油井修井作業(yè)洗井技術研究與應用

崔潔 強海萍 熊鷹 江凌飛 趙玉政（華北油田分公司第五采油廠）

1 概述

某采油廠位于冀中凹陷南部，現共油水井1 124 口，主要開發(fā)層系為新近系和古近系，其中稠油井96口，全廠年平均井下作業(yè)380井次，年平均洗井613井次，每年在洗井及相關廢棄物處置上耗資超過800萬元。

目前減少作業(yè)井場污染的主要方法有井筒控制和地面控制兩類，洗井作為井筒控制的主要手段之一[1]，能夠直接有效的減少管、桿帶出的原油，從根源上降低污染的可能性。目前的油田常用的洗井技術主要有常溫洗、熱洗、藥劑洗三種[2]，主要洗井方式優(yōu)缺點對比見表1。

目前該采油廠三種洗井方式均有使用，常溫洗用在原油凝固點較低的油井，熱洗用在凝固點較高的油井，藥劑洗用在高黏度和井筒有特殊要求的油井。洗井參數特別是熱洗井的參數設置主要靠經驗，缺少系統(tǒng)性研究。從該采油廠的原油物性和生產需求入手開展研究，以期找到針對稠油油井的最佳洗井技術。因該采油廠SN 油田Z70 斷塊稠油井井數多、黏度高，在此作為本次的研究代表對象。該斷塊稠油油藏原油平均黏度3 534 Pa·s，膠質瀝青質含量52%。以下從特高黏度原油對溫度、藥劑的敏感性，及施工參數等方面開展研究，以期能夠有效提高油井洗井過程中的資源的利用率。

2 建立洗井模型

根據作業(yè)洗井中洗油清蠟的難易程度建立簡化原油模型，原油中的碳質含量少，不予考慮，這樣將原油的模型分為水分、輕油質組分、黏稠質組分（以石蠟和膠質瀝青質為主）三種的混合物。

水分不影響洗井效率，對剩余的兩種組分進行分析：輕油質組分洗油清蠟難度低，使用處理后的油井采出水（約35 ℃）較易洗出，但提高溫度對溶解效率提升不明顯；黏稠質組分洗井難度大，附著力強，對溫度敏感，不易清除。以該采油廠的原油特性看，洗井效率低的難點在于對黏稠質組分清洗。為降低能耗，采用時間換能耗的思路，將黏稠質組分提溫浸泡后使用常溫采出水進行頂替，達到洗油清蠟的目的。

表1 主要洗井方式優(yōu)缺點對比

表2 某采油廠主要高黏度區(qū)塊原油物性

3 溫度、藥劑敏感性分析

3.1 溫度敏感性分析

該采油廠高黏度油藏分布在Z70 斷塊等5 個區(qū)塊中，黏稠質組分含量在55%左右，地面黏度高，含氣量低，某采油廠主要高黏度區(qū)塊原油物性見表2。

選取Z70 斷塊的z70-27X 井產出的脫水原油（黏度3 050 Pa·s，含膠質瀝青質44.8%，含蠟16.7%）與處理后采出水作為實驗樣本，采取實驗室實驗的方法確定不同參數下洗油清蠟的效率，實驗過程設計如下：

1）將重量為W0的油管鋼片浸泡在石油醚內24 h，以提高鋼片的親油性[3]。

2）擦凈鋼片，浸泡在油樣中24 h，將掛片取出，自然下垂晾干，稱重得W1。

3）鋼片在采出水中浸泡，按SY/T 5587.5—2018標準推薦洗井參數模擬洗井狀態(tài)，控制采出水流速為1.1 m/s平行沖刷鋼片。

4）控制沖刷時間為平均循環(huán)一周時間60 min，取出晾干，稱重得W2。

式中：η為洗油效率；W0為鋼片被污染前的質量，g；W1為鋼片被污染后的質量，g；W2為洗井液清洗后鋼片的質量，g。

分別控制采出溫度為45、50、55、60、65、70 ℃下進行試驗，不同溫度下的洗油清蠟效率與溫度敏感系數曲線見圖1，洗油清蠟效率隨溫度升高而升高，溫度敏感系數在65 ℃時達到最大，超過后急速降低。考慮到洗井平均降溫9 ℃，洗井液70 ℃時，能夠實現平均井筒溫度不低于65 ℃。

圖1 不同溫度下的洗油清蠟效率與溫度敏感系數曲線

3.2 藥劑敏感性分析

3.2.1 主藥劑敏感性

洗井的主要難度在于膠質瀝青質含量高導致的原油黏度過高不易洗出，所以主藥劑以降低黏度為目標。降黏劑可以通過降低油水界面張力，使地層中的稠油從油包水的乳化狀態(tài)轉變?yōu)橐运疄橥庀嗟娜榛癄顟B(tài)[4]，使稠油黏度大幅度降低，滿足主藥劑的要求。這里選用目前該采油廠在稠油井開采中使用的效果較好的RHV-2 型高黏原油降黏劑。重復開展上述鋼片實驗，為更好體現藥劑區(qū)別，將洗井液溫度設定為60 ℃，加藥濃度為1%時降黏率最高，降黏率與加藥濃度關系曲線見圖2。

圖2 降黏率與加藥濃度關系曲線

3.2.2 表面活性劑敏感性

為避免洗掉的原油重新附著到管柱壁上，提高洗井效率，需要在洗井液中添加表面活性劑[5]。表面活性劑的其作用為使管柱壁從親油憎水轉變?yōu)橛H油親水狀態(tài)，具體機理如下：

1）洗井液在油管表面上發(fā)生濕潤、滲透等作用，表面活性劑分子吸附于油珠周圍，形成定向單分子保護膜，防止了油珠重新聚合[6]。

2）通過機械振動、沖刷、加熱等機械和物理方法，加速油污脫離油管表面[7]。

3）油污進入水溶性洗井液中被乳化分散，懸浮于洗井液中或增溶于膠束中[8]。

繼續(xù)使用上述實驗的方法，實驗溫度為60 ℃，調配至1%濃度RHV-2型降粘劑溶液。在之前實驗中洗油效率已經達到較高水平，無法體現出表面活性劑的作用，這次實驗將沖洗時長減為30 min，選用油田中常見的七種表面活性劑為實驗對象，分別標記為S1～S7。S1、S2 為聚氧乙烯型表面活性劑、S3、S4、S5 為磺酸鹽類表面活性劑，S6、S7為聚醚型表面活性劑，控制表面活性劑為單一變量，分別在濃度為0.6%、0.8%、1.0%下進行實驗，S1～S7種活性劑在不同濃度下洗井清蠟效率對比見圖3。

圖3 S1～S7種活性劑在不同濃度下洗井清蠟效率對比

從圖3可以看出當表面活性劑濃度在0.6～1.0%時，隨濃度的增加，洗油效率有所上升；S1 與S3表面活性劑敏感度最高，考慮到實際需求，洗油效率達到50%以上即可滿足要求，考慮到S3為磺酸鹽類表面活性劑，S1為聚氧乙烯型表面活性劑，可以通過復配進一步提高洗井效率[9]，這里控制總濃度為0.8%。

在保證表面活性劑總藥劑濃度為0.8%，實驗溫度為60 ℃，改變S3與S1的復配質量比，尋求最佳復配比例[10]，S3與S1不同配比下洗井清蠟效率對比見圖4。當S3 與S1 的質量比為1∶5 時的敏感度最高，達到最高76%洗井效率。假設沖洗效率保持不變，為實現符合洗油要求的洗井效率達到95%以上，需要沖洗時長計算公式。

式中：t為沖洗時長，min；ζ為預設達標清洗率，%；ζ0為起始清洗率，%；η為沖洗效率，%。

3.2.3 洗井液配伍性

現場洗井液的配制采用處理后的油井采出液，若采出液與洗井液配伍性差，混合后容易產生沉淀，會造成對儲層的傷害。通過觀察洗井液與地層水的混合溶液的渾濁度，考察洗井液與地層水的配伍性。

配伍性采用實驗方法測定。通過采用散射光臺式渾濁計在60 ℃下測定1%降黏劑+0.8%表面活性劑的洗井液與地層水的混合液的濁度值，可以確定洗井液與地層水的配伍性。經過實驗驗證洗井液配方與地層水配伍性良好，高效洗井液與地層水的配伍性見表3。

表3 高效洗井液與地層水的配伍性

4 洗井參數優(yōu)化與應用

圖4 S3與S1不同配比下洗井清蠟效率對比

根據上述實驗結果優(yōu)化洗井參數設計，將洗井分為三步進行：首先洗出井筒內輕質原油組分并對膠質瀝青質進行降黏，再用熱洗提高井筒溫度洗出黏稠質組分，最后替出井內液體，實現洗油清蠟與壓井同時實現，由于輕質組分易被洗出，假設第一步可洗出100%的輕質組分0%的黏稠質組分；根據化驗數據，設定殘留的黏稠質組分占比55%，總含水20%，為達到殘余油小于3%的要求，根據公式（2）第二步需要洗井時間不少于42.4 min；第三步頂替一個循環(huán)。

按井深2 000 m，油層套管DN139.7 mm，油管DN89 mm 計算，排量按標準以400 L/min 計，設計洗井液用量為39 m3，采取反循環(huán)洗井方式。

第一步：使用1%濃度降黏劑+0.8%濃度表面活性劑采出水1 m3，常溫反洗；第二步：使用1%濃度降黏劑+0.8%濃度表面活性劑采出水17 m3（根據井容確定），加熱到70 ℃反洗；第三步：使用采出水配設計要求21 m3（根據井容確定）常溫反洗。

三步洗井分別實現降黏、洗蠟、頂替，工藝簡單實用，特別適用于高黏度及超高黏度油井的清潔作業(yè)。

使用新式洗油清蠟技術后，該采油廠已實際使用超過120 井次，洗井后殘油平均剩余率小于1%，特別是高黏度油井，平均殘油剩余率從23%降至1.7%，洗井用水量從60 m3降至39 m3，能耗成本降低32%，洗井合格率大幅提升。累計節(jié)省柴油超過230 t，節(jié)約天然氣4.8×104m3，減少施工周期增油0.8×104t，累計創(chuàng)造經濟效益640萬元，減少碳排放930 t，取得了良好的經濟效益與社會效益。

5 結論

1）Z70 斷塊在井筒溫度為65 ℃時，使用降黏劑濃度為1%，表面活性劑濃度為0.8%的洗井液，洗井效率達到最佳。

2）表面活性劑S3 與S1 的質量按1∶5 進行復配成的表面活性劑能夠達到最高洗井效率。

3）利用實驗方法確定了洗井合格的最低洗井時長與最少洗井水量計算方法。

4）利用簡化原油模型，分三步對稠油井洗井，能夠達到較好的洗井效果；對井筒內原油黏度較低的油井，利用最佳洗井液配比可以提高洗井效率，有效節(jié)約洗井水用量、節(jié)約成本。