油井堵塞物成分及析出位置
——以哈6區塊為例

陳德飛, 孟祥娟, 白曉飛, 曹建洪, 劉 舉, 盧培華

(中國石油塔里木油田分公司 油氣工程研究院， 新疆 庫爾勒 841000)

原油是由各種組分的烴所組成的混合溶液，通常含有一定量的高碳烴(C15+)物質，在油藏高溫高壓時主要以溶解態存在于原油中[1,2]。隨著原油由井底向井筒的流出，溫度和壓力場處于不斷變化的過程，原油的組分也將發生變化；當井筒的溫度低于重組分有機物的析出點時將在井筒內沉積形成堵塞物，導致油井難以正常生產甚至關井，嚴重影響油井產能[3-5]。國內外學者通過大量研究證明油井內的沉積堵塞物主要成分為蠟質、瀝青質或兩者的混合體；在堵塞物沉積的機理方面，普遍認為主要受擴散、沉降等多種因素的影響[6-9]。哈拉哈塘油田縫洞型碳酸鹽巖油藏作為哈拉哈塘油田的主力油藏，受井筒沉積堵塞物的影響較為嚴重，為此筆者結合哈拉哈塘油田地質特征及油井特點，開展了井筒內沉積堵塞物的成分分析，并建立了沉積動態預測模型，并與現場實際情況進行比較，吻合度較高，能夠有效指導現場生產。

1 堵塞井基本概況

哈拉哈塘油田哈6區塊位于塔里木盆地北部，生產層位為奧陶系，油藏埋深超過5 000 m，具有溶解氣油比較高、原油粘度較低等特點。該油田現階段主要采用自噴方式開采，生產過程中常因沉積物堵塞油管導致油井產量降低甚至停產，需經過刮管后才能維持生產，嚴重影響原油產量。根據現階段油井刮管周期的變化情況(見圖1)可知，該區塊油井刮管間隔主要集中在10～15 d，并且隨生產的進行越來越短。

2 堵塞物成分分析

2.1 實驗油樣基本性質測定

原油基本性質的確定對研究堵塞物的成分顯得尤為重要，HA X井油樣室內測試結果如表1所示，該井油樣含蠟量較高，瀝青質、膠質含量低，表明該井在生產過程中隨著原油的向上流動，溫度降低，可能發生析蠟，容易堵塞井筒影響原油生產。

表1 油樣基本性質測定

原油的組成主要以碳數的形式進行反映，當碳數大于16時比較容易發生沉積。按照石油天然氣行業標準[10]，在室內利用島津色譜儀對HA X井的油樣進行了色譜分析，根據譜圖可看出油樣中C16+以上正構烷烴含量較高，表明原油中可能含有大量的微晶蠟。

2.2 堵塞物特征分析

為深入研究堵塞物的特征，筆者選擇HA X井的沉積堵塞物進行研究，該井堵塞物樣品為棕色固體(見圖2)，外觀特征與油蠟相似。為進一步分析堵塞物的物化性質，明確該物質的特點為后期研制出適合該區域堵塞物防治的化學劑提供理論基礎，同時為后期研究過程中該堵塞物的沉積規律的預測模型優選提供指導，也可為模型的計算提供數據。因此，對該井的沉積堵塞物進行了化學組成、紅外光譜及DSC分析，并對其微觀形態進行了分析。

2.2.1 化學組成測試

HA X井堵塞物的化學組成測試結果如表2所示，堵塞物中含蠟量較高，達到71.3%，膠質、瀝青質含量較低，表明生產過程中隨著井筒溫度的降低，原油的粘度降低，容易形成堵塞物并堵塞井筒，在生產過程中應采取相應的措施。

表2 沉積堵塞物化學組成測試

2.2.2 紅外光譜分析

根據光譜圖3可得沉積堵塞物的光譜峰值出現在3 000～2 800 cm-1，該部分主要為碳氫飽和鍵(-CH3, —CH2—)，碳氫飽和鍵是石蠟含有的官能團，進一步表明該井沉積堵塞物中的有機成分應主要為蠟，而膠質、瀝青質含量少。

2.2.3 掃描電鏡分析

掃描電鏡能夠對沉積堵塞物的微觀形態進行觀察，并且能對其化學成分進行定量分析。室內針對現場提供的HA X井的沉積堵塞物，利用掃描電鏡進行了能譜與形貌分析，結果如圖4和圖5所示。

1)能譜分析。從圖4可得，堵塞物中碳元素含量較高，達到了95%，氧元素的含量較低，僅為5%左右，硫元素的含量也較小，為0.15%，并且該堵塞物中其他雜質元素的含量較低，表明該井的沉積堵塞物主要是以碳氫結構為主的烴類物質為主。

2)形貌分析。從圖5可得,該井堵塞物中蠟質含量較多，瀝青質與膠質含量較少，兩者相互混合，形成一種無定形態且雜質較多的沉積物。

2.2.4 DSC測試分析

根據測試結果圖6所示，取DSC固化曲線放熱峰兩端的基線與前沿斜率切線最大的交點為熔點，得出該井沉積堵塞物的熔點為71 ℃，熔點較高，不宜采用熱洗的方法進行清除。

綜合上述，各項分析可得，到該區塊的沉積堵塞物主要成分為蠟沉積所形成，含量高達70%，并且堵塞物的熔點較高。

3 堵塞物析出位置動態預測模型的建立

前文對沉積堵塞物的組分進行分析得出堵塞物的主要成分為石蠟，而石蠟的沉積是一個涉及多種理論且非常復雜的過程[11，12]。

模型假設：I 蠟沉積以分子擴散和剪切沉積兩種機理為主；II 忽略顆粒擴散、重力沉降等的影響；III 忽略除蠟分子濃度差以外因素引起的擴散。

3.1 擴散沉積

研究過程中取油井井筒其中小段作為沉積微元。蠟分子在井筒中的擴散滿足質量守恒[13]，數學表達式如式1所示：

(1)

式中：R為油管半徑，m；ri為蠟沉積后油流半徑，m；Fw(t)為蠟膠體層中蠟的固相質量分數，無量綱；ΔL為油管軸向增量，m；ρgel為蠟膠體層密度，kg/m3；kM為質量傳遞系數，m/s；Cb為油流中蠟的濃度，kg/m3；Ci(Ti)為界面層蠟的濃度，kg/m3；Ti為界面溫度，℃。

蠟在井壁形成蠟膠體層后在界面層與井壁溫度差等因素的作用下在蠟層內部將存在界面擴散現象，該過程將導致蠟膠體層隨著時間的增加而越來越致密，最終全部變為蠟層。界面擴散的表達式如式(2)所示，

(2)

式中：De為蠟分子有效擴散系數，m2/s；dCs/dr為濃度梯度，kg/m3·m。

3.2 剪切沉積

當原油在井筒中呈層流或湍流時，在邊界層內將存在速度梯度場。在速度梯度場中，在不考慮粒子間的相互作用情況下，油流中懸浮的蠟晶粒子除沿流線方向運動外，在油流的剪切作用下將存在一定角速度，致使蠟晶粒子逐漸向管壁運移，當達到壁面時，蠟晶粒子的線速度與角速度均將迅速降低直至靜止不動，并且在分子間范德華引力的作用下將沉積在管壁或并入已形成的不流動層上，剪切沉積速度表達式如式(3)所示[13]。

(3)

式中：dls/dt為剪切沉積速度，m/s；k為無量綱常數；δ為蠟的沉積厚度，m；τ為剪切力，Pa；A為蠟層在ΔL長度上的內表面積；α為無量綱的常數。

綜合擴散沉積與剪切沉積可得到蠟沉積的動態預測模型，如式(4)所示。

(4)

式中：dlall/dt為總的蠟沉積速度，m/s。

4 實例計算

HA XX井于2011年8月完井投產，投產初期油壓40 MPa，日產油40 t，日產氣2.3×104m3，不含水。截止2013年5月20日，該井油壓逐漸降至13 MPa，日產油降至35 t，日產氣2.9×104m3。結合前文對該區塊其它油井的分析結果得到該井主要是因為在油管中發生了蠟堵而導致油井產量降低。

根據模型預測結果(見圖7)可得，該井沉積位置比較靠近井口，該結果與HA XX井的析蠟點較低表現一致。該井蠟沉積的深度在井深為400 m處，該深度以下的油管不結蠟，其中最大結蠟厚度分布在距井口100 m附近，并且蠟的最大沉積速度為0.35 mm/d。現場刮管過程中儀器最大遇阻深度在90 m左右，這一數值略低于軟件預測結果，這主要是因為在油井實際生產過程中，在油流及天然氣的沖刷作用下，實際結蠟深度也可能更低；在刮管周期方面，根據模型計算出的最大結蠟速度可預測刮管周期，消除依據經驗進行確定的弊端，有效指導現場生產。

5 結論

1)根據油樣的色譜及化學組成測試結果表明油樣含有石蠟基團并且油樣含蠟量較高，瀝青質、膠質含量很低，并且油樣C16+以上正構烷烴含量較高，可能含較高含量微晶蠟，易發生蠟堵。

2)現場井筒沉積堵塞物的化學組成、紅外光譜、SEM與能譜及DSC等現代測試方法分析結果表明研究區塊井筒主要為蠟沉積堵塞，并且堵塞物的熔點高達70 ℃，不宜采用熱洗的方法進行清除。

3)建立了蠟沉積動態預測模型，結合已知參數將蠟沉積動態預測模型運用Matlab進行編程求解，并選用現場實際油井進行分析，形成了結蠟動態預測軟件，預測精度滿足工程要求。