在稠油、高凝油地区应用水力泵排液技术

在稠油、高凝油地区应用水力泵排液技术

【摘要】辽河油田主要是以生产稠油、高凝油为主，由于受原油物性的影响，常规试油排液技术达不到较好的效果，这一直是影响稠油、高凝油井试油成果的重要因素。而水力射流泵排液技术具有掏空深度大、连续排液快等特点，经过完善能够满足稠油、高凝油井的排液要求。所以，在稠油、高凝油地区开展水力射流泵排液技术的推广和应用具有重要的意义。

【关键词】稠油高凝油水力泵排液技术

辽河油田主要是以生产稠油、高凝油为主，由于受原油物性的影响，常规试油排液技术达不到较好的效果，这一直是影响稠油、高凝油井试油成果的重要因素。而水力射流泵排液技术具有掏空深度大、连续排液快等特点，经过完善能够满足稠油、高凝油井的排液要求。所以，在稠油、高凝油地区开展水力射流泵排液技术的推广和应用具有重要的意义。目前辽河油田水力泵排液技术在稠油、高凝油地区应用已初见成效，得到了用户的认可和高度评价，从根本上解决了试油过程中在该地区排液的难题，同时能够减少地层的二次污染，提高试油时效，缩短试油周期。

1 技术原理

将水力射流泵工作筒及封隔器用油管下入井下预定深度（管柱结构：油管+水力射流泵+油管+封隔器+尾管），坐封封隔器，从油管内投入高压泵芯（带取样器及压力计）并打开油套循环通道，然后启动地面高压注入泵，从油管注入高压动力液，高压动力液经过水

力泵泵芯的喷嘴（喷嘴直径3—4cm）后，通过油套循环通道进入油套环空流向地面，由于高压动力液经过喷嘴后流线发生变化，在喷嘴下部形成一个真空区域，产生负压，流入井底的地层流体在该负压差的作用下，随动力液进入环空，流到地面，通过地面计量及取样化验，获得地层产液量和流体性质，达到排液的目的。该技术具有以下优点：

（1）掏空深度大，排液效果好，目前最大掏空深度可达3500m；（2）操作简单，投入设备少，灵活性强；

（3）施工周期短（一般7天），成本投入少；

（4）获得地质资料可靠性高。

2 应用效果分析

2.1 实例1

坨45井水力射流泵排液技术

坨45井是辽河西部凹陷牛心坨地区的一口预探井，射孔井段2066.0-2034.3m，层位：s4，厚度 21.1m/5层，射后经二开一关地层测试，平均液面1830.8m，日产液0.97t，回收油0.751m3，回收水0.173m3，平均流压2.15mpa，实测地层最高压力18.22mpa，地层温度66.75℃/2019.30m，压力系数0.95，地温梯度3.31℃

/100m。原油物性分析：密度0.8825g/cm3，凝固点44℃，含蜡量20.06%，沥+胶质23.8%，粘度（50℃）1302.48mpa·s。

该井于2006年12月31日压裂，共挤入压裂液411.7 m3，陶粒60 m3，平均砂比23.5%，施工中破裂压力35mpa，施工压力23-28mpa，

排量4.5-5.2 m3/min，放喷共出液82 m3，出油0.8 m3。2007年1月2日下水力泵排液管柱，h泵：1799.53m，h封：1801.58m，h筛：1803.08m，1月3日进行水力泵排液，排液时首先启动真空加热炉，将动力液温度加热到90℃，然后用热水正循环充分洗井后，投泵芯入座，进行排液，出口温度74℃左右。具体排液数据见表1、排液时压力-温度曲线见图2。从图2中可以看出，当地面泵压为5mpa 时，日产油48.27m3，产量基本稳定，生产压差达到12.2mpa，本次水力泵排液累积排出油221.44m3、水103.1m3，达到了满意的排液效果。

2.2 实例2：沈287井水力射流泵排液技术

沈287井位于辽河大民屯凹陷边台构造带上的一口预探井，该井于2007年9月17日采用∮89枪89弹进行常规电缆射孔施工，井段2567.0～2511.0m，层位ar，厚度44.0m/4层，射后经二开一关地层测试，平均液面2288.2m，日产水0.80t；平均流压2.46mpa，地层压力：23.61mpa，地层温度：84.5℃/2504.07m，地层压力系数0.98，温度梯度3.4℃/100m；本次测试累积回收水1.038m3。。根据测井、录井、测试资料综合分析，该层平均有效孔隙度4.35%，平均时差190.9um/s，深侧向电阻率658.5ω·m，录井取芯为油迹、油斑，岩性为混合花岗岩，地层压力系数较高。符合压裂措施改造条件。

本层于10月5日进行压裂改造，共挤入压裂液455.0m3，陶粒70 m3，平均砂比 24%，施工中破裂压力57mpa，施工压力45-41mpa，

排量3.8-4.8 m3/min，放喷共出液195.5 m3，油花。10月9日下气举阀排液管柱进行氮气排液。累计出液132.0m3，出油0.6 m3，后继续排液不出液。原油物性分析：密度0.8658g/cm3，凝固点50℃，含蜡量29.47%，沥+胶质19.96%，粘度（100℃）45.03mpa.s。起出管柱发现井内150根油管全部被原油堵死，分析原因是由于当地面氮气进入油套环形空间后，压力降低引起井内液体温度随之降低，当降到原油凝固点以后，原油凝固，造成油管被堵死而排不出液。10月25日下水力泵排液管柱进行排液，h泵：2052.15m，h封：2072.86m，h筛：2076.13m，地面上用真空加热炉加热，进口温度92℃，出口温度74℃，经过7天排液，累积排出油88.9m3、水79.18m3（主要是排液初期水量）。泵压10mpa，日产油22.4m3，流压

17.30mpa。达到了工业油层。

3 结论和建议

根据辽河部分油区原油物性凝固点高（60℃左右）、含蜡量高，密度大等的特点，我们采用真空加热炉对动力液进行循环加热（进口最高温度可达90℃以上），然后再进行水力射流泵排液，实践证明，该方法比较适用于稠油、高凝油地区排液。但在排液过程中需要注意以下四个问题：

（1）必须采用高温胶件，解决密封件承受不了高温的难题；（2）下泵芯之前必须对井筒充分循环（热）洗井，然后再投泵芯；

（3）下管之前必须用标准通管规认真对油管进行通管。