安83區(qū)塊井筒清防蠟技術(shù)研究

楊靖，陳博，羅棟，惠芳，張通，錢雄濤，楊沾宏

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

安83區(qū)塊井筒清防蠟技術(shù)研究

楊靖1，陳博1，羅棟2，惠芳2，張通2，錢雄濤2，楊沾宏2

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

安83區(qū)塊目前有結(jié)蠟井98口，井筒清防蠟以化學(xué)清蠟為主、熱洗清蠟為輔，主要投加清蠟劑，投加平均濃度為150 mg/L，每10 d投加一次，熱洗434井次。由于水平井含蠟量較高，造成水平井頻繁掃線和解卡，井場外輸管線蠟堵嚴(yán)重，給生產(chǎn)管理造成一定的困難。本文通過分析井筒結(jié)蠟機(jī)理，開展清防蠟劑適應(yīng)性研究，配套井下附件以提高清防蠟劑使用效果，并提出改善加藥方式的下步研究方向。

安83區(qū)塊；結(jié)蠟機(jī)理；防蠟；熱洗；防蠟器

安83區(qū)塊地處陜西省定邊縣黃灣鄉(xiāng)～武峁子鄉(xiāng)，位于第六采油廠礦權(quán)范圍的中心位置。主力含油層系為長71、長72。安83區(qū)塊目前正常開抽油井472口，含水70%以下的油井都存在不同程度的結(jié)蠟現(xiàn)象，結(jié)蠟厚度從1 mm～2 mm至3 mm～4 mm，嚴(yán)重的達(dá)到5 mm～6 mm。隨著開發(fā)時間的延長，井筒情況不斷復(fù)雜，油井結(jié)蠟井?dāng)?shù)呈逐年上升趨勢。因結(jié)蠟嚴(yán)重導(dǎo)致卡泵、抽油桿斷等事故造成大量損失，水平井所占比例較大。

1　油井結(jié)蠟的機(jī)理、影響因素及危害

1.1蠟垢成分

原油中的蠟以正烷烴C18～C35為主要成分，通常稱之為軟蠟，異構(gòu)烷烴C35～C64稱之為硬蠟，還有一定量的環(huán)烷烴和芳烴。通過檢測，安83區(qū)塊蠟樣中的石蠟碳數(shù)主要分布在C23～C37，占石蠟總質(zhì)量的88.39%，蠟質(zhì)以軟蠟為主。

1.2結(jié)蠟機(jī)理

油田在開發(fā)之前，原油埋在地層中，處于高溫、高壓條件下，一般都以單相液態(tài)存在，蠟完全溶解在原油中。在地層開采過程中，原油從油層流入井底，再從井底沿井筒舉升到井口，壓力、溫度隨之下降，當(dāng)壓力降低到一定程度時，破壞了石蠟溶解在原油中的平衡條件，致使石蠟結(jié)晶析出；原油的溫度下降到蠟晶開始析出的溫度時，蠟晶微粒便開始在油流和管壁上析出，油流中的蠟晶一部分隨油流采出，一部分聚集、凝結(jié)并粘附于油井設(shè)施的表面。結(jié)蠟過程可以分為：結(jié)晶生成、結(jié)晶長大析出、結(jié)蠟層沉積三大過程。對任何一個環(huán)節(jié)進(jìn)行控制都可以防止結(jié)蠟對原油產(chǎn)量造成影響［1］。

1.3影響因素

通過對結(jié)蠟井的生產(chǎn)情況的長期觀察及實驗室研究，總結(jié)出幾點影響結(jié)蠟因素。

（1）原油的性質(zhì)成分（包括石蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量）。安83區(qū)塊蠟垢中石蠟含量在81%，瀝青質(zhì)含量在2.6%，膠質(zhì)含量在1.3%。原油中所含輕質(zhì)餾分越多，則蠟的結(jié)晶溫度越低，保持溶解狀態(tài)的蠟量也就越多。

（2）油井的開采條件（包括溫度、壓力、油氣比、產(chǎn)量等）。當(dāng)溫度保持在析臘溫度以上時，蠟不會析出，而溫度降到析蠟溫度以下，開始析出蠟結(jié)晶，溫度越低析出的蠟越多［2］。

（3）流速和管壁特性對結(jié)蠟的影響：室內(nèi)試驗證明，開始隨流速升高，結(jié)蠟量隨之增高，結(jié)蠟量隨之增加，當(dāng)流速達(dá)到臨界流速以后，由于沖刷作用增強(qiáng)，析出的結(jié)晶不易沉積在管壁上，從而減緩了結(jié)蠟速度，結(jié)蠟量下降。管材表面性能不同，結(jié)蠟量不同。管壁越光滑、表面越親水性，越不容易結(jié)蠟。

表1　安83區(qū)塊蠟樣分析結(jié)果表

1.4結(jié)蠟的危害

1.4.1結(jié)蠟對產(chǎn)量的影響縮小了油管孔徑，增大抽油桿外徑，增加了油流阻力，使油井減產(chǎn)，嚴(yán)重時會把油井堵死，發(fā)生卡泵現(xiàn)象。深井泵結(jié)蠟易產(chǎn)生泵漏失，降低泵的充滿系數(shù)，減少抽油井的產(chǎn)量。

1.4.2結(jié)蠟對懸點載荷的影響抽油機(jī)井在生產(chǎn)過程中，如果油管內(nèi)結(jié)蠟嚴(yán)重，在結(jié)蠟井段的摩擦阻力增大。抽油桿柱內(nèi)所產(chǎn)生的循環(huán)應(yīng)力就將超過其許用最大應(yīng)力，經(jīng)過一定的應(yīng)力循環(huán)次數(shù)后，就會在應(yīng)力集中的地方產(chǎn)生疲勞裂源，從而引發(fā)抽油桿柱斷脫［3］。

1.4.3結(jié)蠟對桿管偏磨的影響下面以油井結(jié)蠟對抽油桿柱所受的液體的摩擦力F影響的計算，來分析結(jié)蠟對桿管偏磨的影響。

其中：μ-采出液粘度，Pa·s；l-抽油機(jī)長度，m；ν-抽油桿運動速度，m/s；m-油管內(nèi)徑（Dt）抽機(jī)桿外徑（Dr）之比。

當(dāng)桿、管結(jié)蠟時，油管內(nèi)徑與抽油桿外徑比值減小，致使經(jīng)過結(jié)蠟點的抽油桿柱所受到的液體摩擦力大于其它部位受到的摩擦力，且隨m的減小，結(jié)蠟點處抽油桿柱所受到的液體摩擦力急劇增加，極易導(dǎo)致結(jié)蠟點上部的抽油桿柱產(chǎn)生彎曲，從而發(fā)生桿管偏磨。

2　在用清防蠟技術(shù)效果分析

目前本廠在用的抽油機(jī)井的清防蠟技術(shù)措施主要有五種方法：

（1）機(jī)械清蠟技術(shù)（尼龍扶正塊刮蠟清蠟）。

（2）熱力清防蠟技術(shù)（熱洗車熱洗清蠟）。

（3）表面清防蠟技術(shù)（內(nèi)襯油管）。

（4）強(qiáng)磁防蠟技術(shù)（井下磁防蠟器、變頻電磁清防蠟阻垢器）。

（5）化學(xué)清防蠟技術(shù)（共有3種清防蠟劑：CX-1、HQL-02和QL-30，配套使用井下固體防蠟器）。

安83區(qū)借鑒其他區(qū)塊的清防蠟的經(jīng)驗，主要形成了以下3種油井清防蠟工藝：以化學(xué)清蠟為主、熱洗清蠟為輔、配套固體防蠟器。

2.1在用化學(xué)清防蠟

主要投加清蠟劑，投加平均濃度為150 mg/L，每10 d投加一次。

加藥井結(jié)蠟情況依舊嚴(yán)重，分析原因如下：

2.1.1在用清防蠟劑效果不佳（見表2、表3）目前本廠在用3種清防蠟劑熔蠟速率均未達(dá)到企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)0.016 g/min，清蠟劑適用性較差。

表2　2014年四季度清防蠟劑溶蠟（安83區(qū)）速率實驗結(jié)果表

表3　2015年1季度清防蠟劑溶蠟（安83區(qū)）速率實驗結(jié)果表2月9日值

2.1.2低沉沒度導(dǎo)致藥品無法充分作用安83區(qū)塊加藥井日均產(chǎn)液4.11 m3，平均加藥濃度150 mg/L，每10 d加藥一次，一次加藥6.2 kg，加藥井平均動液面1 737 m，大量稀釋藥劑附著于套管內(nèi)壁油管外壁上，藥品無法充分到達(dá)液面作用于原油中（見表4）。

表4　安83區(qū)塊加藥井生產(chǎn)情況統(tǒng)計表

2.2新型化學(xué)清防蠟試驗

2014年7月在安83區(qū)塊選取結(jié)蠟嚴(yán)重的6口水平井開展新型微乳液水基清（防）蠟劑試驗，通過對比加藥前后電流、載荷，結(jié)蠟情況無明顯改善（見表5）。

結(jié)論：試驗新型微乳液水基清（防）蠟劑效果不明顯，且生產(chǎn)井氣油比高，傳統(tǒng)井口投加清（防）蠟劑作用效果差。

表5　安83水平井清防蠟劑試驗效果統(tǒng)計表

2.3熱洗清蠟

蒸汽熱洗：2014年推廣蒸汽熱洗304井次，熱洗后現(xiàn)場測得數(shù)據(jù)顯示效果明顯（見表6、圖1）。但從后期生產(chǎn)運行實際效果反映熱洗效果欠佳，熱洗卡泵井集中在蒸汽熱洗。2015年1月6日，安平44因蠟卡安排蒸汽熱洗解卡，解卡失敗檢泵，起抽油桿發(fā)現(xiàn)蒸汽熱洗有效加熱深度為350 m，而安83區(qū)塊結(jié)蠟深度普遍在500 m以內(nèi)，蒸汽熱洗只能起到一定作用。

蒸汽熱洗有效作用深度不夠，且操作不當(dāng)溫度過高，易對油套管造成損傷。建議增加溫控短路熱洗裝置于井口下500 m～600 m處配合常規(guī)熱洗。

表6　水平井熱洗效果統(tǒng)計表

圖1　安83區(qū)塊油井熱洗分時間內(nèi)蠟卡作業(yè)井次

2.4固體防蠟器

新工藝：針對結(jié)蠟嚴(yán)重井，推廣應(yīng)用高效固體防蠟器7臺，均在2013年年底下入。

圖2　安83區(qū)塊固體防蠟器井蠟卡、掃線作業(yè)統(tǒng)計柱狀圖

7口固體防蠟器井2014年不同程度存在蠟卡情況，固體防蠟器對井筒防蠟效果不明顯。目前固體防蠟器作用不明顯。建議引進(jìn)新型溶蠟藥劑繼續(xù)試驗。拓寬新型防蠟工藝，繼續(xù)嘗試其他新工藝。

3　結(jié)論

（1）優(yōu)化油井加藥工藝。在強(qiáng)化井口加藥的同時，（2）對結(jié)蠟嚴(yán)重井及時跟蹤電流和載荷變化，摸索水平井結(jié)蠟周期，合理安排熱洗周期，配套溫控短路熱洗裝置配合常規(guī)熱洗，每月制定熱洗計劃，適時安排油井熱洗。

優(yōu)選清蠟劑，通過室內(nèi)原油組份、膠質(zhì)含量、蠟含量分析及溶蠟實驗評價、篩選適合該區(qū)塊水平井的高效清蠟劑，根據(jù)油井含水和液量優(yōu)化單井加藥濃度，針對結(jié)蠟嚴(yán)重的水平井，開展新型清蠟劑試驗，制定適應(yīng)該區(qū)塊的清蠟劑型號和加藥工藝。

（3）繼續(xù)推廣使用新工藝實驗，力圖優(yōu)選出最適合安83區(qū)特性的清防蠟的工具。

［1］陳大均，陳馥，等.油氣田應(yīng)用化學(xué)［M］北京：石油工業(yè)出版社，2006：223-248.

［2］武繼輝，孫軍，賀志剛.油井清、防蠟技術(shù)研究現(xiàn)狀［J］.油氣田地面工程，2004，23（7）：14.

［3］薛世君.油井結(jié)蠟機(jī)理與清防蠟技術(shù)的配套應(yīng)用［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2010，（20）：106-108.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.013

TE358.2

A

1673-5285（2015）05-0058-04

2015－03-02

楊靖，女（1988-），助理工程師，2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)在長慶油田第六采油廠從事采油工藝科研管理工作，郵箱：yj09_cq@petrochina.com.cn。