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    安83區(qū)塊井筒清防蠟技術(shù)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(yīng)用 2015年5期
    關(guān)鍵詞:清防防蠟結(jié)蠟

    楊靖,陳博,羅棟,惠芳,張通,錢雄濤,楊沾宏

    (中國石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠,陜西西安710200)

    安83區(qū)塊井筒清防蠟技術(shù)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(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠,陜西西安710200)

    安83區(qū)塊目前有結(jié)蠟井98口,井筒清防蠟以化學(xué)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(chǎng)外輸管線蠟堵嚴(yán)重,給生產(chǎn)管理造成一定的困難。本文通過分析井筒結(jié)蠟機(jī)理,開展清防蠟劑適應(yīng)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(qū)塊;結(jié)蠟機(jī)理;防蠟;熱洗;防蠟器

    安83區(qū)塊地處陜西省定邊縣黃灣鄉(xiāng)~武峁子鄉(xiāng),位于第六采油廠礦權(quán)范圍的中心位置。主力含油層系為長(zhǎng)71、長(zhǎng)72。安83區(qū)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(jié)蠟現(xiàn)象,結(jié)蠟厚度從1 mm~2 mm至3 mm~4 mm,嚴(yán)重的達(dá)到5 mm~6 mm。隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng),井筒情況不斷復(fù)雜,油井結(jié)蠟井?dāng)?shù)呈逐年上升趨勢(shì)。因結(jié)蠟嚴(yán)重導(dǎo)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(jié)蠟的機(jī)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(gòu)烷烴C35~C64稱之為硬蠟,還有一定量的環(huán)烷烴和芳烴。通過檢測(cè),安83區(qū)塊蠟樣中的石蠟碳數(shù)主要分布在C23~C37,占石蠟總質(zhì)量的88.39%,蠟質(zhì)以軟蠟為主。

    1.2結(jié)蠟機(jī)理

    油田在開發(fā)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(tài)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(dāng)壓力降低到一定程度時(shí),破壞了石蠟溶解在原油中的平衡條件,致使石蠟結(jié)晶析出;原油的溫度下降到蠟晶開始析出的溫度時(shí),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(jié)并粘附于油井設(shè)施的表面。結(jié)蠟過程可以分為:結(jié)晶生成、結(jié)晶長(zhǎng)大析出、結(jié)蠟層沉積三大過程。對(duì)任何一個(gè)環(huán)節(jié)進(jìn)行控制都可以防止結(jié)蠟對(duì)原油產(chǎn)量造成影響[1]。

    1.3影響因素

    通過對(duì)結(jié)蠟井的生產(chǎn)情況的長(zhǎng)期觀察及實(shí)驗(yàn)室研究,總結(jié)出幾點(diǎn)影響結(jié)蠟因素。

    (1)原油的性質(zhì)成分(包括石蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量)。安83區(qū)塊蠟垢中石蠟含量在81%,瀝青質(zhì)含量在2.6%,膠質(zhì)含量在1.3%。原油中所含輕質(zhì)餾分越多,則蠟的結(jié)晶溫度越低,保持溶解狀態(tài)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(chǎn)量等)。當(dāng)溫度保持在析臘溫度以上時(shí),蠟不會(huì)析出,而溫度降到析蠟溫度以下,開始析出蠟結(jié)晶,溫度越低析出的蠟越多[2]。

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

    表1 安83區(qū)塊蠟樣分析結(jié)果表

    1.4結(jié)蠟的危害

    1.4.1結(jié)蠟對(duì)產(chǎn)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(chǎn),嚴(yán)重時(shí)會(huì)把油井堵死,發(fā)生卡泵現(xiàn)象。深井泵結(jié)蠟易產(chǎn)生泵漏失,降低泵的充滿系數(shù),減少抽油井的產(chǎn)量。

    1.4.2結(jié)蠟對(duì)懸點(diǎn)載荷的影響抽油機(jī)井在生產(chǎn)過程中,如果油管內(nèi)結(jié)蠟嚴(yán)重,在結(jié)蠟井段的摩擦阻力增大。抽油桿柱內(nèi)所產(chǎn)生的循環(huán)應(yīng)力就將超過其許用最大應(yīng)力,經(jīng)過一定的應(yīng)力循環(huán)次數(shù)后,就會(huì)在應(yīng)力集中的地方產(chǎn)生疲勞裂源,從而引發(fā)抽油桿柱斷脫[3]。

    1.4.3結(jié)蠟對(duì)桿管偏磨的影響下面以油井結(jié)蠟對(duì)抽油桿柱所受的液體的摩擦力F影響的計(jì)算,來分析結(jié)蠟對(duì)桿管偏磨的影響。

    其中:μ-采出液粘度,Pa·s;l-抽油機(jī)長(zhǎng)度,m;ν-抽油桿運(yùn)動(dòng)速度,m/s;m-油管內(nèi)徑(Dt)抽機(jī)桿外徑(Dr)之比。

    當(dāng)桿、管結(jié)蠟時(shí),油管內(nèi)徑與抽油桿外徑比值減小,致使經(jīng)過結(jié)蠟點(diǎn)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(jié)蠟點(diǎn)處抽油桿柱所受到的液體摩擦力急劇增加,極易導(dǎo)致結(jié)蠟點(diǎn)上部的抽油桿柱產(chǎn)生彎曲,從而發(fā)生桿管偏磨。

    2 在用清防蠟技術(shù)效果分析

    目前本廠在用的抽油機(jī)井的清防蠟技術(shù)措施主要有五種方法:

    (1)機(jī)械清蠟技術(shù)(尼龍扶正塊刮蠟清蠟)。

    (2)熱力清防蠟技術(shù)(熱洗車熱洗清蠟)。

    (3)表面清防蠟技術(shù)(內(nèi)襯油管)。

    (4)強(qiáng)磁防蠟技術(shù)(井下磁防蠟器、變頻電磁清防蠟阻垢器)。

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

    2.1在用化學(xué)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(jié)蠟情況依舊嚴(yán)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(dá)到企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)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(qū))速率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

    表3 2015年1季度清防蠟劑溶蠟(安83區(qū))速率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表2月9日值

    2.1.2低沉沒度導(dǎo)致藥品無法充分作用安83區(qū)塊加藥井日均產(chǎn)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(dòng)液面1 737 m,大量稀釋藥劑附著于套管內(nèi)壁油管外壁上,藥品無法充分到達(dá)液面作用于原油中(見表4)。

    表4 安83區(qū)塊加藥井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表

    2.2新型化學(xué)清防蠟試驗(yàn)

    2014年7月在安83區(qū)塊選取結(jié)蠟嚴(yán)重的6口水平井開展新型微乳液水基清(防)蠟劑試驗(yàn),通過對(duì)比加藥前后電流、載荷,結(jié)蠟情況無明顯改善(見表5)。

    結(jié)論:試驗(yàn)新型微乳液水基清(防)蠟劑效果不明顯,且生產(chǎn)井氣油比高,傳統(tǒng)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(yàn)效果統(tǒng)計(jì)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(xiàn)場(chǎng)測(cè)得數(shù)據(jù)顯示效果明顯(見表6、圖1)。但從后期生產(chǎn)運(yùn)行實(shí)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(fā)現(xiàn)蒸汽熱洗有效加熱深度為350 m,而安83區(qū)塊結(jié)蠟深度普遍在500 m以內(nèi),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(dāng)溫度過高,易對(duì)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(guī)熱洗。

    表6 水平井熱洗效果統(tǒng)計(jì)表

    圖1 安83區(qū)塊油井熱洗分時(shí)間內(nèi)蠟卡作業(yè)井次

    2.4固體防蠟器

    新工藝:針對(duì)結(jié)蠟嚴(yán)重井,推廣應(yīng)用高效固體防蠟器7臺(tái),均在2013年年底下入。

    圖2 安83區(qū)塊固體防蠟器井蠟卡、掃線作業(yè)統(tǒng)計(jì)柱狀圖

    7口固體防蠟器井2014年不同程度存在蠟卡情況,固體防蠟器對(duì)井筒防蠟效果不明顯。目前固體防蠟器作用不明顯。建議引進(jìn)新型溶蠟藥劑繼續(xù)試驗(yàn)。拓寬新型防蠟工藝,繼續(xù)嘗試其他新工藝。

    3 結(jié)論

    (1)優(yōu)化油井加藥工藝。在強(qiáng)化井口加藥的同時(shí),(2)對(duì)結(jié)蠟嚴(yán)重井及時(shí)跟蹤電流和載荷變化,摸索水平井結(jié)蠟周期,合理安排熱洗周期,配套溫控短路熱洗裝置配合常規(guī)熱洗,每月制定熱洗計(jì)劃,適時(shí)安排油井熱洗。

    優(yōu)選清蠟劑,通過室內(nèi)原油組份、膠質(zhì)含量、蠟含量分析及溶蠟實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)、篩選適合該區(qū)塊水平井的高效清蠟劑,根據(jù)油井含水和液量?jī)?yōu)化單井加藥濃度,針對(duì)結(jié)蠟嚴(yán)重的水平井,開展新型清蠟劑試驗(yàn),制定適應(yīng)該區(qū)塊的清蠟劑型號(hào)和加藥工藝。

    (3)繼續(xù)推廣使用新工藝實(shí)驗(yàn),力圖優(yōu)選出最適合安83區(qū)特性的清防蠟的工具。

    [1]陳大均,陳馥,等.油氣田應(yīng)用化學(xué)[M]北京:石油工業(yè)出版社,2006:223-248.

    [2]武繼輝,孫軍,賀志剛.油井清、防蠟技術(shù)研究現(xiàn)狀[J].油氣田地面工程,2004,23(7):14.

    [3]薛世君.油井結(jié)蠟機(jī)理與清防蠟技術(shù)的配套應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工,2010,(20):106-108.

    10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.013

    TE358.2

    A

    1673-5285(2015)05-0058-04

    2015-03-02

    楊靖,女(1988-),助理工程師,2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè),現(xiàn)在長(zhǎng)慶油田第六采油廠從事采油工藝科研管理工作,郵箱:yj09_cq@petrochina.com.cn。

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