伏龍泉氣田結蠟機理及清防蠟劑研究

李坤豫，廖奉武，胡友林，何宏，何芬

(1.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

伏龍泉氣田的氣藏類型為凝析氣藏，該區塊生產井具有夏季不結蠟而冬季結蠟的特點。國內外現場處理氣井結蠟問題時沿用油井清防蠟技術[1-4]，但油井清防蠟技術在氣井清防蠟應用中存在一定局限性[5-8]。本文探討了伏龍泉氣田結蠟機理，在此基礎上通過室內實驗優選出復合有機溶劑、蠟晶改性劑和分散劑，并構建了一種適用于伏龍泉氣田的化學清防蠟劑配方。該清防蠟劑能有效解決伏龍泉氣田在冬季生產過程中結蠟嚴重問題，易溶于伏龍泉氣田高黏度凝析油，且在低溫下具有良好的流動性以便于在冬季儲存和泵入。

1 伏龍泉氣田蠟樣碳數分布的分析

使用Agilent HP6890N氣相色譜儀(US10615058)、積分儀等儀器分析了伏龍泉氣田伏12-23井蠟樣碳數分布，分析結果見圖1。

圖1 蠟樣色譜分析圖Fig.1 Wax sample chromatographic analysis

由圖1可知，伏12-23井蠟樣的碳數主要集中在C14～C21，屬于輕質蠟，黏度和硬度較小，與油井中沉積的蠟有本質區別。

2 伏龍泉氣井結蠟機理分析

影響伏龍泉氣井結蠟的因素主要有以下5個方面：①伏龍泉氣田開采過程中，甲烷氣體從凝析油中逸出，石蠟所在油相體積減小，導致析蠟點升高、伏龍泉氣田冬季生產過程中結蠟現象嚴重；②伏龍泉氣田主要利用氣藏氣體膨脹自噴生產，氣壓隨氣體膨脹而下降，壓降導致系統溫度降低至伏龍泉氣田凝析油的析蠟點以下；③伏龍泉氣田部分高產井的凝析氣、凝析油產量高，石蠟沉積速度隨井中凝析油增多而加快，因此結蠟問題嚴重；④伏龍泉氣田目前整體進入衰竭開發期，氣井壓力低，油氣混合物流入近井筒時，發生的壓降導致地層冷卻，井底溫度降低至伏龍泉凝析油的析蠟點以下，石蠟發生沉積；⑤伏龍泉生產井生產過程中為了有效抑制氣體水合物的形成，需注入甲醇抑制劑，甲醇在抑制水合物形成的同時加速了石蠟的沉積。

3 清防蠟劑優選

3.1 復合有機溶劑的優選

原油含水量高低對于清蠟劑類型和配比具有重要影響，通過離心實驗對凝析油含水量進行了分析，伏龍泉氣田凝析油含水量較低，針對伏龍泉氣田凝析油含水量低的特點，本文采用油基型清防蠟劑。

3.1.1 單劑優選 選取煤油、二甲苯、0#柴油、石油醚(60～90 ℃)、環己烷、正庚烷、苯乙烯、5#白油8種試劑作為清蠟劑，參照中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T 6300—2009《采油用清、防蠟劑技術條件》對清蠟效果評價，考慮到低溫會影響藥劑泵入，確定了8種藥品的凝點，各單劑溶蠟速率和凝點，結果見表1。

表1 單劑溶蠟速率和凝點Table 1 Single agent wax rate and pour point

由表1可知，綜合考慮溶蠟速率和凝點，結合伏龍泉氣田冬季低溫的特殊氣候條件，選用了正庚烷、石油醚、煤油這3種清蠟效果較好、凝點較低的溶劑進行復配。

3.1.2 復合有機溶劑清蠟效果評價 將正庚烷、石油醚、煤油3種單劑與固定質量石蠟進行溶蠟實驗，記錄不同加量時的溶蠟速率，確定三者的考察范圍分別為：正庚烷4～7.5 g、石油醚7～10.5 g、煤油6～48 g。將加入正庚烷、石油醚、煤油質量作為因素，置于 U8*(53) 均勻設計表中，將三者按設計的質量復配，測得其溶蠟速率，結果見表2。

表2 優選方案及結果Table 2 Optimization scheme and result

對優選組合及對應的溶蠟速率(y)，進行回歸分析，回歸方程如下式：

y=-0.004 8+0.008 4x1+0.003 7x2-0.000 1x3

根據回歸分析結果可知，對溶蠟速率影響由大到小的順序為：正庚烷、石油醚、煤油。在參考范圍內，最優方案為：x1=7.5、x2=10.5、x3=6，代入回歸方程，算得y=0.096。即理論上認為，正庚烷、石油醚、煤油質量比為5∶7∶4時，清蠟速率為0.096 g/min。經實驗驗證，復合有機溶劑中正庚烷∶石油醚∶煤油質量比為5∶7∶4時，其溶蠟速率為0.091 g/min，清蠟效果最優。

3.2 蠟晶改性劑優選

蠟晶改性劑PI40是一種油溶性高分子有機聚合物，其主鏈和支鏈上均含有可與蠟分子共晶的非極性部分和使蠟晶晶型產生扭曲的極性部分[9]，能改變油相中蠟晶形態和空間網狀結構，抑制蠟沉積，PI40的分子鏈較長，可形成遍及整個油相的網絡結構，使已形成的晶核處于分散狀態，不能相互聚集。測得不同濃度蠟晶改性劑PI40的防蠟率，結果見表3。

表3 蠟晶改性劑防蠟率Table 3 Wax crystal modifier wax resistance

由表3可知，蠟晶改性劑加量由3%增至8%的過程中，防蠟率由39.86%增至57.46%，其中加量至6%后，防蠟率增加趨勢不明顯，因此PI40的濃度主要選用4%，5%，6%三個濃度評價其防蠟率。

3.3 分散劑優選

分散劑是具有酚基的聚合物，其主鏈可吸附在蠟晶和管道表面上。分散劑萘的親水性酚基團可使表面水潤濕[10]，從而使蠟晶生長趨勢和吸附到管道表面的趨勢最小化。與此同時，還具有明顯的降黏性，改變管內流體的流動性，使蠟晶在未沉降時被攜帶走。測定不同濃度下分散劑萘的防蠟率和降黏率，結果見表4。

表4 分散劑防蠟率及降黏率Table 4 Dispersant wax resistance andviscosity reduction rate

由表4可知，分散劑加量由5%增加至10%的過程中，防蠟率由25.37%增大至44.73%，加量至13%之后，防蠟率增大趨勢不明顯，降黏率由19.24%呈線性增加至39.53%。參考防蠟率和降黏率，選擇7%，8%，9%三個濃度評價其防蠟率。

3.4 清防蠟劑配方確定

以復合有機溶劑質量、蠟晶改性劑濃度、分散劑濃度作為水平因素，防蠟率作為評定指標，制作L9(33)正交表，因素水平見表5，實驗結果見表6。

表5 因素水平表Table 5 Factor and level table

表6 正交實驗結果Table 6 Orthogonal experimental results

由表6可知，各因素對清防蠟劑防蠟率的影響的主次順序依次為：復合有機溶劑>蠟晶改性劑>分散劑。最終確定的清防蠟劑最佳配比為A3B3C2，即復合有機溶劑∶蠟晶改性劑∶分散劑=15∶6∶8。

3.5 清防蠟劑性能評價

參照中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T 6300—2009《采油用清、防蠟劑技術條件》對清防蠟效果評價，結果見表7。

表7 清防蠟劑評價結果Table 7 Clear paraffin inhibitor evaluation results

由表7可知，清防蠟劑溶蠟速率為0.098 g/min、防蠟率為57.98%、降黏率為35.65%、凝點為-37 ℃，各項指標均優于中華人民共和國石油天然氣行業標準，同時該清防蠟劑不含有機氯、二硫化碳。研究結果表明該清防蠟劑清防蠟效果較好，低溫流動性良好，能有效解決伏龍泉氣田在冬季生產過程中結蠟嚴重問題。

4 結論

(1)伏龍泉氣田結蠟機理是開采過程中天然氣從油相逸出所導致的凝析油析蠟點升高，自噴生產造成的壓降導致體系溫度下降，衰竭開發期開采導致地層溫度降低和甲醇抑制劑促使的石蠟沉積。

(2)有機溶劑之間相互作用，可以促進或者干擾溶蠟速率，伏龍泉氣田對清防蠟劑除了有溶蠟效果良好的要求外，還需要其可以在低溫下泵入。將3種清蠟效果好的低凝點有機溶劑復配，質量比為正庚烷∶石油醚∶煤油=5∶7∶4時，復合有機溶劑溶蠟速率最大，為0.091 g/min。

(3)針對伏龍泉氣田的清防蠟劑配方是復合有機溶劑∶蠟晶改性劑∶分散劑=15∶6∶8。該清防蠟劑溶蠟速率為0.098 g/min，防蠟率為57.98%，降黏率為35.65%。凝點-37 ℃，低溫流動性良好，能有效解決伏龍泉氣田冬季結蠟問題。