渤海J油田蠟堵分析及治理研究

＊王曼依

（中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300452）

1.J油田堵塞原因分析

(1)產出現狀分析

渤海J油田2D井區油井在生產過程中均反復出現井筒堵塞的問題，治理措施多基于“井筒結蠟”的認識基礎上制定[1]，常規的機械清蠟作業、熱洗、熱洗+鋼絲作業、隔熱油管、井筒電加熱等防蠟措施[2-4]初期效果較好，但有效期短。

現場所取稠油有機垢垢樣，用苯、氯仿、石油醚、酸、堿、鹽、生物酶、十二烷基磺酸鈉等任何藥劑均無法溶解，見圖1。

圖1 普通稠油有機垢分散劑溶解蠟垢樣品照片

結合渤海海域典型稠油油藏，依據SRAR法和稠油中芳烴含量（稠油芳烴含量＜40%，且CI＞0.9）可判定為易發生瀝青類重質垢沉淀的稠油油田[5]，見表1、表2。

表1 渤海海域典型稠油油藏稠油中芳烴含量統計表

表2 J油田蠟/膠質/瀝青質含蠟統計表

措施有效期短主要是對油品本身形成堵塞物的認識不清，所使用化學藥劑解堵或類似解堵措施未能從堵塞物組分的化學成分入手有針對性的解堵，導致本區塊油田堵塞物難以解除或解除不完全，導致措施有效期短[6-7]。

(2)堵塞原因分析

堵塞物樣品中瀝青質含量遠高于原油，堵塞物中的瀝青質組分和甲苯不溶物是堵塞物的主要成分。堵塞物樣品中的Fe、Na、K的含量遠高于原油，見表3、表4所示。

表3 J油田油泥組成分析表

表4 J油田原油族組分分析表

其中瀝青質含量達42.23%。全烴分析表明蠟堵的碳數在C30～C60，為微晶蠟，見圖2。

圖2 J油田全烴分析圖

元素分析和高分辨質譜分析結果表明，堵塞物中雜原子化合物和金屬元素有顯著的富集作用，見表5、表6及圖3所示。

表5 J油田元素組成分析成果表（1）

表6 J油田元素組成分析成果表（2）

圖3 J油田高分辨質譜分析

實驗結果表明：①堵塞物樣品中的Fe、Na、K的含量遠高于原油；②堵塞物樣品中瀝青質含量遠高于原油，堵塞物中的瀝青質組分和甲苯不溶物是堵塞物的主要成分，堵塞物中雜原子化合物和金屬元素有顯著的富集作用；③堵塞抽余物的主要組成元素仍為C、H、O、N、S，堵塞抽余物雜原子含量和類型較原油更高，更復雜。

結合試驗數據，分析J油田蠟堵原因為：原因一（垢難解除的主要原因）：由于原油瀝青質沉淀導致；特別是因為C、H、O、N、S以及Fe、Na、K等元素進入有機堵塞物結構中，使得分子結構復雜化，極性增強，特別是金屬元素起到明顯富集作用，使得膠質、瀝青質、油蠟網狀結構進一步得到強化，聚結成團；原因二（垢易形成的主要原因）：為瀝青、質膠質和微晶蠟復合堵塞，特別是此處的蠟堵是微晶蠟蠟堵，清防蠟比較困難。

2.新型稠油有機清蠟垢藥劑

(1)藥劑原理

極性的頭部基團可以與瀝青質產生相互作用，進而吸附在瀝青質表面。非極性的尾部基團形成穩定的空間結構層，阻礙瀝青質聚集沉積并增加分散劑在油中的溶解度。

主要作用原理為：

具有蠟溶解作用。對稠油重質組分蠟進行溶解，利用相似相溶原理，促進飽和烷烴的溶解（特別是C17～C35范圍）和高級烷烴溶解。

具有膠質分散、瀝青質剝離作用。其分子中含有可形成氫鍵的羥基、羧基或胺基。瀝青質分子、膠質分子間由其分子中含有的芳香稠環平面相互重疊堆砌成P-P堆積，加上雜環元素和金屬等元素進入堵塞物結構中，使得分子結構復雜化，極性增強，聚結成團形成高黏度高強度的網狀結構。利用溶劑及多種表活劑協同作用，主動進攻瀝青質分子平面堆砌，破壞膠質、瀝青質分子的高粘網狀結構，使稠油重質組分變松散，進一步分散膠質，剝離瀝青質。

具有特表潤濕反轉作用。多種特殊表活劑例如典型雙子表面活性劑具有獨特的分子結構，由中間連接基通過化學鍵將兩個或兩個以上的兩親基團連接一起而構成，在結構上同時擁有多個親油基和親水基，可使親油基覆蓋原來的親水表面達到潤濕性的改變；而在親油表面通過親油基吸附，使親水基向外覆蓋原表面使之潤濕反轉。

(2)藥劑體系

①配方及藥劑體系特點

配方：25%脂類溶蠟劑ZF+20%瀝青質剝離劑CF+30%膠質分散劑JF+10%快速滲透劑KT+5%非離子增溶劑FR+5%雙子超強潤濕分散劑SF+5%離子型轉換劑。

藥劑體系特點：可與柴油、原油任意比例互溶；可與水（包括海水）以任意比例分散，但水溶液中一般以微乳液形式存在；對膠質、瀝青質、石蠟有極強分散溶解性能；對原油有一定的降粘作用。

②表面張力

稠油有機垢分散體系具有顯著降低油水界面張力的能力，稠油有機清蠟垢藥劑體系界面張力范圍在0.12～1.15mN/m之間，并且稀釋6倍左右不影響界面張力降低效果。這和分散體系本身組分中具有多種起到自清潔作用的特種表活劑有關，這些表面活性劑的協同作用，使得體系返排性良好，見表7。

表7 新型稠油有機清蠟垢藥劑表面張力測定實驗表

③蠟垢溶解實驗

以J油田B1井現場作業時取到的蠟垢樣品作為實驗溶解對象，稱重1.05g，在45℃完全溶解時間為3245s（54.01min），平均溶解速率為0.019g/min，見表8。

表8 J油田B1井蠟垢溶解實驗測試表

小結：首次將微晶蠟的溶解、瀝青質的剝離、膠質的分散協同作用形成一套全新藥劑體系。

3.新型稠油有機清蠟垢藥劑應用

根據新型稠油有機清蠟垢藥劑評價實驗結果，優選濃度為30%的藥劑體系。根據B01井井身結構，取射開段處理半徑為0.5m，計算藥劑用量見表9所示。

新型稠油有機清蠟垢藥劑現場應用后平均清蠟周期由60天延長至330天，效果明顯。

4.結論

經分析J油田蠟堵成分主要是瀝青、質膠質和微晶蠟復合堵塞，微晶蠟使常規清蠟效果變差，且金屬元素的存在使得膠質、瀝青質、油蠟網狀結構進一步得到強化，聚結成團。

新型稠油有機清蠟垢藥劑可以將對微晶蠟的溶解、瀝青質的剝離、膠質的分散協同作用首次形成一套全新藥劑體系，適用于J油田的結蠟井的清蠟、解堵。