制定出解卡工藝。原理是：利用套管注入的高溫熱水，提高油管內原油、堵塞段處的溫度，降低桿式泵上提阻力，保證桿式泵能上提解封；桿式泵解封后，油管內正擠熱水，將井筒內稠油堵塞物擠出油管；再擠入加熱稀油，徹底清除油管內膠質、蠟垢等油管內壁附著物。

2.2 水溫確定

采用DV-Ⅱ+Pro 型粘度計，測定HA15-2井區的一口稠油粘溫數據（圖4）。原油粘度很高，常溫下呈固體，無流動性；80 ℃時粘度高達2.08×106mPa·s，隨著溫度升高，粘度快速降低；超過拐點溫度在90℃，粘度隨溫度的變化相對較小；115℃時粘度降為6.5×104mPa·s。結合現場加熱設備能力，哈拉哈塘油田洗井水溫度應控制在80～90℃。

圖4 哈拉哈塘HA15-2井粘溫曲線

2.3 工藝流程

對稠油井桿式泵泵卡故障的原因進行分析后，按照以下流程進行解卡操作。

(1)熱水反洗：從套管注入高溫熱水，排量控制在4～5m3/h。

(2)上提解封：緩慢上提抽油桿，解封桿式泵，避免拉斷抽油桿（如上提載荷接近或高于井的抽油桿正常運轉載荷的110%，則繼續反擠熱水，直至桿式泵解封容易）。

(3)正擠熱水：從油管正擠高溫熱水，將油管內原油擠出。

(4)正擠稀油：擠入2～3倍油管容積、80℃以上熱稀油，溶解油管內壁的膠質、蠟等附著物。

(5)啟抽：坐封桿式泵，正常啟抽，解卡成功。

采用“熱水反洗→上提桿柱解封→熱水正擠→稀油清洗”工藝流程，水溫嚴格控制在80℃以上，單井次可減少動油管檢泵作業時間10d，節省起下油管費用4.0萬元。正擠、反擠結合的工藝，降低了洗井液用量，利于環境保護，也解決了因地層漏失難以建立循環的難題。

3 實施效果

HA902-S井摻稀生產，作業啟抽一段時間后，抽油機下行遇阻，井口取樣發現原油變稠，光桿上提3m，懸重達25t，正旋半圈后上提仍無效，判斷為泵卡。2013年9月5日開始解卡：先小排量反洗85～95℃熱水，排量5m3/h，經過21h共注入熱水105m3。用吊車上提抽油桿，懸重降至21.5t，起出φ38mm光桿×1根+φ28mm抽油桿×2根+φ28mm短節×1根，解封成功。油管正擠15m3溫度為89℃的熱水，泵壓由10MPa降至0MPa，油管內稠油被擠出。最后正擠入稀油73m3。解卡共用時56h，恢復生產。2013年，在哈拉哈塘油田共實施5井次解卡作業，成功率100%，平均解卡周期49h，累計減少起下油管費用20萬元。

4 結論

與動管柱檢泵相比，“熱水反洗→上提桿柱解封→熱水正擠→稀油清洗”的解卡工藝具有作業時間短、作業費用低的優勢。另外，該解卡工藝正擠、反擠相結合，降低洗井液用量，減少二次污染，解決了因地層漏失難以建立起循環的難題，可以滿足哈拉哈塘油田漏失嚴重稠油井的解卡需要。

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