高凝油井水力泵排液参数分析及优化

　　摘要：高凝油井在常规试油过程中，原油易结蜡且流动困难，无法达到试油求产目的。利用Wellflo软件模拟分析注入流体温度、下泵深度、泵压及泵入量的变化对井筒温度分布的影响，优选水力泵排液的施工参数，配合地面流程加热及保温技术，完成了大庆油田AA区块A1井等3井次的试油测试，施工中动力液采用温度70℃的热水，井口温度及日产油量平稳，落实了储层的液性和产能。现场应用表明，高凝油井水力泵排液参数分析及优化可减少工具起下次数，防止井筒发生析蜡凝固，降低能耗损失，为高凝油井试油及求产提供了借鉴。

　　关键词：高凝油,试油,水力泵排液,参数优化,井筒温度,动力液

　　通常情况下把凝固点高于40℃、含蜡量大于20%的原油称为高凝油[1]。高凝油藏在我国辽河沈阳油田、河南魏岗油田、大港枣园油田等地都有分布[2]，近年来在大庆油田AA区块也发现了该类油藏。高凝油流动性差，属黏塑性非牛顿流体，对温度有较强的敏感性[3]。

　　在原油开采中，对于高凝油一般采用蒸气吞吐、电热杆加热、油管加热、原油降凝剂等方法[4-5]。美国的高凝油曾利用双油管柱投产，一套自喷出油，另一套进行热液循环，但井口温度必须保持在60～70℃。还试验了水力活塞泵抽油开采高凝油，动力液用热流体，可以对采出的油和井筒加热[6]。陈凡云等提出在辽河油田应用水力活塞泵采油、同心管闭式热水循环、井下电伴热采油技术等工艺，适用于高凝油油藏的不同开采阶段[7]。杨文军提出采用磁降黏、降凝技术，达到降低凝固点6～22℃[8]。史国蕊等采用化学采油技术实现高凝油从井底到井口的冷抽生产[9]。

　　顾启林等利用油管或连续油管将微差井温测试仪下入热采井水平段，为海上稠油热采水平井提供了有效的测试和分析手段[10]。王小通等提出开展微生物提高高凝油采收率菌剂研究和应用评价[11]。陈广超提出在江苏油田使用自控温伴热电缆对试油管柱进行加热，改进配套测试工艺，在井下安装了测温装置，保证高凝稠油井抽汲求产，以及井筒取样工作[12]。

　　余东合等提出在华北油田应用电加热螺杆泵与地层测试器联作试油工艺，解决了高凝、高黏稠油井试油难的问题[13]。姜建伟等提出在河南魏岗油田采用注常温水保持地层压力，用化学防蜡降凝和热洗清蜡进行常规开采[14]。试油是钻井完井以后，对油气层定性的一种手段[15]。目前大庆油田试油一般采取抽汲排液来录取地层资料。

　　对于非自喷高凝油井来说，由于凝固点高、含蜡量高，易结蜡且流动困难，当温度低于高凝油的凝固点时，高凝油就会出现凝固现象，抽汲作业的不连续性[16]，常常会造成抽汲遇阻或遇卡，导致试油作业不能正常开展。为保证施工的继续，常采用挤入热水来解堵，如不能解堵，则无法达到试油求产的目的。大庆油田2004年引进水力泵用于压后排液求产[17]。陈悦祥针对大庆油田水平井大规模压裂后低回压求产的需要，开发出适用于水平井大规模压后返排的水力泵排液工艺[18]。

　　董万百等首次成功将水力泵举升工艺用在大庆油田齐平1井，取得了良好的试油效果，在特低渗区块资料求取方面取得重大突破[19]。针对高凝油特性、现场施工条件的限制以及试油短、平、快的工艺特点，大庆油田优选水力喷射泵排液技术用于高凝油井试油。该技术的优势在于:第一，排液速度较快，可快速求取地层产能，缩短试油周期;第二，操作具有较高的安全性，可规避人身事故，以及工程事故的产生[20];第三，地面流程可形成密闭循环通道，减少环境污染，满足试油环保要求。

　　水力泵排液技术在高凝油储层试油过程中的应用，关键问题要解决如何提高井筒温度，使井筒温度保持在原油凝固点以上[21]，地层产出流体能顺利流动。为减少操作的盲目性，科学有效的进行试油测试，有必要分析水力泵排液参数对高凝油井的影响。本文使用A1井资料，利用Wellflo软件模拟分析了水力喷射泵排液施工参数:注入流体温度、下泵深度、泵压及泵入量的变化对井筒温度的影响，为水力泵求产选择合适的施工参数提供参考。

　　1水力泵排液参数分析

　　以A1井为例，原油凝固点为46～54℃，含蜡量31.3%，常温下成黑色油渣状固体，判断属于高凝油。在温度较低时原油流动性不好。温度升高至60℃时，原油流动性得到改善，原油黏度降低至20mPa·s左右;在65℃时，黏度曲线出现较明显拐点;在65℃以上时，原油黏度随温度的变化幅度不大。

　　常规试油过程中，由于地层散热，产出的流体沿油管从井底流向井口时，黏度不断上升;而采用井筒加热，则在流向井口时，温度不断升高，黏度不断下降。井筒加热有助于增加产出油气混合物的流动性，对高凝油的试油非常有利[22-23]。利用Wellflo软件，固定其它工作参数，改变其中的一个参数，绘制出水力泵排液施工参数对井筒温度的影响图，对其进行分析，优化水力泵施工参数，指导现场施工。

　　1.1注入流体温度

　　绘制水力泵排液求产与常规求产井筒流体温度对比，可以看出:(1)常规抽汲求产情况下，地层产出流体的温度随井深增加而逐渐增加。(2)水力泵向井筒注入热流体时，由于散热，注入流体温度不断下降;由于井筒温度随井深增加而增加，故呈现的状态是温降不断减慢;超过一定井筒深度后，井筒和地层产出流体反而对注入流体有加热作用，导致注入流体温度随井深增加而增加。注入流体到达下泵深度循环流出时，随着井深变浅，温度逐渐降低。(3)水力泵求产时，与常规抽汲求产相比，井筒中流体温度明显增高，最低(井口)温度高于析蜡温度，从而保证了正常的试油施工生产。注入流体温度越高，对地层流体的加热作用越好，井口出液温度越高。试油施工时，可以计算出多组这样的曲线，通过分析不同注入温度对井筒温度的影响，从中优选满足井条件的最佳注入温度，既保证产出流体具有良好的流动性，保证高凝油不发生析蜡凝固，又能节约成本，为提高油田的开发效益具有重要的意义。

　　1.2下泵深度

　　由于井底地层温度往往高于原油的凝固点，井筒加热不需要从井底开始。所需的加热深度依据原油的物性而定，凝固点越高则所需加热的深度越深。改变水力泵的下泵深度，绘制不加泵及不同泵深影响下的井筒温度分布曲线，下泵深度越深，对地层流体的加热作用越好，井口出液温度越高。现场施工时，可预测水力泵在不同的深度下井筒内混合流体温度分布及相应的油层温度分布，优化选择下泵深度，既能保证高凝油不发生析蜡凝固，又能减少下井油管数量，减轻工人劳动强度。

　　1.3泵压

　　选择合理的泵压，可获得地层准确的产能。改变水力泵的泵压，绘制不加泵及不同泵压影响下的井筒温度分布曲线。

　　1.4泵入量

　　井筒循环量大，对井筒温度影响也大。如果只是为了井筒保温而加大泵入量，会加剧泵的磨损与冲击，缩短泵的寿命。泵入液量越大，对地层流体的加热作用越好，井口出液温度越高;当泵入量过高时，对地层流体的加热作用幅度变小。试油施工时，可以计算出多组这样的曲线，通过对不同泵入量对井筒温度的影响进行分析，从中优选满足井条件的最佳泵入量，保证产出流体具有良好的流动性，延长泵的使用寿命。

　　2现场优化应用

　　目前，该技术共指导完成3口高凝油井的现场施工，均顺利地完成了试油求产，录取到了地层资料。A1井位于黑龙江省AA市，构造上位于AA坳陷。预测地层温度93.6℃/2310.00m。因地层温度较高，原设计试油方案是下入MFE管柱常开井抽汲求产，由于原油在油管上部凝固，温度12℃，抽汲遇阻无法求产。

　　采用不动管柱三层压裂工艺压裂，打入热压裂液1200.00m3，放喷结束后井口温度32℃，起出压裂管柱。为快速求取地层产能情况，采用水力泵排液求产，水力泵下深2189.53m，入口流程采用锅炉对动力液加热至70℃，动力液采用清水，地层返出液出口连接碎屑捕捉器，过滤返出液中的杂质，保证注入液的清洁，防止水力泵发生堵塞。

　　使用密闭加热计量罐解决计量问题，地面流程连接成循环通道，管线使用保温带缠绕，减少热量损耗。求产期间，出口温度经测量为33～53℃，泵压分别采用12、16、18、20、22、24、26、28MPa，求产后期产量稳定，泵压26MPa下日产油1.618t(已扣油含水)，平均流压0.41MPa/2191.05m，试油结论为低产油层。(地面停泵造成间断)。前期泵入热流体，随着泵压提高，因过流面积不变，泵入量提高，出口温度明显提高，后期随着泵压提高至16MPa后，出口温度及日产油量平稳，说明地层能量不足，继续加热效果不明显。日产水量有明显下降趋势，经化验，水性与邻井不相符，判断为压裂液。

　　B1井位于黑龙江省大庆市AA县，构造上位于AA凹陷区，井段1639.0～1681.0m，预测地层温度为62.1℃/1644.16m，原设计试油方案是测试求流体性质及自然产能，下入MFE(Ⅱ)管柱。随着泵压提高，流压降低，井下产出混合流体温度提升，地层供液比较充足，但由于喷嘴喉管配比不好，泵效不高，流压没降下去，或者可能已达到最大产能，因此日产油量变化不大。后期无水产出，经化验，水性与邻井不相符，判断地层不出水。

　　3结论

　　(1)水力泵排液技术可实现对高凝油井安全、可靠、快速排液求产，缩短试油周期，降低施工成本。地面流程可形成密闭循环通道，减少环境污染及热量损耗，满足试油环保要求。

　　(2)A1井是大庆油田第一口采用水力泵排液技术求产的高凝油井，通过分析注入流体温度、下泵深度、泵压及泵入量的变化对井筒温度的影响等的水力泵排液技术参数，优选水力泵的施工参数，指导现场施工，顺利求取了目的层产能等参数，为油田勘探开发工作提供了第一手资料，对于指导高凝油井施工和开发生产具有重要实际意义。

　　(3)目前施工中下泵深度尽可能靠近层位深度，降低流压对产能的影响。下一步可根据地层能量充足与否，优化下泵深度，兼顾产液量和经济效益。

　　参考文献

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　　[6]李海.国外开采高凝油的主要特点[J].国外油田工程，1992(6):64.

　　相关刊物推荐：《复杂油气藏》是由中国石化集团公司主管，中国石化上海海洋油气分公司;江苏油田分公司主办的油气类季刊，创刊于1990年，本刊前身《江苏油气》。