热油洗井在临盘油田的应用

热油洗井在临盘油田的应用
摘要临盘油田p40新区为高凝油开采，含蜡高。

采用热油洗井技术可以有效地缓解生产过程中结蜡严重的现象。

本文通过对热油洗井工艺原理的分析，结合油田生产实践工作，探索出一种适合于油田生产条件的清蜡方法。

关键词临盘油田；热油洗井；清蜡
中图分类号te99 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）42-0113-01
1 热油洗井工艺介绍
1.1 热油洗井工艺的分类
热油洗井工艺是利用油井正常生产管柱将经过加热（温度高于油层温度50℃以上)的高温原油注人油层，使之溶解或熔化近井地带的析蜡，改变原油的结构形态，以达到改善近井地带油层渗滤通道，增产原油的目的。

按照油井需要解除堵塞的部位不同，将热油洗井分为以下两类：1）以解除油管蜡堵为目的的热油洗井技术。

对积蜡严重，采用机械清蜡已无法达到清蜡要求，油管已经发生显著堵塞，但仍能暂时维持生产的油井，采用热洗清蜡车将高温（高于油层温度50℃以上）原油缓慢地从套管环空注入井内，加热油管，溶化油管内的积蜡，同时上调抽油机井生产参数，将蜡带出地面，恢复油井正常生产；
2）以解除油层堵塞为目的的热油洗井技术。

首先，建立起反循环，油管积蜡清除之后关井，再将高温原油挤入油层中，溶解胶质、蜡质，在一定程度上破坏已经形成的胶凝结构体系，降低原油黏度，提高油相饱和度，增加油相渗透率。

由于高温原油具有更大的流动性、与油层的适应性，且破乳功能较好，可以疏通近井地带的渗流通道，让不具流动性的乳化物变成能流动的水和油两相，解除乳化物堵塞。

1.2 热油洗井与地层能量的关系
1）当地层压力低于热洗时井筒内液柱压力时，洗井液就会进入地层，溶解近井地带的胶质和析蜡，降低原油黏度，提高渗流能力；
2）当油层压力偏低时会导致洗井液不能及时从油层中排除，引起胶质和析蜡的再次结晶，造成油层的二次污染；
3）当油层压力保持水平大于78％时，热洗增油效果较好。

1.3 热油洗井三大优点
优点一：洗井流体采用油井自身产出液体，洗井时与地层的配伍性较好，使地层污染降到最低；
优点二：洗井时温度较高，溶蜡效果更好；
优点三：洗井液密度小，减小了对地层的回压，避免了洗井造成的压井现象。

2 油田应用效果
临盘油田p40新区位于临盘油田盘40断块南部，是在精细地震
研究后，在原油田的边缘发现的一个新区块。

由于其含油量高、油层厚度大而被誉为盘河“金三角”。

开发层系为沙四段，油藏埋深3 200m，于2007年3月份投入开发、2008年2月份投入注水开发，截止到2010年11月，该区共有油井54口，注水井11口。

该区原油平均凝固点为32.47℃；平均含蜡量为18.09%；平均含胶量为9.55%；平均含沥青质为9.55％。

因此可判定该区为高凝油开采。

油井具有共同特点是含蜡量高，凝固点高。

在生产过程中结蜡严重，大部分油井示功图反映有不同程度的结蜡，作业起管柱发现大部分都结蜡比较严重。

所以热洗工作尤为重要。

新区洗井最初实行了蒸汽洗井、泵车洗井与自流洗井的3种洗井方式。

其中蒸汽洗井的排量小，无法将洗井后含蜡井液带出地面，造成洗井后的频繁卡泵；自流洗井较为适应于低液量井；泵车洗井压力高、排量大水量过多，时常会引起油井短期内产量下降甚至不出油现象。

因此针对新区油层的特殊性，为提高洗井流体与地层流体的配伍性，该区快于2009年3月开始使用了热油洗井装置。

取得了明显的效果。

例如p40-x854井热油洗井后平均日产液由9.9t 增加到10.9t，日产油由7.2t增加到7.9t，综合含水稳定在27％，电流由13/12a下降到12/11a；p40-x82洗井后平均日产液由9.4t 增加到9.8t，日产油由4.5t增加到4.9t，含水由52％下降到50%，电流由13/12a下降到11/10a；p40-x801洗井后平均日产油由9.2t 增加到10t，含水由12％下降到2%，电流由11/10a下降到10/9a。

低液低能井由于其产液量低，流量满足不了热油洗井要求，目前正在尝试用高液井的产出液经加热后来洗低液井，例如用
p40-x806的井液洗p40-x851和p40-x871，经过洗井前后以及和热水洗井对比，累计增油10t，取得了良好的效果。

3 结论
对比热油洗井前后的产量、电流、载荷及日用电量等指标，当在合理周期内洗井时，产量稳定，电流、载荷及日用电量均不同程度的下降，说明井筒内沉积的蜡得到了一定的清除，最直接的效果是使产量得到了稳定。

同时热油洗井的应用也有效的控制了躺井数量。

2010年新区躺井10口，躺井率为1.5%。

与2009年同期相比，躺井数下降3口，躺井率下降0.27%。

躺井占产减少了138.4t。

参考文献
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