塔河油田稠油井解堵抑堵劑研制

羅詠濤，李本高，秦 冰

(中國石化石油化工科學(xué)研究院，北京 100083)

塔河油田稠油井解堵抑堵劑研制

羅詠濤，李本高，秦 冰

(中國石化石油化工科學(xué)研究院，北京 100083)

塔河油田稠油井在摻稀開采過程中常常出現(xiàn)井筒堵塞的情況，嚴重影響正常生產(chǎn)。堵塞物的四組分分析結(jié)果表明，其主要成分為瀝青質(zhì)，所占質(zhì)量分數(shù)達57%?？疾炝瞬煌愋突衔飳Χ氯锏娜芙庑阅?，并考察了助劑的復(fù)配效果，研制了復(fù)合解堵抑堵劑RPDA-02，該劑對堵塞物的飽和溶解量達2.0 g/g，顯著優(yōu)于現(xiàn)場使用的對比劑。考察了RPDA-02的抑堵效果，結(jié)果表明，該劑對瀝青質(zhì)沉積的抑制時間超過60 天。研究了現(xiàn)場工況條件對該劑解堵抑堵性能的影響，結(jié)果表明，使用溫度變化對其性能影響很小。開發(fā)了摻稀連續(xù)加劑工藝，可較好地解決稠油井堵塞問題，并對采出液的后續(xù)處理無不利影響。

稠油 井筒 解堵劑 瀝青質(zhì)

塔河油田稠油黏度大、瀝青質(zhì)含量高、膠質(zhì)含量低[1-2]，目前采用摻稀降黏工藝進行開采。生產(chǎn)過程中，由于瀝青質(zhì)含量高、稀油中飽和烴/芳烴比例不匹配等原因，導(dǎo)致部分瀝青質(zhì)析出，沉積在油井壁上，造成油井堵塞，無法正常生產(chǎn)。

目前，用于稠油井解堵抑堵的化學(xué)劑有4種類型：①油溶型：主要包括二硫化碳、四氯化碳、苯、甲苯、二甲苯、混合芳烴、輕質(zhì)石油等。早期的清蠟解堵劑，一般都是兩種或多種溶劑的混合物，只含有機溶劑而不含其它物質(zhì)，這類清蠟解堵劑的作用機理是將沉積的蠟溶脹變成有一定黏度的松散物質(zhì)或?qū)⑵渫耆芙?，從而被油流沖走，達到清蠟解堵目的。②水溶型：水溶型解堵抑堵劑由水和多種表面活性劑組成，不僅具有清蠟解堵作用，而且具有防蠟抑堵作用。表面活性劑可使結(jié)蠟表面由親油經(jīng)潤濕反轉(zhuǎn)為親水表面，有利于蠟的脫落，并能阻止蠟的沉積和結(jié)晶長大。③乳液型：乳液型劑是將油溶型劑加入水和表面活性劑及穩(wěn)定劑后形成水包油乳狀液，這種乳狀液加入油井后，在井底溫度下進行破乳而釋放出對蠟具有良好溶解性能的有機溶劑和油溶性表面活性劑，從而起到解堵和抑堵的雙重效果。④固體型：主要由高分枝度的高壓聚乙烯、穩(wěn)定劑和EVA(乙烯-醋酸乙烯醋聚合物)組成，可以制成粒狀，或混溶后在模具中壓成一定形狀(如蜂窩煤塊狀)的防蠟塊，置于油井中一定溫度的區(qū)域或投入井底，在油井溫度下逐步溶解而釋放出藥劑并溶入油中。固體劑中的EVA具有與蠟結(jié)構(gòu)相似的(CH2CH2)n鏈節(jié)，又具有一定數(shù)量的極性基團，它溶于原油中，在冷卻時與原油中的蠟產(chǎn)生共晶作用，然后通過伸展在外的極性基團抑制蠟晶的生長，從而使油井的結(jié)蠟減少，達到防蠟的目的[3-4]。

由于塔河稠油井堵塞物的主要成分是瀝青質(zhì)，而現(xiàn)有的4類解堵抑堵劑主要針對蠟晶堵塞物，對瀝青質(zhì)析出物的解堵抑堵效果差，無法滿足塔河稠油井解堵抑堵的要求。因此，本課題根據(jù)塔河稠油井筒堵塞物主要為瀝青質(zhì)的特點，通過篩選對這類瀝青質(zhì)具有良好溶解性能的試劑，并與具有增溶效果的助溶劑和具有抑制瀝青質(zhì)析出效果的抑制劑復(fù)配，研制適合塔河稠油井筒的新型解堵抑堵劑，考察現(xiàn)場工況條件對該劑解堵抑堵性能的影響。

1 實 驗

1.1 試劑及油樣

甲苯、對二甲苯、鄰二甲苯、間二甲苯，均為分析純試劑。十二烷基苯磺酸、十二烷基苯酚，均為化學(xué)純試劑。汽油、煤油、柴油，均為工業(yè)品。堵塞物樣品采自塔河油田TH10316和TH10403油井。稀油采自塔河油田采油三廠(瀝青質(zhì)和膠質(zhì)的質(zhì)量分數(shù)分別為7.2%和37.0%)。

1.2 堵塞物溶解試驗

1.2.1 堵塞物溶解率 稱取10 g堵塞物、10 g溶解試劑加入到250 mL錐形瓶中，在轉(zhuǎn)速300 r/min的電磁攪拌下，升溫至50 ℃并恒溫攪拌6 h，然后用濾紙對錐形瓶中混合物進行過濾，稱量濾渣質(zhì)量w1(g)。按下式計算溶解率：

溶解率=(10-w1)/10×100%

1.2.2 堵塞物飽和溶解量 稱取20 g堵塞物、50 g稀油加入到250 mL錐形瓶中，在轉(zhuǎn)速300 r/min的電磁攪拌下，升溫至50 ℃，加入一定量解堵劑，并恒溫攪拌6 h，然后將錐形瓶中上層液體倒出，稱量底層殘留固體質(zhì)量w1(g)。按下式計算溶解率：

溶解率=(20-w1)/20×100%

將上層液體重新倒回錐形瓶中，并補充一定量解堵劑，恒溫攪拌6 h，再次計算溶解率。如此逐步添加解堵劑，直到堵塞物溶解率不再增加，此時殘留固體質(zhì)量為w2(g)。當溶解率達到最大時的解堵劑總加入量記為wt(g)。

堵塞物飽和溶解量按下式計算：

堵塞物飽和溶解量=(20-w2)/wt

1.3 瀝青質(zhì)沉積抑制試驗

稱取10 g堵塞物、50 g稀油、10 g溶解試劑加入到250 mL錐形瓶中，在轉(zhuǎn)速300 r/min電磁攪拌下，升溫至50 ℃并恒溫攪拌6 h，然后用濾紙對錐形瓶中混合物進行過濾，棄去濾渣，將濾液倒入250 mL錐形瓶中，放入烘箱中50 ℃恒溫靜置，每天觀察瓶底是否出現(xiàn)沉淀。

2 結(jié)果與討論

2.1 堵塞物組成及物性分析

為了研究塔河稠油井堵塞物的形成機理，對TH10316井堵塞物的組成及基本物性進行了分析，結(jié)果見表1。從表1可看出：TH10316井堵塞物的主要成分為瀝青質(zhì)，質(zhì)量分數(shù)高達57.04%；膠質(zhì)、飽和分和芳香分質(zhì)量分數(shù)分別僅為3.93%，18.94%，17.32%。堵塞物的這種組成說明，瀝青質(zhì)聚集形成的超分子為固形物，極易從稠油中析出，從而造成井筒堵塞。圖1為TH10316井堵塞物的照片。

對TH10316井堵塞物中其它成分進行分析，結(jié)果表明，甲苯不溶物和灰分質(zhì)量分數(shù)分別高達19.2%和15.4%，說明堵塞物中含有較多的無機物和強極性有機物，無機顆粒極易誘導(dǎo)瀝青質(zhì)析出，強極性有機物具有較強的黏附能力，極易附著于井筒和油管壁上，導(dǎo)致油井頻繁發(fā)生堵塞。

表1 TH10316井堵塞物的組成及性質(zhì)

圖1 TH10316井堵塞物的照片

對TH10316井堵塞物的餾程進行了分析，結(jié)果見圖2。從圖2可知，堵塞物中僅有18%的可餾出物，說明堵塞物的主要成分是重質(zhì)有機組分和無機固體。

圖2 TH10316井堵塞物的餾程分析結(jié)果

2.2 稠油井解堵抑堵劑的研制

2.2.1 堵塞物在不同介質(zhì)中的溶解性能 對瀝青質(zhì)沉積物溶解性能較好的試劑主要有餾分油、芳烴及其它有機溶劑，為了確定溶解性能最好的試劑，考察了TH10316井筒堵塞物在不同溶解介質(zhì)中的溶解性能，結(jié)果見表2。由表2可知：塔河稀油對堵塞物沒有溶解作用；汽油、煤油和柴油等常用溶劑對堵塞物雖然有一定的溶解效果，但溶解率較低，最高僅為63.9%；二甲苯對堵塞物的溶解性能較好，溶解率達到77.0%～82.0%；解堵劑RPDA-01對堵塞物的溶解性能最好，溶解率高達90.5%，對經(jīng)RPDA-01處理的未溶解殘留物進行分析，主要為無機固體，基本沒有有機物。RPDA-01主要包括一些中強極性化合物，分子結(jié)構(gòu)中含有與瀝青質(zhì)分子親和性較強的基團，因此對主要由瀝青質(zhì)組成的堵塞物具有較好的溶解效果。

表2 TH10316井堵塞物在介質(zhì)中的溶解性能

2.2.2 解堵劑RPDA-01對堵塞物的溶解性能 解堵劑RPDA-01對TH10316井筒堵塞物的飽和溶解量(不加稀油)見圖3。由圖3可知，解堵劑加入量為10 g(即解堵劑RPDA-01與堵塞物質(zhì)量比為0.5)時，堵塞物溶解率達88.5%，繼續(xù)增加解堵劑的使用量，堵塞物基本不再溶解。因此，RPDA-01對TH10316井筒堵塞物的飽和溶解量為1.8 g/g。溶解率不能達到100%的主要原因是堵塞物中含有不溶于有機物的無機顆粒物。

試驗中進一步考察了RPDA-01對不含無機固體的TH10403堵塞物的溶解情況。結(jié)果表明，在TH10403堵塞物與RPDA-01質(zhì)量比為2.0時，堵塞物溶解率達到了100%，說明RPDA-01對不含無機組分的堵塞物具有完全溶解效果。

圖3 解堵劑RPDA-01對TH10316井堵塞物的溶解性能

2.2.3 摻入解堵劑RPDA-01的稀油對堵塞物的溶解性能 塔河稀油中添加解堵劑RPDA-01后對TH10316井堵塞物的溶解性能見圖4。由圖4可知，解堵劑加入量為10 g(即堵塞物與RPDA-01質(zhì)量比為2.0)時，溶解率達86.5%，繼續(xù)添加解堵劑，溶解率不再增加，堵塞物中有機組分已完全溶解，表明RPDA-01摻入稀油中使用時對堵塞物的溶解效果與純劑相當，飽和溶解量達到1.7 g/g。

圖4 摻入解堵劑RPDA-01的稀油對TH10316井堵塞物的溶解性能

2.2.4 助溶劑的增溶效果 幾種不同類型的助溶劑對RPDA-01解堵劑的增溶效果見表3。由表3可知，在RPDA-01中添加質(zhì)量分數(shù)為10%的聚合物A后，對TH10316堵塞物的飽和溶解量從1.8 g/g提高到2.0 g/g，提高幅度達11%，繼續(xù)增加聚合物A的比例，堵塞物溶解量不再增加。由于塔河稠油瀝青質(zhì)分子結(jié)構(gòu)較為特殊，與常規(guī)原油瀝青質(zhì)分子相比極性更強、縮合度更高，烷基芳基磺酸等常用瀝青質(zhì)分散劑對堵塞物的增溶性能并不理想，而聚合物A分子中含有選擇性更強的極性基團，對塔河瀝青質(zhì)具有較好的分散作用，增溶效果顯著。

在RPDA-01中添加質(zhì)量分數(shù)為10%的聚合物A配制成復(fù)合解堵抑堵劑，編號為RPDA-02。

表3 助溶劑的增溶效果

2.2.5 復(fù)合劑RPDA-02的抑堵性能 塔河稠油井筒堵塞問題反復(fù)發(fā)生，存在周期性，這是由于在生產(chǎn)過程中瀝青質(zhì)不斷析出并不斷吸附在井壁上，隨時間延長，吸附量越來越多，當吸附量達到一定程度時，就發(fā)生堵塞。為了避免井筒頻繁發(fā)生堵塞，解堵劑不僅要具有良好的溶解瀝青質(zhì)作用，而且要具有優(yōu)異的抑制瀝青質(zhì)析出作用。

復(fù)合劑RPDA-02對抑制瀝青質(zhì)析出作用的試驗結(jié)果見圖5。由圖5可知，復(fù)合劑RPDA-02對瀝青質(zhì)析出具有顯著的抑制作用，抑制沉積時間超過60天，而在相同條件下使用甲苯作為堵塞物溶解劑，雖然可以暫時使堵塞物溶解，但在靜置過程中瀝青質(zhì)重新析出，溶解率下降。這是由于復(fù)合劑RPDA-02中所含聚合物分子具有與膠質(zhì)相似的性質(zhì)，能夠吸附在瀝青質(zhì)顆粒表面，阻止其相互聚集，從而抑制瀝青質(zhì)析出，甲苯等常規(guī)溶劑雖然可以溶解、分散瀝青質(zhì)，使瀝青質(zhì)顆粒變小，但在長期靜置過程中無法阻止瀝青質(zhì)顆粒發(fā)生聚集、沉降。

圖5 復(fù)合劑RPDA-02的抑堵性能◆—RPDA-02； ■—甲苯

2.2.6 RPDA-02與現(xiàn)場解堵抑堵劑的性能對比RPDA-02與現(xiàn)場提供的幾種解堵劑樣品對堵塞物的溶解性能對比結(jié)果見表4。由表4可知，4種現(xiàn)場對比劑對堵塞物的飽和溶解量均低于1.0 g/g，而RPDA-02則高達2.0 g/g，其解堵性能顯著優(yōu)于對比劑。

表4 RPDA-02與對比劑對堵塞物的溶解性能

2.3 稠油井解堵抑堵劑應(yīng)用工藝研究

目前，塔河采油三廠出現(xiàn)膠質(zhì)瀝青質(zhì)堵塞的油井有13口，嚴重影響油井生產(chǎn)甚至導(dǎo)致曾經(jīng)停產(chǎn)的有9口，造成油井停產(chǎn)591天，產(chǎn)量減少16 kt，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)堵塞井筒的問題日益突出。

針對膠質(zhì)、瀝青質(zhì)析出堵塞井筒的情況，目前塔河采油三廠采用常規(guī)解堵劑周期性加藥洗井方式進行處理，但仍存在以下問題：①解堵效果最好的藥劑中有機氯含量超標，不符合油田助劑規(guī)范要求；②周期加藥洗井作業(yè)的運行成本高，而且需要關(guān)井作業(yè)，對油井產(chǎn)量影響較大；③油井中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的析出速率不規(guī)律，周期加藥洗井難以準確把握洗井間隔時間，一旦油井中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)析出速率加快，堵塞程度加重，加藥洗井的方式難以解決問題，最終需進行修井處理，造成更大的損失。

為了解決周期加藥存在的問題，開發(fā)了RPDA-02復(fù)合劑連續(xù)加劑工藝，考察使用溫度、加劑量、加劑方式等工藝條件的影響。

2.3.1 使用溫度對解堵抑堵劑性能的影響 采用連續(xù)加劑工藝，需要將解堵抑堵劑摻入稀油中，隨稀油進入井下，并逐漸向井口流出。由于井下溫度高達80～100 ℃，而井口溫度僅40～50 ℃，因此，考察溫度對解堵抑堵劑性能的影響十分必要。

不同溫度下，RPDA-02復(fù)合劑對TH10316堵塞物的飽和溶解量見圖6。由圖6可知，隨溫度升高，RPDA-02復(fù)合劑對堵塞物的溶解性能略有增加，在溫度為40～60 ℃時，飽和溶解量為2.0 g/g，而溫度升至90～100 ℃時，飽和溶解量為2.2 g/g，增加了約10%。這是由于在較高溫度下，解堵劑的溶劑效應(yīng)增強，因而具有更好的堵塞物溶解效果。

圖6 不同溫度下RPDA-02的溶解性能

2.3.2 摻稀工藝對解堵抑堵劑性能的影響 在現(xiàn)有摻稀開采工藝條件下，瀝青質(zhì)析出速率緩慢，析出物在采出液中的質(zhì)量分數(shù)通常低于1%。在塔河混合原油中含有質(zhì)量分數(shù)為1%的TH10316堵塞物時，RPDA-02對堵塞物的溶解效果見圖7。由圖7可知，當RPDA-02質(zhì)量分數(shù)為0.6%時，堵塞物才完全溶解，計算得飽和溶解量約1.5 g/g。這是由于在混合油中，解堵劑質(zhì)量分數(shù)較低時，堵塞物對RPDA-02的吸附速率低，在同樣的溶解時間內(nèi)，難以使堵塞物完全溶解；另一方面，混合油中自身所含瀝青質(zhì)也將吸附一部分解堵劑，造成解堵劑有效濃度下降，使其解堵性能降低。

圖7 低濃度RPDA-02對堵塞物的溶解效果

2.3.3 加劑后續(xù)處理工藝 由于塔河油田采出液中水含量較高，在集輸站進行油水分離后才能外輸，要求采油過程中添加的化學(xué)劑不影響油水分離效果。通過試驗考察了相同條件下不同RPDA-02加劑量時的破乳分水情況，結(jié)果見圖8。試驗條件： 原油體積90 mL，水體積10 mL，破乳劑質(zhì)量濃度80 mg/L，破乳溫度80 ℃。由圖8可知，在混合油中添加RPDA-02時對破乳分水效果無明顯影響，即使在加劑質(zhì)量分數(shù)達20%時，每個時間段的分水量與空白樣品相當。由于解堵劑的主要成分均為油溶性物質(zhì)，不含表面活性物質(zhì)，因此對油水分離無不利影響。另外，RPDA-02中不含有機氯化物、金屬元素，對原油的下游加工煉制過程也不會造成不利影響。因此，使用RPDA-02不影響原油的正常采輸及煉制，不需要特殊的后續(xù)處理工藝。

圖8 解堵劑RPDA-02對破乳的影響加劑量(w)，%： ◆—0； ■—5%； ▲—10%；； ●—20%

3 結(jié) 論

(1) 塔河稠油井筒堵塞物的主要成分為瀝青質(zhì)，質(zhì)量分數(shù)約為57%，并含有少量無機固形物。

(2) RPDA-02對塔河稠油井筒堵塞物具有優(yōu)異的溶解效果和抑制效果，對堵塞物中瀝青質(zhì)等有機物的溶解率達到100%，飽和溶解量達到2.0 g/g；具有抑制瀝青質(zhì)析出的作用，抑制沉積時間大于60 天，其解堵抑堵效果顯著優(yōu)于現(xiàn)場解堵劑。

(3) RPDA-02的適用溫度范圍寬，在實際工況溫度范圍內(nèi)溫度變化對RPDA-02的解堵抑堵性能影響很小。

(4) RPDA-02對采出稠油的后續(xù)處理無不利影響，摻稀連續(xù)加劑工藝適合塔河稠油的現(xiàn)場開采過程。

[1] 黃娟，李本高，秦冰，等.塔河稠油催化降黏機理研究[J].石油煉制與化工，2014，45(5)：21-24

[2] 黃娟，任坡，李本高，等.塔河稠油地面催化改質(zhì)降黏中試研究[J].石油煉制與化工，2014，45(9)：20-23

[3] 李克華.油井清蠟劑的類型及發(fā)展[J].鉆采工藝，1991，14(3)：65-67

[4] 鄒德健.水溶性和油溶性清防蠟劑研制與應(yīng)用[D].大慶：大慶石油學(xué)院，2003

DEVELOPMENT OF BLOCKAGE REMOVING AND INHIBITING AGENT FOR TAHE HEAVY OIL WELLS

Luo Yongtao， Li Bengao， Qin Bing

(SINOPECResearchInstituteofPetroleumProcessing，Beijing100083)

Heavy oil well blockage occurs frequently in dilution exploration process in Tahe oilfield， which influences the production seriously. The SARA analysis of the blockage indicates that about 57% of it is asphaltene. This work investigates， based on the analysis， the solubility properties of the plug in different mediums and develops a new composite blockage removing and inhibiting agent RPDA-02. Its saturation solubility for the blockage is up to 2.0 g/g， much higher than the reference agents. The blockage inhibition performance of RPDA-02 shows that the inhibition time for asphaltene deposition is more than 60 days. The field test shows that temperature changes have little impact on the performance of RPDA-02. A continuous agent injection process is developed based on the conditions of the oilfield， which can well solve the problem of blocking and has no undesired effect on the subsequent processing of produced liquid.

heavy oil； wellbore； blockage remover； asphaltene

2014-07-16； 修改稿收到日期： 2014-10-25。

羅詠濤，碩士，高級工程師，從事油田化學(xué)品研究工作。

羅詠濤，E-mail：luoyt.ripp@sinopec.com。

中國石油化工股份有限公司合同項目(212099)。