塔河油田井筒稠油處理技術分析與應用
應用技術
作者：李峻嶺 姚振宇
[摘 要]本文從塔河油田開發井由於稠油上返堵塞井筒或油管，需要通過修井作業來恢複油井的正常生產，通過對井筒稠油處理全過程跟蹤分析，總結出了一套行之有效的井筒稠油處理技術，從而保證了修井施工的井控安全，避免硫化氫溢出的風險，取得了顯著的經濟和社會效益。
[關鍵詞]塔河油田 稠油處理 摻稀泄壓
中圖分類號：TE144 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2014）30-0388-01
一、前言
塔河油田位於塔木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部斜坡，是一個億噸級整裝大型油田。目前稠油開采主要采用了摻稀油降粘采油工藝，但在摻稀過程中由於地層、采油參數不合理導致深層稠油井停產，每年有近200井次的深層稠油井需進行修井作業。麵對作業工藝還不夠完善，如何選擇一套行之有效的井筒稠油處理技術，是修井隊伍麵臨的難題，我們在多次現場研究與實踐的基礎上，逐步完善與改進了一套科學、合理的修井施工井筒稠油處理技術，經過實際應用取得了良好的效果。
二、井筒稠油處理修井工藝在塔河油田麵臨的難題
由於塔河油田稠油油藏存在“兩超、三高”的特點（超深、超稠、密度高、粘度高、H2S含量高），稠油油藏埋深5500-6500m，油層中部溫度128-130℃（5600m），地溫梯度2.2 ℃（100m），平均油藏原始地層壓力61.8MPa（5600m），壓力梯度係數1.1，平均飽和壓力17.5MPa，地層原油粘度34.5mPa.s，原油在儲層中流動性好。奧陶係油藏原油為高凝固點（-2459℃），含鹽量高（23000142017mg/L），密度0.9327-1.0780g/cm3，50℃時粘度為300-325000 mPa.s，甚至有的在50℃時基本沒有流動性，含蠟量1.47%15.6%，含硫量0.47%3.49%，膠質瀝青質含量平均43.8%。以上種種因素增加了修井作業的難度。
三、井筒稠油處理實例分析
例1：2010年5月，某修井隊在TH12223井深抽修井施工，6345.0-6388.0m裸眼酸壓完井，采用95/8”套管與7”套管組合完井，原油粘度：690000mPa.S（70℃）。上修前為機抽生產管柱，管柱管腳深度2712.25m，抽稠泵泵深：2411.36m。作業簡況：油、套管控製泄壓，返出稀油3.1m3，套壓14↘12MPa，油壓8.5↘0MPa ，用1.14mg/cm3的鹽水80m3套管平推壓井，泵壓14↗18↘14MPa。拆井口流程，安裝雙閘板手動抽油杆防噴器2台並分別試壓合格。上提抽油杆最高負荷20-14噸，緩慢起甩原井抽油杆298根及柱塞，起抽油杆帶出稠油0.5m3。安裝70型液壓封井器並試壓合格。套管平推1.14mg/cm3的鹽水150m3壓井，泵壓15-14MPa。停泵後，套壓14MPa不降。油管打壓解堵，泵壓50-48Mpa，解堵未成。經和甲方協商，上連續油管作業機對油管稠油進行處理暢通。後采取套管反摻稀油，油管泄壓；後用1.14mg/cm3的鹽水反循環節流壓井成功，順利起出原井管柱，加深泵掛組下完井管柱完井。
原因分析：該井由於稠油上返堵塞油管，油管正打壓解堵不通，套管反推壓井無效，造成無法進行下部施工作業。經和甲方溝通，使用連續油管作業機稀油循環，成功處理井筒稠油，順利完成施工任務。
例2：2011年4月，某修井隊在TH10333井大修施工， 6173.18-6265.00m裸眼酸壓完井，7"套管從6110.56m回接至井口，原油粘度：64480.00mPa.S（90℃）。原井管柱為：31/2BG110S*EUE油管+5.38PDP裸眼封隔器，管柱管腳深度6174.67m。稠油上返堵塞井筒。上提負荷最高1050KN（原懸重810KN），緩慢起出原井油管80根（用時11天）。因起管速度緩慢，和甲方溝通後決定倒扣起出原井管柱，處理井筒稠油。經5次倒扣、組下鑽具用稀油循環處理井筒稠油、摻稀泄壓工序，最終順利完成修井施工任務。
原因分析：該井由於稠油上返堵塞油管及井筒，在油管正打壓解堵不通，套管反推不通，造成無法進行下部施工作業。經和甲方溝通，采用倒扣起出原井管柱，稀油循環處理井筒稠油，最終順利完成修井施工任務。
四、塔河油田修井井筒稠油處理技術分析
以上井筒稠油處理實例是我們在塔河油田修井過程中經常遇到的情況，給稠油油藏開采帶來了阻力，給修井作業帶來了困難。經過近幾年的現場實踐和研究，我們總結形成了一套行之有效的處理井筒稠油上返工藝技術。
1.井筒稠油處理作業施工準備
施工前，通過收集油井前期鑽完井及生產動態資料，充分做好施工前準備工作。
1）根據目前地層壓力調配壓井液比重，並準備好體積為井筒容積1.5倍的壓井液、儲備足夠數量的稀油；
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