金县1-1油田可控自生热解堵技术的研究与应用

方培林，权宝华，杨 凯

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)

金县1-1油田可控自生热解堵技术的研究与应用

方培林，权宝华，杨 凯

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津300452)

金县1-1油田西块沙河街组的特征为：低孔低渗，地层压力低，沥青胶质含量高，石蜡含量高。该区块原油含蜡为22.9%，胶质沥青质含量为5.33%,，原油凝固点为28,℃。修井过程中的漏失极易造成原油中的重组分石蜡、沥青质冷凝析出堵塞井眼近井地带，对储层造成一定伤害。针对这种情况，采用了热化学解堵技术，通过室内实验优化了热化学解堵剂配方，筛选出反应可控的引发剂，并通过现场试验证明该配方能控制引发时间，抑制副反应的发生，利于生热在解堵目的层发生。该技术在金县1-1油田应用取得了明显的增产效果。

金县1-1油田 高含蜡 自生热 解堵

在油气田生产过程中，入井液漏失会对地层造成冷伤害，使井筒周围地层结蜡，沥青质析出，造成地层渗透率降低，修井作业后产量降低且恢复困难。结合实际，现场曾采用注蒸汽、热洗、电加热等技术来解决这方面的问题。这些方法相比化学生热存在诸多不足。目前常用的化学生热技术利用亚硝酸盐与氯化铵生热溶液在油层中的放热放气反应以及配方中所添加的降粘剂，能有效解除有机沉淀淤积或油垢引起的深部堵塞。[1]该体系在酸引发条件下反应产生大量的热和气体，通过生热增温降粘，提高原油流动能力，溶解蜡、胶质沥青质堵塞物。通过高温气体冲散“桥架”物质，打破油流阻力，气液混合降低流体密度和粘度，提高返排能力，便于流体流动，将堵塞物和溶解垢一起举升到地面。[2]因此在现场应用较多。

其化学反应方程式为：[3-4]

在实际生产施工中，使用盐酸、草酸、柠檬酸、氨基磺酸等作为放热反应的引发剂。这些引发剂按一定重量比与反应体系混合后，一般很快会引起反应，虽然能达到预期目的，但现场使用过程中发现这些引发剂存在以下缺点：

①引发剂现场采用并泵的施工工艺，与生热剂接触立即反应，在泵送过程中发生反应，产生大量气体，降低泵送效率，引起地面高压软管抖动，存在安全隐患。②引发剂与生热剂接触，在施工过程中发生反应，放出的热量沿泵送管线和挤注管柱损失，达到地层的热量大大降低，降低了热解堵的施工效果。③引发剂酸性强，与生热剂混合后有副产物NO和红棕色的NO2气体产生，NO2为刺激性有毒气体，主要损害呼吸道，给施工带来极大的安全隐患。

1 金县1-1油田自生热解堵简况

金县1-1油田西块的特征为：低孔低渗，地层压力低，沥青胶质含量高，石蜡含量高。该区块原油含蜡22.9%,、胶质沥青质含量为5.33%,、原油凝固点为28,℃。修井过程中的漏失极易造成原油中的重组分石蜡、沥青质冷凝析出堵塞井眼近井地带，对储层造成一定伤害。修井作业后掉产严重，恢复作业前产量困难。目前该油田使用自生热解堵取得了一定的效果，但跟踪现场作业发现自生热配方存在一定的缺陷。

如金县1-1-B1井使用自生热药剂TC-A、TC-B，在泵吸入口混合注入地层，分析井下温度压力计的监测数据，压力计处温度波峰与压力波峰同时出现，证明放热反应在井筒中发生，且热量损失大，到达压力计处温度峰值只有65.35,℃(见图1)。压力计位置与油层顶部封隔器距离800,m，自生热进入油层前，热量持续损失，致使解堵液进入地层时温度低，无法起到很好的溶蜡解堵效果。

图1 金县1-1-B1井热化学解堵井下温度压力数据Fig.1 The underground temperature and pressure of JX1-1B1 after heat reaction

2 室内实验

实验材料：亚硝酸钠(工业品)、氯化铵(工业品)；

引发剂：盐酸、醋酸、氨基磺酸、柠檬酸、引发剂SAA。

实验将亚硝酸钠和氯化铵以一定比例混合搅拌均匀后，加入引发剂引发反应，记录温度随时间的变化，同时观察产气现象。实验发现盐酸、氨基磺酸酸性强，自生热反应剧烈，产生大量红棕色NO2气体，并降低了最高生热温度(见图2)，温度峰值时间为9,min。柠檬酸、草酸酸性较盐酸弱，也产生红棕色气体，产生气体量略低于盐酸与氨基磺酸。分析原因有亚硝酸钠在强酸性条件下不稳定，会自身发生反应产生NO和NO2，NO遇空气生成NO2，副反应消耗了大量生热剂，减少了N2生成量并降低了主反应的发生，减少了热量产生，使自生热体系升温能力下降，温度峰值只有82,℃。

图2 盐酸引发剂时间温度变化曲线及反应产生红棕色气体Fig.2The changing curves of temperature with time when using HCl as initiator(reaction producing some brown gas)

图3 醋酸引发剂时间温度变化曲线Fig.3The changing curves of temperature with time when using acetate as initiator

醋酸能引发自生热反应，且反应温和，生成的红棕色气体少，但反应时间长，生热温度峰值偏低。由于仍存在反应延时时间短的问题，接触即开始反应。分析原理为：弱酸H＋不能完全电离，能缓慢电离产生H＋，引发生热反应，由于H＋逐步电离，所以反应速度慢，反应温和，只有少量的红棕色气体产生，也正是因为反应速度慢，所以最终温度峰值只有65,℃，温度峰值时间为55,min，如图3所示。热量在长时间的反应过程中损失较大，不适合做自生热引发剂。

引发剂SAA为多种酸酐混合物，难溶于冷水，溶于热水，与热水作用可水解为有机弱酸，室温状态下初期几乎不发生反应。模拟生热剂注入井筒过程中，从地层吸收热量，加热温度上升至30,℃时才开始缓慢发生反应，并无红棕色气体产生，最终反应温度能达到102,℃，温度峰值时间为25,min，如图4所示，适合地层引发。SAA通过吸收地层热量，温度上升后才引发反应，因此引发时间可控。随着温度缓慢升高，促进SAA溶解与水解，并保持一定的H＋浓度，因此能持续引发自生热反应。

图4 SAA引发剂时间温度变化曲线Fig.4 The changing curves of temperature with time using SAA as initiator

3 施工工艺

自生热现场施工工艺主要有两种：双泵挤注和单泵挤注。双泵挤注施工工艺如图5所示，A罐配酸与氯化铵溶液，B罐配亚硝酸钠溶液，通过2台泥浆泵(或酸化泵)并泵打入。该施工工艺中，自热剂与酸在地面罐不发生混合，作业风险低，缺点是海上平台作业占用场地大，经三通混合后即开始发生反应，高压软管容易发生抖动，气体在管柱里面产生，泵送压力高，容易产生压力急剧攀升的情况，热量在泵送过程中损失大。

图5 自生热双泵施工工艺Fig.5 The thermogenic application process by two pumps

单泵施工流程如图6所示。该配液方式有2种施工工艺：①A罐配酸与氯化铵溶液，B罐配亚硝酸钠溶液。打开A、B罐底阀，控制阀门开度，A液、B液在进泵前混合，此施工工艺要求A、B罐液位相同，A、B罐阀门同时打开或通过三通混合入井；缺点是阀门开度不容易控制，不能按最佳反应比例混合，且混合后立即开始反应产生气体，影响泵的上水和泵效，金县1-1-B1、B25、B26井按照此工艺施工。②A罐配亚硝酸钠与氯化铵溶液，亚硝酸钠与氯化铵溶液在常温下基本不发生反应，B罐配引发剂酸液，C罐打入柴油，A液、柴油、B液分段塞交替注入。这种施工工艺需分多段小段塞，才能保证自生热药剂与引发剂混合均匀，金县1-1-A25、A35井按照此工艺施工。本文研究的可控自生热化学反应，按照单泵施工流程，A罐配亚硝酸钠与氯化铵溶液，B罐配引发剂SAA，SAA在冷水中溶解度低，因此B罐在施工过程中保持搅拌。A液、B液交替注入施工，可以不使用柴油段塞做隔离液，两种段塞在地层混合引发自生热反应。

图6 自生热单泵施工工艺Fig.6 The thermogenic application process by one pump

4 现场试验

金县1-1-B8井的特征为：原油含蜡高，含蜡为9.0%,～12.5%,、含沥青质为2.17%,～6.11%,、含胶质为14.4%,～20.16%,，生产层位为E3s2Ⅰ油组下部和E3s2Ⅱ油组，有效厚度为18.6,m，平均孔隙度为27.3%,，平均渗透率为435.1,mD。2014年6月检泵作业中，累计漏失量为1,410,m3，检泵作业后掉产严重，分析原因为大量工作液漏失造成重组分石蜡、沥青质冷凝析出堵塞井眼近井地带，对储层造成冷伤害，用清蜡剂前置液与自生热解堵配合，A罐配亚硝酸钠与氯化铵溶液，B罐配引发剂SAA溶液，采用单泵分段塞挤注工艺注入生产层段，对井下温度压力监测结果如图7所示。

图7 自生热金县1-1-B8井井下温度压力数据Fig.7 The temperature and pressure of JX1-1B8 after heat reaction

通过对井下温度压力计数据分析，关井期间，井筒液体维持在恒温59,℃，清蜡剂前置液进入井筒后，降低压力计处温度，温度最低降低至50,℃。随着自生热工作液的进入，自生热缓慢反应，压力计温度由50,℃上升至62,℃，在井筒未发生剧烈反应，证明引发剂SAA能起到延时作用。自生热反应主体在生产层段和近井带地层反应，热量传递至压力计处，出现温度缓慢爬升现象。热解堵作业后该井迅速见产，解堵作业后相比解堵作业前日增油34,m3，相比检泵作业前日增油20,m3，储层堵塞得到解除如图8所示的解堵作业前后的生产曲线，证明该自生热能很好地起到溶蜡、溶沥青解堵作用。

图8 金县1-1-B8井自生热解堵作业前后生产曲线Fig.8 The logging curve of JX1-1B8 before and after the heat reaction

5 总 结

①SAA引发剂自生热配方解决了自生热解堵无法控制引发时间的问题。通过吸收地层热量，温度上升后引发生热反应，因此引发时间可控，解决了地面管线、井筒管柱反应引起的热量损失及泵送困难等问题。②SAA引发剂自生热配方减少了副反应的发生，无NO2气体产生，降低了施工风险。③理论计算，该配方每方3,mol/L溶液可生成热量9.98×108,J，生成气体73.2,m3(标态下)。在室内敞开容器中，反应最高可达102,℃。④SAA引发剂自生热配方与单泵分段塞施工工艺的现场施工占地面积小，并且很好地解决了引发剂与生热剂在井筒混合反应放热的问题，避免了井筒发生反应。该自生热配方只对井筒或近井带的蜡堵、胶质沥青质析出等有机堵塞起作用。■

［1］ 陈旺民，李德富，王清平，等. 热气酸解堵技术及其在大庆油田的应用[J]. 石油钻采工艺，1999，21(2)：89-90.

［2］ 蒋晓明，尹启业，贺素玲，等. 气井热化学解堵技术[J]，断块油气田，2004，11(2)：84-85.

［3］ 王仲茂，王怀彬，胡之力. 高新采油技术[M]. 北京：石油工业出版社，1998：42-45.

［4］ 马英健，姜开君，张新宇. 油井热化学解堵技术的应用[J]. 油田节能，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