轻质油油井沥青质沉淀清除作业

董 涛王海涛高巧娟（.中石化国际石油勘探开发公司伊朗公司，北京 0009；.北京石油机械厂，北京 00083）

引用格式：董涛，王海涛，高巧娟.轻质油油井沥青质沉淀清除作业［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：113-115.

轻质油油井沥青质沉淀清除作业

董 涛1王海涛1高巧娟2
（1.中石化国际石油勘探开发公司伊朗公司，北京 100029；
2.北京石油机械厂，北京 100083）

引用格式：董涛，王海涛，高巧娟.轻质油油井沥青质沉淀清除作业［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：113-115.

摘要：两伊边界轻质油油田主力产层A油组在生产过程中，沥青质在井筒析出、沉淀的现象很严重，是无水开采阶段影响油井生产时率的主要因素之一。A油组异常高压，地层原油中高含硫化氢，所以整个作业过程，油管和油套环空之间不允许建立循环，这些都给井筒沥青质沉淀清除工作带来了很大困难。本次施工先采用泵车小排量控压、分段挤入、分段浸泡以及分段返排的工艺，挤入过程中井筒被沥青沉淀堵死，之后改用连续油管通洗井和泵车小排量控压挤入与浸泡相结合的工艺，顺利完成作业，使油井恢复正常生产。本次作业历时5 d，现场施工过程艰难复杂，通过作业认识到高效的沥青质沉淀溶剂、连续油管通洗、泵车控压控排量挤入、浸泡时间和浸泡深度几方面紧密配合是保证施工成功的关键。

关键词：连续油管；沥青质；异常高压；硫化氢；井下作业；沥青质沉淀溶剂

对于两伊边界油田A油组的油井，沥青质沉淀堵塞井筒和油嘴是影响油井正常生产的主要因素之一。在该油田，沥青质沉淀防治技术的基础是建立在沥青质在井筒析出、沉淀规律的研究之上的，目前主要是通过连续油管作业和井底注入沥青质分散剂两种方法来防治沥青质沉淀。就效果而言，连续油管通洗井作业是比较有效的方式，能够保证作业之后油井产量迅速恢复，每次作业后油井能够维持2~3个月的正常生产时间。

1　A2井基本概况

A2井是位于油田北部高点的直井生产井，2010年8月完井，完钻深度4 555 m。2012年7月份投产，产层A上，深度4 164 m，有效厚度35.4 m，渗透率7 mD，孔隙度11.3%。地层压力系数1.61，温度梯度3 ℃/100 m。该井是自喷采油，采油树耐压等级68.9 MPa，油嘴是鼠笼式可调油嘴。2012年11月14日，井口油压从22.05 MPa降至4.134 MPa，当日油嘴开度8 mm。通过调小油嘴保压冲刷，15日井口生产压力恢复到24.115 MPa，生产恢复正常。12月初，在油嘴开度不变情况下，井口油压增加，井口温度持续下降，表明油井产量在持续降低，此时油嘴和井筒已经形成较严重的沥青堵塞，需要尽快上措施，清除沥青质沉淀物，否则该井将完全丧失生产能力。

沥青质在整个油田生产系统中的析出与沉淀和原油本身的组成及在生产系统中的流动状态有关［1］，而压力变化是导致轻质油沥青质沉淀的主要外界因素［2-5］。目前普遍认为［6-10］原油是一种胶体状态的稳定系统，主要由饱和烃、沥青质、胶质和芳香烃组成。沥青质分子被原油中胶质分子包裹，以胶体状态相对稳定地分布在原油体系中，如果胶质的稳定分布状态被破坏，沥青质将从原油中析出沉淀。它是沥青质析出、沉淀的内在因素。沥青质沉淀可溶于芳香烃溶液，如甲苯和苯，而不溶于饱和烃溶液，它在原油中以准固态的形式存在［11］。

通过对A2井轻质油油样分析，认为温度、剪切速度、酸碱环境不是影响沥青质析出和沉淀的主要原因，而流动过程中的压力变化是影响它的主要原因。从井底到井口，井筒内压力从约63.388 MPa降至泡点压力26.044 MPa以下，压降过程中原油轻质组分不断从原油中分离，破坏了原油体系的平衡性，也破坏了包裹沥青质分子的胶质平衡状态，造成沥青质分子聚集、析出和沉淀，最终堵塞井筒。通过实验结果初步判断A2井PVT油样在42.029 MPa开始析出沥青质沉淀，当压力降至原油泡点压力附近时析出速度和沉淀量最大，沉淀过程中一部分沥青质沉淀附着在油管壁上，另一部分沥青质沉淀随油流进入油嘴，甚至地面管线。

2　A2井作业难点

（1）目前没有配套的单井产量计量设备，难以准确判断井筒的堵塞状况，而且施工过程中也难以判断注入量和返排量之间的关系。

（2）该类井地层压力异常高，且高含硫化氢，作业过程中不允许油管和油套环空之间连通，这使普通的通洗井作业变成了复杂的井筒解堵作业。

（3）就国内外轻质油油井而言，井筒及油嘴沥青质沉积机理及清除工艺少有报道和经验可借鉴，这使作业的不可预期性增强。

（4）连续油管作业的排量和施工压力是受限的，这使通洗井效果受到影响，也间接影响了泵车挤入量和浸泡井筒的效果。

3　A2井作业设计要点

（1）为简化作业工艺，降低作业风险，首先考虑用泵车从油管限压（41.34 MPa以下）限排量（＜47.7 L/min）泵入2 385 L沥青质溶剂，浸泡采油树和油管内沥青质沉淀物，浸泡时间12 h，放喷90 min；再次限压限排量泵入9 061 L沥青质溶剂，浸泡深部油管内沥青质沉淀24 h，放喷90 min。

（2）如果直接从油管泵入工艺失败，改用连续管通洗井到3 790 m，再直接用泵车限压限排量从油管挤入12 718 L沥青质溶剂，浸泡井筒24 h，开井放喷3 h后投入生产。

（3）施工过程中和施工停止时，通过放喷系统放喷井筒流体到燃烧坑，烧掉（见图1）。

图1　 A2井沥青质沉淀清除作业流程

4　A2井作业主要过程和作业效果

本次井筒及油嘴沥青质沉淀清除作业历时5 d，共用沥青质溶剂24 004 L、柴油60 090 L、水39 743 L。为了防止冲涮油管壁掉下的固体颗粒和井筒中悬浮的沥青质伤害地层，直接通过泵车挤入沥青质溶剂时，泵入压力控制在41.34 MPa以下。下入连续油管通洗井过程中，在油井被激活之前，注入排量保持在95 L/min左右；在油井被激活后，考虑到经济性和防止连续油管喷嘴被堵，注入排量保持在64 L/min以下。井筒清洗完毕之后，直接从压井阀门挤入13 512 L沥青质溶剂浸泡上部井筒32 h，浸泡完毕后，直接投入生产。

2013年2月5日布置连接管线、设备，试压48 MPa/15 min，合格。用泵车直接泵入溶解剂，泵注排量40 L/min，注入约477 L时注入压力超过41 MPa，停泵。

2月6日，返排大约75 min，油压从33 MPa降至10 MPa，停止返排。泵车挤入沥青质溶剂，排量40 L/min，挤入量795 L时，泵注压力超过41 MPa，关井。

2月7日，开井放喷，20 min后油压从22 MPa降至4 MPa，井筒已经被沥青完全堵塞；改换泵车直接挤入，浸泡工艺为连续油管通洗井工艺，下连续油管，同时泵入柴油和沥青质溶剂混合液，泵入排量95 L/min；连续油管下入过程中，在630 m和1 287 m遇到严重堵点，其中，在1 287 m处，多次上提下放连续油管都不能通过沥青质沉淀堵塞段；上提连续油管以防连续油管被卡在井筒中，此时，井筒中沥青质段塞顶着连续油管上移，段塞一直从1 287m上移到664 m；关闭地面放喷系统，注入1 590 L沥青质纯溶剂段塞，当795 L溶剂进入井筒时注入压力达到41 MPa，停注，浸泡沥青质沉淀段塞3 h；打开地面放喷系统，上提连续油管，连续油管悬重显示井筒沥青段塞仍然顶着连续油管头上移，当连续油管提到地面时，井下涌上来的沥青已经完全堵塞了地面放喷系统，致使现场施工无法继续进行。

2月8日，对井口到油嘴管汇放喷管线的上游部分用泵车注水解堵，注入压力维持在13.8~41 MPa，挤注4 h后，放喷管线堵塞被清除；再次下连续油管，通过连续油管通洗和溶剂定点浸泡，通过了5~20 m和130~138 m的严重井下堵塞段；继续下连续油管，同时交替注柴油和沥青溶剂的液体段塞，连续油管先后通过井下140 m、150 m、270 m、590 m和1 345 m，此时油压已恢复到20 MPa，沥青质堵塞段已经基本通过；连续油管一直下至3 790 m，即井下化学注入点附近；上提连续油管至2 100 m，关闭地面放喷系统，试注1 590 L沥青溶剂，注入压力平稳，保持在34.5 MPa以下。

2月9日，上提连续油管到井口，关闭采油树清蜡闸门。泵车向井筒2 000 m深度泵入纯沥青溶剂13 512 L，注入排量47.7 L/min，注入压力32~34.5 MPa；关闭采油树上主阀，打开翼阀和油嘴，泵入477 L沥青质溶剂，清洗采油树油嘴内的沥青质沉淀；整个清洗和注入过程完毕，关井用沥青质溶剂浸泡井筒32 h，期间油压恢复至34.5 MPa。

2月10日，开启远程井控系统和采油树相关阀门，油井在上午11点投产。

本次井筒沥青质清除工作历时5 d，作业后油井关井压力恢复至34.5 MPa。从投产至今生产状况基本平稳。

5　结论

（1）这次作业的工艺重点在两个方面，即，用连续油管通洗井至井筒化学注入点附近和泵入13 512 L沥青质溶剂深度溶解附着在油管上的沥青质沉淀；该类作业的关键点是施工中的井控安全和应用高效的沥青质沉淀溶解剂进行通井与浸泡井筒。

（2）通过这次施工，认识到仅仅使用泵车挤注沥青质溶剂浸泡工艺很难在该类井作业中获得成功；建议泵车挤注时要控制好泵注压力，以避免未溶解的沥青质颗粒挤入井底附近，伤害地层；建议在作业前，做好沥青质在井筒中的析出和沉积规律研究。

参考文献：

［1］ ALKAFEEF Saad F. A simlified method to predict and prevent asphaltene deposition in oil well tubings: field case［R］. SPE 84609.

［2］ SPEIGHT J G, KOOTS J A. Relation of petroleum resins to asphaltenes［J］. Fuel, 1975, 54（3）: 179-184.

［3］ ALKAFEEF S F. An investigation of the stability of colloidal asphaltene in petroleum Reservoirs［R］. SPE 65018.

［4］ HIRSCHBERG A, DEJONG L N J, SCHIPPER B A, et al. Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation［R］. SPE 11202.

［5］ LEONTARITIS K J, MANSOORI G A. Asphaltene flocculation during oil production and processing: A thermodynamic-colloidal model［R］. SPE 16258.

［6］ NELLENSTEYN F J. The constitution of asphalt［J］. Inst. Petro. Technologists, 1924, 25（10）: 311-325.

［7］ PEIFFER J P, SAAL R N J. Asphaltic bitumen as a colloid system［J］. J. Physical Chemistry, 1940, 44（2）: 139-149.

［8］ PRECKSHOT G W, et al. Asphaltic substances in crude oils［J］. JPT, 1942, 151（12）: 188-205.

［9］ ELDIB I A.The solvation, ionic and electrophoretic properties of asphaltenes in petroleum［C］. The Div. of Petroleum Chemistry, Washington, DC, 20-29 March 1962.

［10］ WRIGHT J R, MINESINGER R R. The electrophoretic mobility of asphaltenes in nitromethane［J］.J. of Colloid Science, 1963, 18（3）: 223-236.

［11］ MUHAMMAD Ali Buriro, MUHANNAD Talib Shuker. Asphaltene prediction and prevention: A strategy to control asphaltene precipitation［R］. SPE 163129.

（修改稿收到日期 2015-08-12）

〔编辑 景 暖〕

Cleanup operation of asphaltene precipitation in light oil wells

DONG Tao1, WANG Haitao1, GAO Qiaojuan2
（1. Iran Company, International Petroleum Exploration & Production Corporation, SINOPEC, Beijing 100029, China;
2. Beijing Petroleum Machinery Factory, Beijing 100083, China）

Abstract:During production of the major productive zone-Oil Reservoir A in light oil oilfield close to Iran and Iraq borders, asphaltene precipitation and settling in wellbore is a severe problems and is one of the factors which affect the production time efficiency of oil wells in water-free production period. The Oil Reservoir A has anomalously high pressure and formation crude oil contains large amount of hydrogen sulphide (H2S), so no circulation should be established between the tubing and casing annulus during the operation process. All these factors pose great difficulty for removing the asphaltene precipitation on wellbore. In this job, the pumping unit was firstly used to control the pressure with small displacement, squeeze in fluid in stages and soak in stages and flow back in stages. During squeezing, the wellbore was fully blocked by asphaltene precipitation. Then coiled tubing was used to drift and wash the well in conjunction with controlling the pressure by pumping unit with small displacement and soaking. The job was completed successfully and the oil well resumed normal production. This job lasted 5 days and experienced very difficult and complex times. From the job, it is learned that close combination of efficient asphaltene precipitation solvent, drifting by coiled tubing, squeezing by pumping unit with controlled pressure and displacement, soaking duration and soaking depth is the key to the success of the job.

Key words:coiled tubing; asphaltene; abnormal high pressure; H2S; downhole operation; asphaltene precipitation solvent

作者简介：董涛，1978年生。2009毕业于中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油气田开发专业，获硕士学位，现从事海外油田增产和井下作业工作。电话：010-69165531。E-mail：dongtao329@163.com。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.028

文献标识码：B

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0113 – 03

中图分类号：TE358.2