高3618块火驱配套工艺技术研究及应用

2022-09-10

一、存在问题

1.油井掺油困难

因生产井组的产气量大幅度地增加, 有部分掺入的稀油被带入气系统, 导致掺入井底的稀油量大大地减少, 油井出现油稠、泵漏或卡井, 通过加大掺油比也未能解决上述问题。研究区火驱井组的平均掺油比从0.48增加到1.14, 增加了0.66, 但一、二线仍存在油稠的油井有16口, 占开井总数的53.4%。

2.油井泵效降低

随着油井产出气体的增多, 入泵气量也逐渐增大, 由于气体存在可压缩性, 使得入泵的液体逐渐减少, 导致泵效降低, 油井产量出现较大的波动, 甚至出现了“气锁”现象, 虽然采取了相应的措施进行外排套管气, 但其效果也不太明显, 一、二线油井存在该问题的仍有12口, 占开井总数的40%。

3.井组平面受效不均, 部分油井见效缓慢

油井产出气组分变化显示, 地下火线推进呈现由下倾向上倾再到二线逐步推进特点, 火驱试验后区块构造低部位油井受效较快, 高部位和物性差的区域油井受效缓慢, 目前仍有不受效一二线井11口, 占开井总数的36.7%;

4.部分油井存在气窜, 火驱效率大大降低

火驱前区块采用蒸汽吞吐开发, 长期蒸汽吞吐造成油井汽窜问题严重, 区块共有汽窜史油井72口, 占开井总数的74.2%, 火驱开发时火线沿汽窜通道单向突进严重, 火烧波及范围大大降低。目前在二线井尚未完全受效情况下, 部分三线井已开始受效。

二、火驱工艺的配套与试验

1. 泵下油管电磁加热工艺

高3618块原油为稠油, 50℃脱气原油粘度在809.9~17798.9MPas, 平均为3876.4MPas, 常规油管电磁加热工艺无法解决稠油入泵问题, 对此将接触器调整到抽油泵以下, 电流经过油管、抽油泵、接触器和套管构成一个完整的回路, 实现对入泵前原油的加热。

2. 原油脱水工艺

(1) 优选化学药剂:室内实验共对5个油样进行实验, 其中单井3口, 采油站外输2个, 其中现场在用破乳剂含水平均下降14.4%, 新型-1平均含水下降26.9%, 新型-1平均含水下降18.4%。新型-1脱水效果明显好于现场破乳剂和新型-2破乳剂, 可有效解决高3618块原油脱水困难问题。

(2) 破乳剂加药点前移:破乳剂加药点由联合站前移到采油站, 大幅延长药剂与原油反应的时间。从取样化验看, 随反应时间的延长, 脱水效果逐渐变好, 反应48h与24h对比原油平均含水下降了9.5%。

三、应用效果分析与评价

1. 配套工艺应用后试验井组效果分析

火驱配套工艺技术的成功应用, 保障了试验井组油井的平稳生产, 掺油难、泵效低、受效差异大、原油脱水和尾气处理困难问题得到了解决或缓解, 促进了火驱试验的顺利进行。驱前:一线开井18口, 日产液78.7t, 日产油24.7t, 含水68.7%;目前:一线开井14口, 日产液108.5t, 日产油42.8t, 含水61%.。平均日增液29.8t、日增油18.1t。

2. 配套工艺专项分析

(1) 油管电磁加热工艺

总计实施1井次-高362158, 2009年6月实施, 日产油由3.4t增至4.4t, 日增油1t, 累增油47t;日掺油由1.3t降至0t, 日掺油减少1.3t, 累节稀油61.1t;油井最大负荷由82KN降至76KN, 下降6KN;油井负荷差由48KN降至39KN, 下降8KN。

(2) 原油脱水配套工艺

2009年6月使用新型-1破乳剂, 并将加药点前移到采油站, 措施合作区原油外输含水由11.2%降至2.6%, 含水下降了8.6%, 保证了原油的正常集输。

研究区共实施注水调剖3轮次, 注气井3口/6井次, 见效井4口/7井次, 其中促进火线推进2口, 抑制火线推进2口, 累增油398.5t。典型井-360172, 2009年7月措施后, 受效井2口, 井组累增油62t。生产井高361160日产气量由10370m3降至4664 m3, 下降了5706 m3, 氧气含量由4.9%降至2.5%, 下降了2.4%, 气窜得到了有效抑制;生产井高360162C日产液由4.3t增至5.9t, 日增液1.6t;日产油由0.6t增至2.6t, 日增油2t, 累增油40t。