安83區塊井筒清防蠟技術研究

2015-11-02 02:49:20楊靖陳博羅棟惠芳張通錢雄濤楊沾宏

石油化工應用 2015年5期

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區塊井筒清防蠟技術研究

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區塊目前有結蠟井98口，井筒清防蠟以化學清蠟為主、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重，給生產管理造成一定的困難。本文通過分析井筒結蠟機理，開展清防蠟劑適應性研究，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區塊；結蠟機理；防蠟；熱洗；防蠟器

安83區塊地處陜西省定邊縣黃灣鄉～武峁子鄉，位于第六采油廠礦權范圍的中心位置。主力含油層系為長71、長72。安83區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蠟現象，結蠟厚度從1 mm～2 mm至3 mm～4 mm，嚴重的達到5 mm～6 mm。隨著開發時間的延長，井筒情況不斷復雜，油井結蠟井數呈逐年上升趨勢。因結蠟嚴重導致卡泵、抽油桿斷等事故造成大量損失，水平井所占比例較大。

1　油井結蠟的機理、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，異構烷烴C35～C64稱之為硬蠟，還有一定量的環烷烴和芳烴。通過檢測，安83區塊蠟樣中的石蠟碳數主要分布在C23～C37，占石蠟總質量的88.39%，蠟質以軟蠟為主。

1.2結蠟機理

油田在開發之前，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、凝結并粘附于油井設施的表面。結蠟過程可以分為：結晶生成、結晶長大析出、結蠟層沉積三大過程。對任何一個環節進行控制都可以防止結蠟對原油產量造成影響［1］。

1.3影響因素

通過對結蠟井的生產情況的長期觀察及實驗室研究，總結出幾點影響結蠟因素。

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

（2）油井的開采條件（包括溫度、壓力、油氣比、產量等）。當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，開始析出蠟結晶，溫度越低析出的蠟越多［2］。

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

表1　安83區塊蠟樣分析結果表

1.4結蠟的危害

1.4.1結蠟對產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，嚴重時會把油井堵死，發生卡泵現象。深井泵結蠟易產生泵漏失，降低泵的充滿系數，減少抽油井的產量。

1.4.2結蠟對懸點載荷的影響抽油機井在生產過程中，如果油管內結蠟嚴重，在結蠟井段的摩擦阻力增大。抽油桿柱內所產生的循環應力就將超過其許用最大應力，經過一定的應力循環次數后，就會在應力集中的地方產生疲勞裂源，從而引發抽油桿柱斷脫［3］。

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

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

當桿、管結蠟時，油管內徑與抽油桿外徑比值減小，致使經過結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，結蠟點處抽油桿柱所受到的液體摩擦力急劇增加，極易導致結蠟點上部的抽油桿柱產生彎曲，從而發生桿管偏磨。

2　在用清防蠟技術效果分析

目前本廠在用的抽油機井的清防蠟技術措施主要有五種方法：

（1）機械清蠟技術（尼龍扶正塊刮蠟清蠟）。

（2）熱力清防蠟技術（熱洗車熱洗清蠟）。

（3）表面清防蠟技術（內襯油管）。

（4）強磁防蠟技術（井下磁防蠟器、變頻電磁清防蠟阻垢器）。

（5）化學清防蠟技術（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區借鑒其他區塊的清防蠟的經驗，主要形成了以下3種油井清防蠟工藝：以化學清蠟為主、熱洗清蠟為輔、配套固體防蠟器。

2.1在用化學清防蠟

主要投加清蠟劑，投加平均濃度為150 mg/L，每10 d投加一次。

加藥井結蠟情況依舊嚴重，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到企業標準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）速率實驗結果表

表3　2015年1季度清防蠟劑溶蠟（安83區）速率實驗結果表2月9日值

2.1.2低沉沒度導致藥品無法充分作用安83區塊加藥井日均產液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壁油管外壁上，藥品無法充分到達液面作用于原油中（見表4）。

表4　安83區塊加藥井生產情況統計表

2.2新型化學清防蠟試驗

2014年7月在安83區塊選取結蠟嚴重的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，結蠟情況無明顯改善（見表5）。

結論：試驗新型微乳液水基清（防）蠟劑效果不明顯，且生產井氣油比高，傳統井口投加清（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，熱洗后現場測得數據顯示效果明顯（見表6、圖1）。但從后期生產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，起抽油桿發現蒸汽熱洗有效加熱深度為350 m，而安83區塊結蠟深度普遍在500 m以內，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處配合常規熱洗。