金縣1-1油田可控自生熱解堵技術的研究與應用

方培林，權寶華，楊 凱

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津300452)

金縣1-1油田可控自生熱解堵技術的研究與應用

方培林，權寶華，楊 凱

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津300452)

金縣1-1油田西塊沙河街組的特征為：低孔低滲，地層壓力低，瀝青膠質含量高，石蠟含量高。該區塊原油含蠟為22.9%，膠質瀝青質含量為5.33%,，原油凝固點為28,℃。修井過程中的漏失極易造成原油中的重組分石蠟、瀝青質冷凝析出堵塞井眼近井地帶，對儲層造成一定傷害。針對這種情況，采用了熱化學解堵技術，通過室內實驗優化了熱化學解堵劑配方，篩選出反應可控的引發劑，并通過現場試驗證明該配方能控制引發時間，抑制副反應的發生，利于生熱在解堵目的層發生。該技術在金縣1-1油田應用取得了明顯的增產效果。

金縣1-1油田 高含蠟 自生熱 解堵

在油氣田生產過程中，入井液漏失會對地層造成冷傷害，使井筒周圍地層結蠟，瀝青質析出，造成地層滲透率降低，修井作業后產量降低且恢復困難。結合實際，現場曾采用注蒸汽、熱洗、電加熱等技術來解決這方面的問題。這些方法相比化學生熱存在諸多不足。目前常用的化學生熱技術利用亞硝酸鹽與氯化銨生熱溶液在油層中的放熱放氣反應以及配方中所添加的降粘劑，能有效解除有機沉淀淤積或油垢引起的深部堵塞。[1]該體系在酸引發條件下反應產生大量的熱和氣體，通過生熱增溫降粘，提高原油流動能力，溶解蠟、膠質瀝青質堵塞物。通過高溫氣體沖散“橋架”物質，打破油流阻力，氣液混合降低流體密度和粘度，提高返排能力，便于流體流動，將堵塞物和溶解垢一起舉升到地面。[2]因此在現場應用較多。

其化學反應方程式為：[3-4]

在實際生產施工中，使用鹽酸、草酸、檸檬酸、氨基磺酸等作為放熱反應的引發劑。這些引發劑按一定重量比與反應體系混合后，一般很快會引起反應，雖然能達到預期目的，但現場使用過程中發現這些引發劑存在以下缺點：

①引發劑現場采用并泵的施工工藝，與生熱劑接觸立即反應，在泵送過程中發生反應，產生大量氣體，降低泵送效率，引起地面高壓軟管抖動，存在安全隱患。②引發劑與生熱劑接觸，在施工過程中發生反應，放出的熱量沿泵送管線和擠注管柱損失，達到地層的熱量大大降低，降低了熱解堵的施工效果。③引發劑酸性強，與生熱劑混合后有副產物NO和紅棕色的NO2氣體產生，NO2為刺激性有毒氣體，主要損害呼吸道，給施工帶來極大的安全隱患。

1 金縣1-1油田自生熱解堵簡況

金縣1-1油田西塊的特征為：低孔低滲，地層壓力低，瀝青膠質含量高，石蠟含量高。該區塊原油含蠟22.9%,、膠質瀝青質含量為5.33%,、原油凝固點為28,℃。修井過程中的漏失極易造成原油中的重組分石蠟、瀝青質冷凝析出堵塞井眼近井地帶，對儲層造成一定傷害。修井作業后掉產嚴重，恢復作業前產量困難。目前該油田使用自生熱解堵取得了一定的效果，但跟蹤現場作業發現自生熱配方存在一定的缺陷。

如金縣1-1-B1井使用自生熱藥劑TC-A、TC-B，在泵吸入口混合注入地層，分析井下溫度壓力計的監測數據，壓力計處溫度波峰與壓力波峰同時出現，證明放熱反應在井筒中發生，且熱量損失大，到達壓力計處溫度峰值只有65.35,℃(見圖1)。壓力計位置與油層頂部封隔器距離800,m，自生熱進入油層前，熱量持續損失，致使解堵液進入地層時溫度低，無法起到很好的溶蠟解堵效果。

圖1 金縣1-1-B1井熱化學解堵井下溫度壓力數據Fig.1 The underground temperature and pressure of JX1-1B1 after heat reaction

2 室內實驗

實驗材料：亞硝酸鈉(工業品)、氯化銨(工業品)；

引發劑：鹽酸、醋酸、氨基磺酸、檸檬酸、引發劑SAA。

實驗將亞硝酸鈉和氯化銨以一定比例混合攪拌均勻后，加入引發劑引發反應，記錄溫度隨時間的變化，同時觀察產氣現象。實驗發現鹽酸、氨基磺酸酸性強，自生熱反應劇烈，產生大量紅棕色NO2氣體，并降低了最高生熱溫度(見圖2)，溫度峰值時間為9,min。檸檬酸、草酸酸性較鹽酸弱，也產生紅棕色氣體，產生氣體量略低于鹽酸與氨基磺酸。分析原因有亞硝酸鈉在強酸性條件下不穩定，會自身發生反應產生NO和NO2，NO遇空氣生成NO2，副反應消耗了大量生熱劑，減少了N2生成量并降低了主反應的發生，減少了熱量產生，使自生熱體系升溫能力下降，溫度峰值只有82,℃。

圖2 鹽酸引發劑時間溫度變化曲線及反應產生紅棕色氣體Fig.2The changing curves of temperature with time when using HCl as initiator(reaction producing some brown gas)

圖3 醋酸引發劑時間溫度變化曲線Fig.3The changing curves of temperature with time when using acetate as initiator

醋酸能引發自生熱反應，且反應溫和，生成的紅棕色氣體少，但反應時間長，生熱溫度峰值偏低。由于仍存在反應延時時間短的問題，接觸即開始反應。分析原理為：弱酸H＋不能完全電離，能緩慢電離產生H＋，引發生熱反應，由于H＋逐步電離，所以反應速度慢，反應溫和，只有少量的紅棕色氣體產生，也正是因為反應速度慢，所以最終溫度峰值只有65,℃，溫度峰值時間為55,min，如圖3所示。熱量在長時間的反應過程中損失較大，不適合做自生熱引發劑。

引發劑SAA為多種酸酐混合物，難溶于冷水，溶于熱水，與熱水作用可水解為有機弱酸，室溫狀態下初期幾乎不發生反應。模擬生熱劑注入井筒過程中，從地層吸收熱量，加熱溫度上升至30,℃時才開始緩慢發生反應，并無紅棕色氣體產生，最終反應溫度能達到102,℃，溫度峰值時間為25,min，如圖4所示，適合地層引發。SAA通過吸收地層熱量，溫度上升后才引發反應，因此引發時間可控。隨著溫度緩慢升高，促進SAA溶解與水解，并保持一定的H＋濃度，因此能持續引發自生熱反應。

圖4 SAA引發劑時間溫度變化曲線Fig.4 The changing curves of temperature with time using SAA as initiator

3 施工工藝

自生熱現場施工工藝主要有兩種：雙泵擠注和單泵擠注。雙泵擠注施工工藝如圖5所示，A罐配酸與氯化銨溶液，B罐配亞硝酸鈉溶液，通過2臺泥漿泵(或酸化泵)并泵打入。該施工工藝中，自熱劑與酸在地面罐不發生混合，作業風險低，缺點是海上平臺作業占用場地大，經三通混合后即開始發生反應，高壓軟管容易發生抖動，氣體在管柱里面產生，泵送壓力高，容易產生壓力急劇攀升的情況，熱量在泵送過程中損失大。

圖5 自生熱雙泵施工工藝Fig.5 The thermogenic application process by two pumps

單泵施工流程如圖6所示。該配液方式有2種施工工藝：①A罐配酸與氯化銨溶液，B罐配亞硝酸鈉溶液。打開A、B罐底閥，控制閥門開度，A液、B液在進泵前混合，此施工工藝要求A、B罐液位相同，A、B罐閥門同時打開或通過三通混合入井；缺點是閥門開度不容易控制，不能按最佳反應比例混合，且混合后立即開始反應產生氣體，影響泵的上水和泵效，金縣1-1-B1、B25、B26井按照此工藝施工。②A罐配亞硝酸鈉與氯化銨溶液，亞硝酸鈉與氯化銨溶液在常溫下基本不發生反應，B罐配引發劑酸液，C罐打入柴油，A液、柴油、B液分段塞交替注入。這種施工工藝需分多段小段塞，才能保證自生熱藥劑與引發劑混合均勻，金縣1-1-A25、A35井按照此工藝施工。本文研究的可控自生熱化學反應，按照單泵施工流程，A罐配亞硝酸鈉與氯化銨溶液，B罐配引發劑SAA，SAA在冷水中溶解度低，因此B罐在施工過程中保持攪拌。A液、B液交替注入施工，可以不使用柴油段塞做隔離液，兩種段塞在地層混合引發自生熱反應。

圖6 自生熱單泵施工工藝Fig.6 The thermogenic application process by one pump

4 現場試驗

金縣1-1-B8井的特征為：原油含蠟高，含蠟為9.0%,～12.5%,、含瀝青質為2.17%,～6.11%,、含膠質為14.4%,～20.16%,，生產層位為E3s2Ⅰ油組下部和E3s2Ⅱ油組，有效厚度為18.6,m，平均孔隙度為27.3%,，平均滲透率為435.1,mD。2014年6月檢泵作業中，累計漏失量為1,410,m3，檢泵作業后掉產嚴重，分析原因為大量工作液漏失造成重組分石蠟、瀝青質冷凝析出堵塞井眼近井地帶，對儲層造成冷傷害，用清蠟劑前置液與自生熱解堵配合，A罐配亞硝酸鈉與氯化銨溶液，B罐配引發劑SAA溶液，采用單泵分段塞擠注工藝注入生產層段，對井下溫度壓力監測結果如圖7所示。

圖7 自生熱金縣1-1-B8井井下溫度壓力數據Fig.7 The temperature and pressure of JX1-1B8 after heat reaction

通過對井下溫度壓力計數據分析，關井期間，井筒液體維持在恒溫59,℃，清蠟劑前置液進入井筒后，降低壓力計處溫度，溫度最低降低至50,℃。隨著自生熱工作液的進入，自生熱緩慢反應，壓力計溫度由50,℃上升至62,℃，在井筒未發生劇烈反應，證明引發劑SAA能起到延時作用。自生熱反應主體在生產層段和近井帶地層反應，熱量傳遞至壓力計處，出現溫度緩慢爬升現象。熱解堵作業后該井迅速見產，解堵作業后相比解堵作業前日增油34,m3，相比檢泵作業前日增油20,m3，儲層堵塞得到解除如圖8所示的解堵作業前后的生產曲線，證明該自生熱能很好地起到溶蠟、溶瀝青解堵作用。

圖8 金縣1-1-B8井自生熱解堵作業前后生產曲線Fig.8 The logging curve of JX1-1B8 before and after the heat reaction

5 總 結

①SAA引發劑自生熱配方解決了自生熱解堵無法控制引發時間的問題。通過吸收地層熱量，溫度上升后引發生熱反應，因此引發時間可控，解決了地面管線、井筒管柱反應引起的熱量損失及泵送困難等問題。②SAA引發劑自生熱配方減少了副反應的發生，無NO2氣體產生，降低了施工風險。③理論計算，該配方每方3,mol/L溶液可生成熱量9.98×108,J，生成氣體73.2,m3(標態下)。在室內敞開容器中，反應最高可達102,℃。④SAA引發劑自生熱配方與單泵分段塞施工工藝的現場施工占地面積小，并且很好地解決了引發劑與生熱劑在井筒混合反應放熱的問題，避免了井筒發生反應。該自生熱配方只對井筒或近井帶的蠟堵、膠質瀝青質析出等有機堵塞起作用。■

［1］ 陳旺民，李德富，王清平，等. 熱氣酸解堵技術及其在大慶油田的應用[J]. 石油鉆采工藝，1999，21(2)：89-90.

［2］ 蔣曉明，尹啟業，賀素玲，等. 氣井熱化學解堵技術[J]，斷塊油氣田，2004，11(2)：84-85.

［3］ 王仲茂，王懷彬，胡之力. 高新采油技術[M]. 北京：石油工業出版社，1998：42-45.

［4］ 馬英健，姜開君，張新宇. 油井熱化學解堵技術的應用[J]. 油田節能，2000，11(3)：48-60.

The Application and Research of Controllable Thermogenic Blocking-Removing in JX1-1 Oilfield

FANG Peilin，QUAN Baohua，YANG Kai
(CNOOC Energy Technology & Services LTD．Drilling & Production Company，Tianjin 300452，China)

The west district Sha Hejie zone of JX1-1 oilfield features low permeability，low pressure，high resin and asphaltene content，high paraffin content．The oil paraffin content is 22.9%,，resin and asphaltene content is 5.33%,，oil freezing point is 28,℃．It can be easily contaminated by the paraffin and asphaltene deposition because of workover leakage．For this circumstance，thermochemistry plug release technique is usually applied．We studied and optimized the heat reaction formulas in laboratory experiment and screened out a controllable initiator．The laboratory and onsite test shows this formula can control the initiation reaction，inhibit the secondary reaction，and is conducive to primary reaction taking place in the target formation．The application in JX1-1 oilfield shows that the thermochemistry plug release technology has an effective increasing production results.

JX1-1 oilfield；high paraffin content；thermogenic；blocking-removing

TE254.3

：A

：1006-8945(2016)10-0117-04

2016-09-02