某油田區塊油井井筒結蠟機理及蠟沉積規律研究

雷 強，王 巍，董金崗，田東海，楊曉東，梁昌晶

1.中國石油華北油田公司合作開發項目部，河北任丘062552

2.中國石油集團工程技術研究有限公司，天津300451

3.中國石油華北油田公司第三采油廠，河北河間062450

4.中國石油華北油田公司二連分公司，內蒙古錫林浩特026000

某油田區塊油氣藏屬于典型致密性油氣藏，按照Sachanen 對原油種類的分類該油氣藏原油屬于石蠟基原油，油藏埋深淺，原油物性差，地層壓力衰減嚴重，析蠟點與地層溫度基本一致；同時油井產量較低，大量油井采用間開間抽的方式控制動液面，導致原油在井筒內的停留時間較長，容易結蠟。通過起、下油管和抽油桿作業，發現井筒底部尤其是尾管和抽油泵處的蠟質較硬，清防蠟困難。因此，通過流變性測試、族組分分析、紅外光譜分析及溶蠟點測試，對原油和沉積物的性質進行分析，以揭示該區塊井筒結蠟嚴重的主要原因，并根據室內實驗結果建立動力學模型，分析不同因素對結蠟規律的影響[1-13]。

1 實驗部分

（1） 原油基本物性測試。對原油樣品的密度、凝點、含水率、凝固點進行測試，采用Antom Paar型流變儀測試不同剪切速率下的黏溫曲線，采用Agilent Technologies 7890 型氣相色譜儀測試原油的碳數。

（2） 沉積物基本性質測試。參照SY/T 7550—2012《原油中蠟、膠質、瀝青質含量的測定》，對原油和沉積物的組分進行測試，同時對甲苯不溶物含量進行測定。

（3） 沉積物紅外光譜測試。采用FTIR-650型傅里葉變換紅外光譜儀對沉積物分子結構的振動和轉動能級躍遷進行識別，分析具有的官能團，得到沉積物烴類組分。

（4） 沉積物溶蠟特性和碳數分布測試。采用XP-300C 型影像分析系統分析不同井深處沉積物的溶蠟特性，以觀察到全部蠟晶溶解到原油中的溫度為溶蠟溫度。采用Agilent Technologies 7890 型氣相色譜儀對沉積物的碳數進行測試。

（5） 管壁接觸角測定。采用KINO SL200KS型接觸角測試儀對原油與N80、J55、P110、M65四種常用的油套管鋼的接觸角進行測試。

2 結果與討論

2.1 原油物性

（1） 原油基本物性和流變性。該區塊內的油井原油均來自同一地層層位，原油物性基本相似，見表1，原油流變性分析見圖1。該區塊原油的溫度反常點為50.2 ℃，溫度高于反常點時，表現為牛頓流體特性；低于反常點時，表現為冪律非牛頓流體特性，具有一定的剪切稀釋性，黏度先緩慢增大而后快速增大，其主要原因是：原油在溫度反常點以下存在一個析蠟高峰區間，在此區間其會析出大量的蠟晶，從而降低原油的低溫流動性。

表1 原油的基本物性

（2） 原油的碳數分布。選取4 口典型油井（同22-15、同22-18、雁33-4、雁33-8） 的脫氣原油進行碳數測定，見圖2。碳數低于C16的原油一般為油質，高于C16的為蠟質，圖中C16以上的蠟質組分在原油中占一半以上，且C33～C38的微晶蠟分布較為集中，C16～C25和C31～C32的非晶蠟含量較少。對于微晶蠟和粗晶蠟等晶體蠟而言，隨著井筒舉升溫度的降低，蠟晶不斷析出，蠟晶將凝油、膠質和瀝青質等包裹形成三維網格結構，使原油的低溫流動性變差，且高碳分子重質組分含量越高，結蠟越嚴重。

圖1 原油流變性分析

圖2 典型油井原油碳數分布

2.2 沉積物性質

取同22-15 井不同位置的沉積物進行族組分測試，見表2。不同位置的沉積物組分基本接近，與含蠟原油相比，沉積物的蠟含量明顯增加，瀝青質含量略微增加，膠質含量明顯減小。蠟含量增加是由于沉積層老化，油流中的蠟分子不斷向沉積物中擴散，沉積物中的烴類分子反向擴散到油流中；瀝青質含量增加是由于瀝青分子中的長鏈烷烴可與蠟晶分子共晶析出，且油流中的瀝青含量大于沉積物中的含量，在濃度差的作用下，不斷向沉積物中擴散，此外，瀝青質的分子量較大，使沉積物的結構強度增大，從而抑制瀝青質的分子擴散，最終瀝青質含量的增加幅度較小。

表2 同22-15 井沉積物和原油的族組分分析（質量分數）

經測定，該區塊的甲苯不溶物即雜質平均含量為2.58%（質量分數），明顯高于其他區塊的平均值0.48%（質量分數）。對不溶物進行XRD 分析，主要物質為SiO2、CaCO3、Al2O3等，原油中黏土、碎屑等微小顆粒和機械雜質能夠與瀝青質等形成蠟晶核，促進蠟分子向晶核處聚集并生長，含有較高的機械雜質是該區塊結蠟嚴重的重要原因。

2.3 沉積物的紅外光譜分析

經檢測，不同位置、不同油井沉積物的紅外光譜（FTIR） 吸收峰值和峰位類似，在此主要分析官能團區和指紋區，見圖3。波數2 960 cm-1為甲基—CH3的反對稱伸縮振動吸收峰；波數2 930 cm-1和2 850 cm-1分別為飽和碳原子—CH2—的反對稱和對稱伸縮振動吸收峰；波數1 461 cm-1和1 384cm-1分別出現了—CH3和—CH2—面內變形振動峰，且兩處峰形皆無分裂，證明不存在異丙基、叔丁基；波數722 cm-1出現了—（CH2）n—的面外變形振動，證明存在4 個以上—CH2—組成的長碳鏈，且吸收強度較強；波數1 600 cm-1和1 500 cm-1附近未出現C=C骨架伸縮振動峰，同時波數3 050 cm-1附近未出現C—H 高頻伸縮振動峰，證明無芳烴及吸電基團的出現。因此，井筒沉積物中主要以長鏈直鏈烷烴為主，異構烷烴較少，不含環烷烴及芳烴化合物。此外，波數460 cm-1處為Si—O 的特征吸收峰，證明沉積物中含有黏土或砂土成分SiO2，與不溶物分析結果相符，原油中攜帶的機械雜質可以為蠟晶分子的析出提供穩定的附著點。

2.4 沉積物溶蠟特性和碳數分布

對比不同油井、不同位置處沉積物的溶蠟特性，見表3。結果表明，沉積物的溶蠟溫度范圍在56～88℃之間，均高于析蠟點。不同油井的溶蠟特性差異較大，主要是由井筒內溫度、壓力及氣油比的差異造成的，同一油井的溶蠟特性隨井深的增加逐漸增加，證明越靠近井底，雖然油溫較高，促使一部分蠟溶解在原油中，沉積速率較小，但分子間的濃度梯度較大，析出沉積物中高碳組分、長鏈烷烴比例增多，蠟樣致密，這給清防蠟作業造成一定的困難。

圖3 沉積物的紅外光譜圖（FTIR ）

表3 不同油井、不同位置處沉積物的溶蠟特性

對沉積物進行全組分分析是判定結蠟機理的重要依據，取同22-15 井不同位置處的沉積物進行碳數分布測定，見圖4，臨界碳數（CNN） 為C32，0～200 m 處沉積物中碳數大于CNN 的比例明顯小于抽油泵上100 m 處和尾管處，而0～200 m處沉積物中碳數小于CNN 的比例則大于抽油泵上100 m 處和尾管處，且越靠近井底，大于CNN 的比例越大。此時分子擴散和老化是引起蠟沉積的主要機理，大于臨界碳數的蠟分子向壁面擴散，小于臨界碳數的蠟分子向油流反向擴散，井筒結蠟存在縱向規律。此外，溶蠟特性分析也驗證了該縱向規律。

2.5 管壁液滴接觸角測試

在固- 液- 氣三相體系中，當原油液滴到達管壁處，界面張力在水平方向的合力為零[14-15]，滿足Young 公式：

式中：γSG為固- 氣界面張力，N/m；γSL為固- 液界面張力，N/m；γLG為液- 氣界面張力，N/m；θ為接觸角，（°）。

圖4 沉積物碳數分布

當θ 在0°～90°之間時，潤濕性好。對區塊內常用四種油套管鋼的原油液滴接觸角進行測試，N80、J55、P110、M65 的原油液滴接觸角分別為65°、72°、81°、112°，除M65 鋼外，其余鋼材表面均為強親油性，原油中析出的蠟可以在管壁表面附著，黏附功較大。

3 動力學分析

根據分子擴散和沉積老化對蠟沉積的影響，考慮油流沖刷速率和沖刷時間，結合室內試驗結果，建立如下井筒蠟沉積模型：

式中：dG/dt 為單位時間、單位面積管壁上沉積物質量，kg/（m2·s）；dGd/dt 為分子擴散的沉積物質量，kg/（m2·s）；dGs/dt 為沉積老化的沉積物質量，kg/（m2·s）；m 為原油中蠟的質量分數；fw為采出液含水率；v 為流體流速，m/s；a 為分子擴散中沉積物濃度修正系數的相關系數；b 為分子擴散中含水率修正系數的相關系數；c 為沉積老化中沉積物濃度修正系數的相關系數。

根據文獻[16]，分子擴散和沉積老化造成的沉積物質量為：

式中：Cd為剪切沉積修正系數，取1.25；Ch、Cs均為單位換算系數，Ch取0.826 757 8，Cs取35.314 67；ρ1為沉積物密度，kg/m3；qv為井筒內流體的流量，m3/s；ρ2為井筒內流體的密度，kg/m3；cp為定壓比熱容，kJ/（kg·℃）；μ 為流體黏度，根據黏溫曲線得到，mPa·s；λ 為井筒總傳熱系數，kW/（m2·℃）；d 為油管內徑，m；dθ/dl 為井筒縱向溫度，℃/m；θ為析蠟點，℃；l 為井筒的縱向長度，m；T 為油管內壁溫度，℃；γ 為原油剪切速率，s-1。

根據室內試驗結果，采用Origin 進行線性擬合，得到井筒蠟沉積模型為：

將上述公式代入Matlab 進行迭代計算，考察含水率和產液量對沉積速率的影響。在此以同22-15 井為例進行計算，該井下泵深度1 700 m，井口回壓1 MPa，氣油比100 m3/m3，產油量3.64 t/d，產水量0.447 m3/d，套管內徑124.3 mm，油管內徑73 mm，地面溫度20 ℃，地溫梯度2.01 ℃/100 m。

在不同含水率條件下，井筒的蠟沉積速率見圖5。隨著含水率的增加，沉積速率不斷下降，這是由于水的比熱容是原油的2 倍，增加水相含量可以降低流體在舉升過程中的溫降，且更易在管壁表面形成連續水膜，越過轉相點（50%）后沉積速率下降幅度更大，更易形成水包油乳狀液，這些均不利于蠟晶的析出，因此結蠟程度有所減輕。

圖5 不同含水率條件下的蠟沉積速率

不同流速條件下，井筒的蠟沉積速率見圖6。隨著流速的增大，沉積速率呈拋物線先增大后減小，在流速0.45 m/s 時出現最大值。這是由于一方面流速越大，蠟晶的分子擴散速度越大，沉積速率增加；另一方面管內徑隨著蠟沉積厚度的增加而不斷減小，在流量不變的條件下，流速增大，當剪切應力增大到足以破壞沉積物的三維網狀結構時，沉積物中含油量較高、含蠟量較少的物質會被沖刷掉。因此，低流速條件下以分子擴散機理為主，高流速條件下以剪切剝離機理為主。

圖6 不同流速條件下的蠟沉積速率

4 結論

（1） 造成該區塊油井井筒結蠟嚴重的原因是原油中C16以上的組分占一半以上，高碳分子重質組分含量較高；沉積物中以長鏈直鏈烷烴為主，異構烷烴較少，不含環烷烴及芳烴化合物；機械雜質含量較高，可為蠟晶分子的析出提供穩定的附著點。

（2） 越靠近井底，原油中大于臨界碳數的蠟分子比例越大，井底蠟樣致密，給清防蠟作業造成一定的困難。

（3） 對蠟沉積的動力學模型進行分析表明，隨含水率的增加，蠟沉積速率不斷減小，隨流速的增加，蠟沉積速率先增大后減小。