H油田Y區井組輸油管線清蠟技術研究及應用

趙小光，黃 燕，邵 波，曹 婷

(1.長慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶陽 745100； 2.長慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶陽 745100)

H油田儲層致密，滲透率一般不超過0.3 m D[1]，屬典型的超低滲透油藏[2]。Y區是近兩年剛開發的新區塊，但井組輸油管線結蠟對油流順利從單井和井站輸送到指定處理站庫影響較大，對油井正常穩產也有一定的影響[3]。結蠟原因復雜，影響因素較多，為保證原油正常生產，必須盡快研究適應該區塊的清蠟技術。目前，井組輸油管線清蠟技術手段主要有化學清蠟、熱洗清蠟和機械清蠟(投收球清蠟)。其中，熱洗清蠟成本高，在一定程度上影響了原油生產效率，且存在火災、爆炸等安全風險；投收球清蠟因受地形高低起伏、管線布局復雜、彎角較多等因素的影響，許多管線不能進行投收球操作。因而，從井組管線結蠟原因出發，加強了化學清蠟，即清蠟劑清蠟技術，明確了Y區井組輸油管線化學清蠟技術的基本參數，并用于實際生產中，取得了較好的效果。

1 井組輸油管線結蠟原因

油田開發前，原油存儲在地下深處的巖層內，處于一種高溫、高壓環境下，以液態形式存在。油田開發后，原油會從儲層流入到井底，從井底沿著井筒被舉升到井口，再從井組輸油管線輸送出去，這一過程中，壓力和溫度都會下降，當壓力、溫度下降到一定程度時，就會破壞石蠟在原油中的溶解平衡，結晶微粒開始析出[4]。石蠟結晶一部分會隨著原油的流動被采出來，但有一部分會凝聚并粘附在輸油管壁上，即管道結蠟現象。井組輸油管線結蠟原因主要包括以下幾個方面：一是原油的組分因素。原油中所含的重質組分對結蠟有直接影響，重質組分越多，原油中的蠟越不易溶解，蠟沉積傾向越嚴重。H油田原油屬性為輕質油，故重質成分影響不是該油田井組輸油管線結蠟的主要原因。二是原油中的機械雜質因素。原油中的固態機械雜質有利于蠟分子的析出，促進結晶生成。原油中所含的機械雜質越多，井組輸油管線越容易發生蠟沉積。三是管壁粗糙度及表面材質因素。井組輸油管線結蠟與管道材質有關，管道內壁越粗糙，原油在輸送流動過程中越容易粘附在管道內壁，越容易造成結蠟。另外，管道表面材質親油比親水更易造成結蠟。四是溫度因素。蠟析出受溫度影響較大[5]，溫度較低時，原油中蠟分子運動減慢，易結晶析出，因此溫度較低狀態下易結蠟。另外，原油溫度和管壁溫度之間的溫差也會導致管道蠟析出。從以上原理可判斷出溫度變化是Y區結蠟的要因之一。五是流速因素。管道內油流速度越快，對管壁的剪切應力越大，油流對管壁的沖刷作用越強，結蠟速率越低，原油中的蠟越不易沉積。油田位于山區，地勢高低起伏不定，地形復雜，因而液體流速是造成Y區結蠟的要因之一。

2 機械清蠟與熱洗清蠟存在的不足

2.1 投收球清蠟存在的不足

對于井組輸油管線的機械清蠟，主要采用投收球。但受地形高低起伏、管線布局復雜、彎角較多等因素的影響，許多管線不能進行投收球操作。目前現有井組輸油管線156條，具備投球條件的管線93條，占比59.6%，而一般投收球成功率只有80%左右，Y區某時間段內投收球情況統計見表1，故運用此機械清蠟方法無法滿足Y區清蠟實際所需。

表1 Y區某時間段內投收球情況統計表Tab.1 Statistics of ball throwing and receiving in Y area in a certain period of time

2.2 熱洗清蠟存在的不足

如果采取熱洗清蠟，按經驗統計，平均熱洗周期為1.6次/月·條，管線熱洗平均費用2 500元/條·次，那么全年熱洗費用高達748.8萬元。頻繁的管線熱洗會影響原油生產，且熱洗過程存在較高的爆炸、火災等安全風險。

3 化學清蠟的研究與應用

因機械清蠟(投收球清蠟)和熱洗清蠟存在許多不足，故重點加強了對化學清蠟技術的研究。化學清蠟[6]是投加清蠟劑來清除凝結在管壁上的蠟質成分，基本原理是加入溶蠟劑，通過對沉積蠟的溶解，使管壁上的蠟脫落，部分或全部重新溶解在原油中，并隨油流走，從而完成清蠟。影響化學清蠟效果的兩個重要因素是清蠟劑投加量和投加周期，故對此開展研究，以確定Y區化學清蠟技術參數。

3.1 清蠟劑投加量的確定

目前，H油田普遍使用的清蠟劑為油田化工廠自行生產的CX型清蠟劑，質量可靠，在油田其他區塊應用效果較好，故Y區開發后也使用該型號清蠟劑。為準確確定清蠟劑的投加量，在Y區選取A和B兩個井組進行清蠟試驗，過程如下：

兩個井組清蠟劑每次投加量從55 kg起步，按“從多到少—從少到多”規律逐漸變化，投加周期參考H油田其他區塊經驗，按每6天投加1次，繪制清蠟劑投加量與井組回壓關系曲線(見圖1和圖2)。從圖1曲線可以看出，當清蠟劑投加量為40kg時，井組回壓下降至1.2 MPa，且投加量更大時井組回壓沒有明顯下降趨勢，說明A井組清蠟劑最佳投加量為40 kg/次；同理，從圖2曲線判斷B井組清蠟劑最佳投加量為38 kg/次。

圖1 A井組清蠟劑投加量與井組回壓變化關系曲線圖Fig.1 Curve of the relationship between paraffin removal agent dosage and the back pressure change in well group A

圖2 B井組清蠟劑投加量與井組回壓變化關系曲線圖Fig.2 Curve of the relationship between the paraffin removal agent dosage and the back pressure change of well group B

試驗表明，CX型清蠟劑投加量保持在38～40 kg即可達到良好清蠟效果，考慮實際使用過程有少量損失，故將投加量設定為40 kg。

3.2 清蠟劑投加周期的確定

為準確確定投加周期，參考其他區塊，在以上兩個井組開展試驗，過程如下：

兩個井組投加周期均從10 d開始，逐漸遞減天數，每次清蠟劑投加量均為40 kg不變，繪制投加周期與井組回壓關系曲線(見圖3和圖4)，其中橫軸為每次投加量，兩個縱軸分別為投加周期和井組回壓值。從圖3和圖4可以看出，投加周期越短，效果越好，但當投加周期達到5 d時，再縮短投加周期，井組回壓沒有明顯下降趨勢，說明兩個井組清蠟劑最經濟有效的投加周期均為5 d。

圖3 A井組清蠟劑投加周期與井組回壓變化關系曲線圖Fig.3 Curve of the relationship between the period of paraffin removal agent in well group A and the change of back pressure in well group

圖4 B井組清蠟劑投加周期與井組回壓變化關系曲線圖Fig.4 Curve of the relationship between the period of paraffin removal agent in well group B and the change of back pressure in well group

試驗表明，CX型清蠟劑投加周期為1次/5 d即可達到較好效果，故將投加周期確定為1次/5 d。

4 應用效果

從2020年開始探索Y區井組輸油管線清蠟方法，對化學清蠟技術進行分析。目前，對全區112條管線實施了化學清蠟，平均回壓由2.0 MPa下降至1.1 MPa，并持續保持平穩運行，其間未實施熱洗清蠟、投收球清蠟等措施，與以往同期對比，平均回壓下降0.9 MPa，同時產量呈上升趨勢，平均單井產液量提高0.3 m3，而含水則保持穩中有降，取得了較好的效果。

表2 Y區化學清蠟效果統計Tab.2 Statistics of chemical paraffin removal effect in Y area of H oilfield

5 結論

經現場試驗驗證，明確了Y區井組輸油管線化學清蠟技術基本參數：清蠟劑投加量為40 kg/次，投加周期為1次/5 d。化學清蠟技術的研究與應用有效降低了回壓，保證了油井產出液的順利輸送，消除了熱洗清蠟潛在的火災、爆炸等安全風險，促進了油井穩產。