化学增效热洗井技术在渤海SZ36-1油田的研究与应用

高永华，白健华，司念亭，任大明，宿 辉，吴子南

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；2.中国海洋石油渤海公司环保技术服务分公司，天津 300452；3.中海油田服务股份有限公司，天津 300452）

化学增效热洗井技术在渤海SZ36-1油田的研究与应用

高永华1，白健华1，司念亭1，任大明1，宿 辉2，吴子南3

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452；2.中国海洋石油渤海公司环保技术服务分公司，天津 300452；3.中海油田服务股份有限公司，天津 300452）

渤海SZ36-1油田原油属重质稠油，具有密度高、黏度大、胶质沥青质含量高的特点，在传统的热洗井中单独采用大量地热水长时间清洗井筒的工艺，往往会造成资源浪费、污染地层。为此推出了一套化学增效热洗井技术，经过实验室研究及在海上平台现场的大量应用，取得了良好的效果，达到了缩短作业时间和油井恢复周期并且增产的目的。这也为其它稠油油田的洗井、清蜡作业提供了借鉴。

井筒热洗；稠油油井洗井；油井清蜡；地层伤害

渤海SZ36-1油田原油具有密度高、黏度大、胶质/沥青质含量高的特点，属重质稠油。在井下作业中，传统的洗井工艺往往是在洗井之前向井筒环空反替入6～8 m3柴油关井浸泡，再用大量的地热水反循环清洗井筒直至井筒干净。长时间的洗井，不仅花费大量时间，而且还造成地热水大量漏失至地层，造成近井地带冷伤害、水伤害、液相滞留效应以及乳化堵塞、原油高含水、出砂、黏土膨胀等问题，直接影响油井后期产量的恢复[1]。

针对此种现象，我们研制出满足海上油田场地紧张、对设备防爆等级要求高的化学增效热洗工艺配套加热设备，采用化学增效热洗井技术，依靠“热+清洗及阻垢剂”，破除稠油乳化状态，改变稠油的流动性，用清洗剂达到降黏助排、阻垢剂达到溶解无机垢的功能，从而实现有效的稠油油井热洗，解除近井地带冷伤害、水锁等污染，提高了地层渗透率[2]。这样相对常规洗井，不仅减少了作业时间，降低了洗井使用柴油的大量消耗，也缩短单井油气产量恢复周期，实现了油井增油的效果。

1 化学增效热洗井技术室内研究

室内基础研究主要包括原油黏温曲线的测定、高效清洗药剂的选定、清洗剂配伍性研究和防水伤害研究。

1.1 试验方法

1.1.1 原油黏温曲线的测定

原油黏度的测量：取经油水分离后的原油9 mL，放入小样适配器中，利用恒温水浴锅进行恒温，首先，测量原油在30、40、50、60、70、80、90 ℃温度下相应的黏度数据，然后，自90 ℃降温测量，每隔10 ℃测量一档，记录黏度数据。

含水原油黏度的测量：首先，配置含水10%的油水混合物并充分搅拌。取混合油样9 mL放入小样适配器中，利用恒温水浴锅进行恒温，测量原油在30、40、50、60、70、80、90 ℃温度下相应的黏度数据。以上述同样步骤再分别测量油样含水20%、30%、40%、50%、60%、70%的黏度值。

1.1.2 热洗井用助剂的性能评定

将N80挂片浸入稠油中，浸泡16 h，然后取出备用，用清洗剂配制成1%的地热水溶液，作为洗井用清洗液，将300 mL的该清洗液倒入烧杯中，并把含油挂片浸泡在其中；然后把烧杯放入60 ℃恒温水浴中，并用搅拌器搅拌4 h（转速60 r/min），观察清洗效果。

通过对热洗用清洗剂表面张力、界面张力及降黏能力的实验室测定，我们认为7#、8#、9#清洗剂具有较好的性能。为进一步确定清洗剂的清洗性能及配伍性，对清洗剂进行了清洗性能评价试验。

1.1.3 清洗剂配伍性评价

先将恒温水浴锅升温至60 ℃，配置2%的清洗剂水溶液100 mL备用，取SZ36-1综合油样200 mL放至烧杯中，再加入100 mL平台的水，用搅拌棒搅拌至油水充分混合。取2份50 mL油水混合样放至脱水瓶中，其中一份油水混合样加入1 mL的清洗剂水溶液，用手摇脱水瓶200次将水溶液与油充分混合，再将两份混合样放置在60 ℃恒温水浴锅中恒温脱水2 h，记录脱水瓶中脱水时间与脱水量。

1.1.4 防水伤害室内研究

通过对SZ36-1油田各平台油井储层水与水源井水样进行水质分析及配伍性研究，发现储层水型和水源井水型存在不配伍的问题：储层水质属碳酸氢钠型，而水源井水质属于氯化钙型，若用水源井的水作为洗井液进行洗压井作业，会导致地层结垢，污染近井地带。将水源井的水分别与油井地层水按照体积比为1∶1混合，并在60 ℃下放置24 h，以铬黑T为指示剂，用EDTA标准溶液地带可以检测放置前后的总硬度（钙、镁离子含量），并依据钙、镁离子损失量计算结垢率。在另外一个样品中加入了高温阻垢剂并计算结垢率。

钙、镁离子损失量=总硬度放置前－总硬度放置后

（1）

结垢率=（总硬度放置前－总硬度放置后）/总硬度放置前×100 （2）

1.2 结果与分析

1.2.1 黏温曲线测定结果

从图1可以看出，原油及油水混合物的黏度随着温度的升高而降低，当温度达到80 ℃时，原油及油水混合物的黏度接近于0，说明将原油（或油水混合物）加热至80 ℃，能够达到良好的降黏效果。

1.2.2 高效清洗剂评定

从表1和图2可以看出，未使用清洗剂清洗的挂片表面存在大量油污；而使用7#、8#、9#清洗剂清洗的挂片，表面清洁干净无油污，清洗效果良好。

1.2.3 清洗剂配伍性研究

通过与SZ36-1油田综合油样进行配伍性实验（表2），与空白原样相比，加入清洗剂后，样品的脱水速度加快和脱水量有一定的增加，因此清洗剂与绥中36-1原油的配伍性好，其中8#清洗剂与SZ36-1油田综合油样的配伍性最好。

1.2.4 防水伤害研究

结垢率越高说明地层水与水源井水的配伍性越差，引起的水伤害越严重，导致近井地带无机垢堵塞也就越严重。从表3可以看出，结垢率均在10%以上，CXX4井的地层水与CW井（水源井）地热水混合结垢率高达25%，因此SZ36-1油田地层水与所用水源井的地热水不配伍，在洗井过程，地热水漏失至地层后，容易造成水伤害，引起近井区带无机垢堵塞，不能作为洗井也进行压井作业。

图1 SZ36-1CXX井原油及油水混合物黏温曲线图

表1 清洗挂片效果对比

图2 不用清洗剂及用7#、8#、9#清洗剂清洗挂片效果

表2 清洗剂脱水实验记录

表3 SZ36-1C平台油井与CW井（水源井）水样混合结垢实验记录

后经过大量实验，发现SZ36-1油田地层水与所用水源井的地热水不配伍，在常规洗井过程，地热水漏失至地层后，地热水结垢率均在10%以上，容易造成近井区带无机垢堵塞。

实验中，针对SZ36-1C平台，我们将该平台油井地层水分别与CW井（水源井）的水按照体积比为1∶1混合，并加入0.5%高温阻垢剂，并在60 ℃下放置24 h，并计算结垢率。结果见表4，通过加入高温阻垢剂，阻垢率均达到了100%。

表4 SZ36-1C平台油井与CW井（水源井）水样加阻垢剂结垢实验记录

我们继续通过对SZ36-1其他平台油井地层水分别与水源井的水按照1∶1体积比混合进行大量的阻垢实验，筛选出了适合于井筒热洗的高温阻垢剂，该阻垢剂具有良好的阻垢性能，保证地热水在高温下不结垢，阻垢率100%；而且该阻垢剂还具有一定溶垢能力，可以有效清除近井区的无机垢，能满足井筒热洗时防止地层污染的需要。

2 化学增效热洗井技术在现场的实际应用

2.1 清洗井筒效果评价

2.1.1 SZ36-1CXX井热洗井实例

作业目的：井筒热洗洗井；

施工参数：平台要求排量10 m3/h，共计90 m3；作业时间9 h；洗井液温度80 ℃；

生产参数：检泵前后电潜泵排量不变，油嘴由11.1 mm调至15.9 mm，油压由1.1 MPa上升至2.1 MPa逐步稳定在1.8 MPa与检泵前相同；

恢复效果：恢复周期6 d，恢复以后统计60 d的产量，平均日增油39 m3，见图3。

图3 SZ36-1CXX井修井前后产液量变化

图4 SZ36-1某口井用热水洗井效果

图5 SZ36-1CXX井热洗效果

2.1.2 热洗井效果分析

（1）从图4、图5可以看出，采用了化学增效热洗工艺的管柱洗净效果明显，干净无油污。并且对井下设备及油管的清洗、解堵效果也是非常明显。

（2）根据图6中作业时长来看，增效热洗作业时间平均每口井10 h，与常规洗井48 h相比较，能够节省大量洗井时间；

（3）根据图6中柴油消耗量图表来看，增效热洗每口井平均柴油用量1 m3，与较常规柴油洗井平均消耗8 m3相比，可减少大量的柴油消耗，起到了节能减排的效果。

2.2 增效热洗疏导地层效果评价

2.2.1 SZ36-1GXX井疏导地层实例

作业目的：以往采用传统洗井方法地层漏失2 000 m3的地热水，后采用化学增效热洗工艺对地层施加作用。

2.2.2 化学增效热洗对疏导地层的效果分析

通过采用化学增效热洗工艺，实现对地层热洗疏导作用，解除了近井区带冷伤害、水锁等污染，破除稠油乳化状态，提高原油的流动能力；通过添加化学药剂，不仅能够降黏助排，也能防止高温洗井时在近井地带结垢，同时还能对已形成的无机垢具有溶垢作用；从而提高地层渗透率，有效缩短了油井产量恢复周期，大大增加了油井日产油量。

图7中，通过热洗过程中测量的井底温度曲线可以看出，近井地带温度随着热洗时间的增加不断升高，从而持续的降低了原油黏度，增加了原油流动性，解除了近井地带对原油的冷伤害，为修井后增油提供了可靠保证。

图8中，2011年11月19日至2011年12月9日为GXX井修井时间段，通过对比修井前后日产油数据曲线可以看出，修井时采用了化学增效热洗工艺，修井后日产原油增量35 m3，效果非常明显。图9展示了GXX井和CXX井的日增油效果。

图6 增效油井热洗与常规洗井作业时长及柴油消耗量对比

图7 地层改善效果

图8 SZ36-1GXX井地层经化学增效热洗后的效果

图9 SZ36-1GXX、CXX井产量恢复及增油统计

3 结 论

（1）通过对SZ36-1油田不同原油黏温曲线分析，发现原油黏度受温度影响较大，当原油温度降低至40 ℃时，原油黏度增加6～7倍，形成“冷伤害”；原油温度每提升10 ℃，原油黏度降低50%，利用“热”可以消除冷伤害，且当原油温度升高到80 ℃时黏度接近于0；该油田原油乳化倾向严重，原油在70%的含水状态下均能够形成稳定的乳化状态，原油乳化同样可以造成原油黏度的升高，但是可以通过提高原油温度的方式消除原油乳化造成的影响。

（2）利用滴定方法完成地层水、地热水水质分析，进行防水伤害研究发现SZ36-1油田地层水与所用水源井的地热水不配伍，在洗井过程，地热水漏失至地层后，地热水结垢率均在10%以上，容易造成水伤害，引起近井区带无机垢堵塞。

（3）开发出与热洗工艺增效要求配套的清洗剂与阻垢剂。清洗剂具有清洗井筒、原油降黏、防水伤害、助排减阻、清蜡的功能，不仅可以有效清除油管壁的有机垢，而且可以消除地热水对地层造成的冷伤害与水伤害。阻垢剂不仅具有阻垢能力，保证热水在高温下不结垢，阻垢率100%，而且还具有一定溶垢能力，可以有效清除近井区带的无机垢。

综上，该化学增效热洗技术可以用于代替常规洗井作业，如稠油井用柴油清洗油管以及油管的解堵作业，能够有效地减少资源浪费，防止地层伤害，增加油井产量，缩短油井恢复周期。该工艺在海上其他油田以至于陆地各大油田的热洗井应用中将会具有更加广阔的前景。

[1] 丘宗杰．海上采油工艺新技术与实践[M]．北京：石油工业出版社，2009．

[2] 包钟，刁燕．稠油油井热洗存在问题分析及对策[J]．内江科技，2011（6）：139+29．

珠海LNG成功接卸首船液化天然气

10月25日，珠海高栏港，零下162摄氏度的LNG（液化天然气）缓缓从运输船“嘉塔娜”号上流入储罐，中海油第五座LNG接收站——珠海LNG成功接卸首船液化天然气。至此，中国海油已建成LNG站接收能力达到2 130×104t/y，其中珠三角地区为1 030×104t/y。

珠海LNG项目由中海油和广东省粤电集团、广发展等共同出资，于2010年10月开工建设。项目位于珠海市高栏岛平排山，分两期进行。一期工程总投资113亿元人民币，设计规模为350×104t/y，包括3座16× 104m3全容式LNG储罐，1座8×104～27×104m3的LNG运输船接卸码头，可靠泊世界上最大的Qmax型LNG运输船。项目二期工程设计规模为700×104t/y。

珠海LNG建成后，将为珠江西岸的广州、佛山、中山、珠海、江门五城市供气，主要用户为城市居民用气、工业、商业用气及燃气电厂。此外，珠海LNG与已投产的广东大鹏LNG项目以及在建的深圳LNG项目一期，在珠江三角洲形成天然气供应互补的局面，极大地提高广东省清洁能源供应的稳定性和可靠性。

广东省是国内天然气消费量排名第二的地区，2012年广东全省天然气消费量为106×108m3，其中中国海油供应88×108m3，占82%。

摘编自《中国海洋石油报》2013年10月16日

Study and Application of Chemical Synergy Thermal Well-Washing Technology to SZ36-1 Oilfeld in Bohai Sea

GAO Yonghua1, BAI Jianhua1, SI Nianting1, REN Daming1, SU Hui2, WU Zinan3

（1. Tianjin Branch, CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China; 2. CNOOC Bohai Environmental Technology Co., Tianjin 300452, China; 3. China Oilfeld Services Limited, Tianjin 300452, China）

Bohai SZ36-1 oilfeld is viscous oilfeld, with high density, high viscosity, high content of colloid and asphaltene. With traditional thermal well washing technology individually, a large number of geothermal water should be used for a long time to clean the wellbore, resulting in waste of resources and pollution of formation. Therefore, the chemical synergy thermal well-washing technology is put forward. Through laboratory research and numerous applications on offshore platforms, good results have been achieved, reducing the operation time and oil recovery cycle, and increasing oil production. This method can also be used for well fushing and paraffn removal in other viscous oilfeld.

thermal well-washing; well fushing of viscous oil; paraffn removal for oil well; formation damage

TE357.4

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2013.04.046

1008-2336（2013）04-0046-06

2013-04-25；改回日期：2013-08-23

高永华，男，1977年生，工程师，工学学士，主要研究方向：油气井井下作业、工艺措施及机采井管理等。E-mail：gaoyh5@cnooc.com.cn。