低滲透油田化學清洗防蠟技術探討

尤立茹

（大慶市第七采油廠第三油礦723隊，黑龍江 大慶163000）

1 引言

大慶長垣外圍低滲透油田共同的特點是滲透率低、地層壓力低、單井產能低、油層埋藏深、地質條件復雜、開采難度大，需上多種技術措施才能保證正常生產，采油成本高，油田開發經濟效益相對較差。因此，研究選擇實用有效的采油工藝技術，并進行優化組合，以降低生產成本，提高油田開發整體經濟效益，是低滲透油田開發的核心問題。雖然我廠開發的油田原油物性相對較好，但結蠟和蠟卡現象仍然存在。多年來一直采用熱洗清蠟來維持油井正常生產。實踐證明，熱洗清蠟不適應低滲透油田經濟開采的需要，主要表現在以下幾方面：為節省基本建設投資，地面不建熱洗流程，而用水泥車熱洗費用相對較高；熱洗對產量影響較大，因為低產油田采用小機小泵，抽洗井液時間較長，降低有效生產時率；由于井深，油層壓力系數又低，靜水柱壓力高于油層壓力，造成倒罐污染油層。針對上述問題，近年來發展了多級磁防蠟與尼龍刮蠟器配套清防蠟技術、化學清防蠟技術、抽油桿自動清防蠟技術等，基本上可實現不熱洗清防蠟。

為節省基本建設投資，地面不建熱洗流程，而用水泥車熱洗費用相對較高；熱洗對產量影響較大，因為低產油田采用小機小泵，抽洗井液時間較長，降低有效生產時率；由于井深，油層壓力系數又低，靜水柱壓力高于油層壓力，造成倒罐污染油層。針對上述問題，近年來發展了多級磁防蠟與尼龍刮蠟器配套清防蠟技術、化學清防蠟技術、抽油桿自動清防蠟技術等，基本上可實現不熱洗清防蠟。

2 清防蠟劑主要作用機理

化學清防蠟降粘技術作為替代熱洗的主要技術之一：為節省基本建設投資，地面不建熱洗流程，而用水泥車熱洗費用相對較高；熱洗對產量影響較大，因為低產油田采用小機小泵，抽洗井液時間較長，降低有效生產時率；由于井深，油層壓力系數又低，靜水柱壓力高于油層壓力，造成倒罐污染油層。針對上述問題，近年來發展了多級磁防蠟與尼龍刮蠟器配套清防蠟技術、化學清防蠟技術、抽油桿自動清防蠟技術等，基本上可實現不熱洗清防蠟。近年來得到迅速發展，各種新型藥劑相繼研制成功，應用范圍、規模也逐步擴大。目前低滲透油田應用的清防蠟劑主要有油基和水基兩類。油基清防蠟劑主要作用機理是：藥劑中含有與石蠟分子結構類似的正構烷烴芳烴及表面活性劑。依據相似相容原理，可有效地溶解沉積在油管表面的石蠟、膠質、死油等；同時，帶支鏈的芳烴的介入，使原油低溫流動性得到改善，降低了原油分子障的摩擦力，降低了原油粘度及凝固點，增加了原油流動性；表面活性劑的介入，對原油起到破乳作用，使油包水乳狀液破乳，降低原油分子間的摩擦力，起到降粘作用。同時石蠟分子形成了蠟晶，在油流作用下被帶走，石蠟分子不能在油管、閥等處吸附，從而達到清防蠟的目的。油基清防蠟劑適合于低含水井的清防蠟。目前常用的油基清防蠟劑有：CY-Ⅱ，JQF-1，CY-Ⅳ等。

水基清防蠟劑主要作用機理是：含有油水兩性離子表面活性劑量用其它活性劑，如O/W乳狀液穩定劑、堿劑等。通過表面活性劑在管壁及桿壁上吸附形成極性水臘，起到防蠟作用。同時表面活性劑具有較強的乳化作用，使原油從油包水狀態乳化成水包油狀態，即使原油乳化成水外相的服狀液，降低流體粘度，起到防蠟作用。水基清防蠟劑適合于高含水井的清防蠟，目前應用的水基清防蠟劑主要有：AE-1910，H-Ⅲ及CSL-1。

3 化學清防蠟技術注意的問題

從化學藥劑清防蠟機理、室內試驗結果及現場應用效果看，化學藥劑具有清蠟、防蠟、降粘作用，且不含硫、氯；不會造成管線腐蝕等危害，對原油后續加工無影響，因此該技術是較理想的清防蠟措施。由于化學清防蠟技術作用機理及其工藝特點決定了其技術要求。

3.1 化學藥劑相對密度問題

化學清蠟效果好壞除與化學藥劑的清蠟、防蠟、降粘等性能指標有關外，藥劑相對密度也是決定性因素之一。我廠化學加藥工藝大多是采用從套管加藥，利用防蠟劑與原油的相對密度小，使防蠟劑從油套環形空間流入井底，由深井泵泵入油管隨井液采出地面，達到清防蠟的目的。因此，藥劑相對密度一定要足夠大，最低限也要高于混合液相對密度。

3.2 不同沉沒度、不同含水級別井點加藥量問題

加藥量的確定是保證化學清防蠟效果顯著的關鍵。主要確定依據有兩方面：一是藥劑有效作用濃度。通過室內試驗可測得藥劑清防蠟指標范圍與濃度范圍。二是油井結蠟狀況。通過現場試驗確定了對不同含水級別井的加藥量修正系數。含水低于30%時，原油為油包水型；含水在30%-70%之間，原油為混相體，即油包水和水包油兩相共存。這兩個含水級別下，原油粘度相對較大，油井結蠟比較嚴重，因而修正系數B取1.0；含水高于70%時，原油為水包油型，即水外相油內相，原油粘度相對較小，油井結蠟相對較輕，因而含水大于70%后修正系數B取1與含水百分數的差值。

3.3 不同產量、不同沉沒度、不同含水級別井點加藥周期問題

化學清防蠟以定量、定期加藥的方式進行，因而合理加藥周期的確定是清防蠟取得好的效果又不浪費藥量的關鍵。加藥周期可分為兩個階段：一是藥劑作用時間，主要受產量、含水、沉沒度、加藥量、藥劑性能等因素影響。二是藥效持續時間，主要與藥劑性能及油井結蠟周期有關。不同產量、不同沉沒度、不同結蠟周期的井加藥周期有所不同。沉沒度越大、含水越高、結蠟周期越長，則加藥周期越長；產量越高、藥劑作用濃度下限越高，則加藥周期越短。加藥周期影響因素很多，必須在實踐中不斷摸索，確定出每口井的合理加藥周期，這也是化學清防蠟工作中的重點與難點。

4 礦廠實踐

目前,我廠第三油礦根據油井的地質特征和產量、含水、沉沒度等實際生產狀況,引進化學清防蠟技術,確定加藥井290口。其中含水〈30%的井30,占總井數的10.3%;含水30-60%的井182口,占總井數的62.8%;含水60-80%的井50口,占總井數的17.2%;含水〉80%的井28口,占總井數的9.7%。加藥初期,根據這些井的熱洗清蠟周期確定初步加藥周期為15天,藥劑量為20Kg。為了確定不同含水級別合理的加藥量和加藥周期,我們從290口加藥井中隨機抽出40口井,對其加藥后的各項數據與生產狀況進行跟蹤調查,結果如下:含水〈30%的10口井中,有3口沉沒度在100m以下且未報見水的井,在接近加藥周期4天時抽油機負荷加重,電流﹑回壓明顯上升,為了防止卡井,劃清班及時對這3口井進行了熱洗清蠟,清蠟后第6天實施套管加藥,藥劑量從加藥初期的20Kg上升為25Kg,這3口的生產參數很快恢復正常。

含水<30%的井加藥后電流變化曲線

含水<30%的井加藥后回壓變化曲線

含水30-60%的20口井中,有2口井在加藥后13左右生產參數發生變化,電流明顯上升,在摻水溫度和摻水壓力不變的情況下,單井回壓平均上升了0.2Mpa。而這2口井在加藥周期內均調小了參數,致使液面明顯上升,在確定其無蠟卡跡象的情況下,我們在正常周期內進行加藥,加藥后電流﹑單井回壓恢復正常。

含水60-80%的10口井,在正常加藥周期內各項生產參數值均無明顯變化,我們對其延長周期至20-25天,接近熱洗劃清周期,只有1口井參數出現異常,其余9口井均正常生產。

5 結論

調查結果表明,不含水或含水〈30%的井,其加藥周期為12-13天左右;含水30-60%的井在地面參數不變的情況下,其加藥周期為14-16天左右;含水60-80%的井,加藥周期可延長為20-25天左右。

幾點認識

對不同產量、含水、沉沒度的井采用不同的加藥量和加藥周期是有效運用化學清防蠟技術的關鍵。通過優化組合的化學清防蠟技術，不但可以降低生產成本，還可以提高油田開發整體經濟效益。

[1]馬殿坤.清蠟劑和清蠟條件的選擇.期刊論文.油氣田地面工程1995(5)

[2]張鳳芹.采油用清防蠟劑防蠟率測定法.期刊論文.油氣田地面工程2002(3)