三元復合驅井筒結蠟特征研究及清防蠟現場試驗

賈圣陽（大慶油田有限責任公司第一采油廠）

1 三元復合驅不同階段采出液特征

三元復合驅驅替介質分別為空白水驅、聚合物驅、三元驅和后續水驅；采出情況分別為：未見效、見效期、見垢期和垢質消失期。

1.1 未見效階段

該階段驅替介質為空白水驅及聚合物驅未見效階段，采出情況則為未見效階段。生產特點是隨生產時間延長，含水逐漸上升，采出液中的含油量逐漸下降。采出液的特征是：采出物主要是油、水、氣三相混合物，采出物中油的性質與正常水、聚驅無差別，其它物質主要是采出的油層水和溶解氣，只有少數井會見到一定量的聚合物。根據結蠟的影響因素分析[5]，此階段的結蠟程度會逐漸減弱。

1.2 見效期

該階段驅替介質為聚合物驅、三元驅，采出情況為見效階段且采出井未結垢。生產特點是隨生產時間延長，含水逐漸下降，采出液中的含油量逐漸上升，通過取樣與聚合物對比，采出物中重質成分（烷烴中碳原子個數16～64的是蠟質成分，烷烴中碳原子個數大于64的是膠質和瀝青質）明顯高于正常聚驅。而且隨見效時間的延長，原油重質成分逐漸升高。聚驅與三元復合驅見效階段原油成分對比見圖1。

圖1 聚驅與三元復合驅見效階段原油成分對比Fig.1 Comparison of crude oil composition between polymer flooding and ASP compound flooding

通過成分分析，三元復合驅見效期，原油中重烴含量高于聚驅一倍以上，使蠟樣中膠質、瀝青質等重質組分增多，膠質、瀝青質對蠟有增黏作用，加速結蠟；機械雜質為結蠟提供晶核，會促使結晶加快。因而，該階段由于重質成分的增加，對結蠟有極強的促進作用。

1.3 見垢期

見垢期采出物主要是油、水、氣、聚合物、堿、表活劑等組成，雖然采出物油中重質成分明顯高于正常聚驅，但由于存在堿、表活劑作用下的Ca(OH)2、Mg(OH)2及Ca Si O3、Mg Si O3和堿、表活劑，使得這一階段采出物的復雜性增加。而且這一階段采出井的結垢情況日益嚴重，但結蠟明顯減弱。

為了得到采出物中堿和表活劑對結蠟的影響，進行了室內實驗，以原始凝油黏壁量為基準，不同濃度堿、表活劑凝油黏壁量降幅曲線見圖2。

圖2 不同濃度堿、表活劑單獨作用時凝油黏壁量曲線Fig.2 Viscosity curve of condensate oil with different concentrations of alkali and surfactant alone

實驗結果表明，隨堿和表活劑濃度增加，凝油黏壁量逐漸下降。當堿濃度達到3 600 mg/L后，原油黏壁量下降幅度達49.29%；表活劑濃度達到400 mg/L后，原油黏壁量下降幅度達到80.5%。

選取6種濃度堿和8種濃度表活劑復配進行室內凝油黏壁量實驗，不同濃度堿、表活劑復配后凝油黏壁量降幅曲線見圖3。

基于SOI(Silicon-On-Insulator)的光波導諧振腔器件,由于其結構簡單、集成度高、靈敏度高等特點而廣泛應用在濾波器[1-4],激光器[5-6],光調制器[7-8],光開關[9-11],生物傳感檢測[12-13]和光學陀螺[14-15]等多個領域。目前對于微環諧振腔耦合間距的研究大多基于理論層面,且研究方向主要集中在間距與耦合系數的關系上[16-19],關于耦合間距對微環諧振譜線影響的報道較少。在實際的光波導微環諧振器中,耦合間距對諧振系統各個性能參數都有著重要的影響,耦合間距的優化將有助于器件的性能改善。

圖3 不同濃度堿、表活劑復配后凝油黏壁量降幅曲線Fig.3 The decline curves of gelling oil viscosity after the combination of different concentrated alkali and surfactant

通過實驗可以得出，得表面活性劑濃度達到55 mg/L后，原油黏壁量下降幅度達到50%以上。

通過上述分析，見垢階段油井采出的原油中含有表活劑和堿，而表活劑使蠟和金屬表面的潤濕性由親油反轉為親水，有效抑制了蠟晶的附著，加之堿對蠟有溶解作用，因而在這一階段不需要進行清蠟。

1.4 垢質消失期

三元驅結束后，開始注入聚合物，當聚合物驅替三元介質至采出井筒后，采出液中主要由油、水、氣、聚合物及含量極小的其它成分組成，此時已處于見效后期，含水將不斷上升，產油量不斷下降。此時隨含水上升，采出物中重質成分明顯下降。由于該階段采出液中的堿、表活劑作用下的Ca(OH)2、Mg(OH)2及CaSi O3、Mg SiO3和堿、表活劑消失，因而結垢現象也隨之消失，取而代之的是結蠟現象再次出現。但由于含水上升很快，采出液中含油比例下降，總體的蠟質成分和其它的重質成分含量也會隨之下降，結蠟程度隨之大幅下降[6]。

2 三元復合驅各個階段的熱洗參數

常用的油井清防蠟工藝有熱洗清蠟法、強磁防蠟法、化學劑清防蠟法和微生物清防蠟法。根據實際生產需要，在三元復合驅井中采用熱洗清蠟工藝為主要方式。此方式是通過熱水在井筒中的循環或熱傳導，將熱量傳遞給井筒中的流體，提高流體溫度，將沉積在桿管上的蠟熔化后通過流體排除，達到清蠟的目的[7-8]。

2.1 未見效階段

根據未見效階段特征，該階段熱洗參數完全可以按照《機采井熱洗溫度圖版》和《機采井熱洗時間圖版》進行確定。機采井熱洗時間控制圖版、機采井熱洗溫度控制圖版見圖4、圖5。

圖4 熱洗時間控制圖版Fig.4 Control chart of hot washing time

圖5 熱洗溫度控制圖版Fig.5 Control chart of thermal washing temperature

抽油機熱洗周期確定方法采用產液、沉沒度、電流、上載荷或下載荷的抽油機“五參數”法確定；螺桿泵井熱洗周期按扭矩值變化確定。熱洗周期大致在90 d至150 d。熱洗的溫度、壓力與聚驅熱洗無差別。

2.2 見效階段

根據此階段采出特征，可以認定該階段是整個三元復合驅全過程中結蠟最為嚴重的階段，因而需要采取加密熱洗制度，抽油機熱洗周期確定方法仍可采用抽油機“五參數”法確定；螺桿泵井熱洗周期也仍然按扭矩值變化確定。根據現場實施的情況統計，熱洗周期大致在70 d至110 d。熱洗的溫度、壓力與水驅熱洗無差別。

2.3 見垢階段

根據此階段采出特征及對結蠟的影響[9]，三元復合驅見垢階段，隨采出物表活劑、堿濃度的增加，原油的結蠟能力明顯減弱，當凝油黏壁量下降到70%以上時，可采取不熱洗手段。

根據采出物表活劑、堿的濃度，判斷油井是否處于見垢階段尤為重要[10]。結合實際情況，制定了不同采堿和采表濃度條件下的熱洗工作制度，分為熱洗區、觀察區、見垢區。不同濃度堿、表活劑復配后凝油黏壁量降幅統計見表1。

表1 不同濃度堿、表活劑復配后凝油黏壁量降幅統計Tab.1 Statistical of viscosity reduction of condensate after mixing alkali and surfactant with different concentrations %

2.4 垢質消失期

由于含水上升很快，采出液中含油比例下降，總體的蠟質成分和其它的重質成分含量也會隨之下降，結蠟程度隨之大幅下降。因而該階段采用長周期熱洗。

2.5 全周期熱洗參數

根據上述分析，確定三元復合驅各階段熱洗制度，三元復合驅各階段熱洗制度及參數匯總見表2。

表2 三元復合驅各階段熱洗制度及參數匯總Tab.2 Summary of hot washing system and parameters in each stage of ASP flooding

3 現場實踐

3.1 現場試驗井情況

選擇三元結垢高峰期3口采出井開展試驗，平均熱洗周期由95 d延長至416 d，作業起出桿管泵均結垢、未結蠟。見垢期免熱洗試驗井情況匯總見表3。

表3 見垢期免熱洗試驗井情況匯總Tab.3 Summary of non-thermal washing test wells in scale period

3.2 應用效果

平均每次熱洗，中轉站熱洗泵電動機耗電為202.5 k Wh，加熱爐耗氣348.8 m3，同時部分熱洗液倒灌油層，含水恢復時間長，平均影響產油約2.48 t，目前累計實施三元復合驅熱洗制度油井1 189口井，其中有649口井實施免熱洗，共減少熱洗1 950井次，節電39.49×104kWh，節氣68.01×104m3，少影響產油4 829 t，且未出現因結蠟造成卡蠟的油井。

4 結論

1）決定熱洗周期的主要因素是采出液的含水與重質成分含量，由于三元復合驅不同采出階段采出液含水、重質成分含量是變化的，因而熱洗周期隨之變化，其中見效期重質成分含量最高，是聚合物驅的2倍以上，且該階段含水較低，熱洗周期在70～110 d，垢質消失期處于后續水驅階段，含水高、重質成分含量低，使該階段熱洗周期最長，為110～180 d。

2）實驗結果表明，隨堿和表活劑濃度增加，凝油黏壁量逐漸下降。當堿濃度達到3 600 mg/L后，原油黏壁量下降幅度達49.29%；表活劑濃度達到400 mg/L后，原油黏壁量下降幅度達到80.5%。由于見垢階段油井采出的原油中含有表活劑和堿，而表活劑使蠟表面潤濕性由親油反轉為親水、金屬表面的潤濕性也由親油反轉為親水，有效抑制了蠟晶的附著，加之堿對蠟有溶解作用，因而在該階段可實現免清蠟。

3）三元復合驅全周期熱洗參數選擇方法，在現場應用中見到良好節能的效果，為今后三元復合驅熱洗參數確定提供有力的借鑒作用。