超低滲油田清防蠟技術(shù)的研究與應(yīng)用

白紅艷，廖永剛，高蕊蕻

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠（第二采油技術(shù)服務(wù)處），甘肅慶城745100）

專論與綜述

超低滲油田清防蠟技術(shù)的研究與應(yīng)用

白紅艷，廖永剛，高蕊蕻

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠（第二采油技術(shù)服務(wù)處），甘肅慶城745100）

華慶油田油井結(jié)蠟井比例高，油井受原油含蠟量高、析蠟溫度高、間歇性出油等因素影響，結(jié)蠟嚴(yán)重，同時受生產(chǎn)氣油比高、套管壓力大等因素影響，人工投加清蠟劑的方式，已無法滿足井筒清防蠟需要。本文從分析華慶油田油井結(jié)蠟機理、影響因素出發(fā)，探索研究適合華慶油田油井清防蠟的工藝技術(shù)。

清防蠟；工藝技術(shù)

在原油生產(chǎn)過程中，由于溫度壓力的降低以及輕烴逸出，溶解在原油中的蠟會以晶體形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵，以及其他采油設(shè)備上，甚至在油層部位都會形成蠟的沉積。油井結(jié)蠟是影響油井正常生產(chǎn)的突出問題之一，防蠟和清蠟是油井管理工作中的重要內(nèi)容。因此，合理的清防蠟工藝技術(shù)的配套尤為重要[1-3]。

1 華慶油田結(jié)蠟現(xiàn)狀及影響因素分析

1.1 華慶油田結(jié)蠟現(xiàn)狀

華慶油田共有結(jié)蠟井幾百口，占華慶油田開井?dāng)?shù)的75.8%，其中結(jié)蠟嚴(yán)重井兩百余口，2015年蠟卡故障百余井次，蠟卡故障頻次0.14井次/口·年，與其他油田相比，結(jié)蠟井比例高，結(jié)蠟情況更為嚴(yán)重[4-6]。

1.2 影響華慶油田油井結(jié)蠟的因素分析

華慶油田受原油含蠟量高（10.26%）、析蠟溫度高、生產(chǎn)氣油比大、間歇性出油等因素影響，結(jié)蠟嚴(yán)重，在不投加清蠟劑的情況下水平井結(jié)蠟周期在2個月左右，定向井結(jié)蠟周期在4個月左右。

1.2.1 原油含蠟量高原油含蠟量是指在常溫常壓條件下原油中石蠟所占的百分比，按照含蠟量進行原油分類時，常把含蠟量低于2.5%的原油稱為低蠟原油，含蠟量介于2.5%～10.0%的原油稱為含蠟原油，含蠟量高于10.0%的原油稱為高含蠟原油。原油中含蠟量越高，油井越容易結(jié)蠟。

1.2.2 蠟分子含碳數(shù)大，析蠟溫度高析蠟溫度又稱析蠟點，是指含蠟原油降溫過程中蠟晶開始析出的溫度。調(diào)查國內(nèi)外大量的實驗研究表明，油井蠟分子含碳數(shù)集中區(qū)域，就是原油的析蠟點出現(xiàn)的位置。油井蠟分子碳數(shù)峰值越高，析蠟溫度越高，結(jié)蠟越嚴(yán)重。一般來說碳數(shù)峰值高于20比較容易結(jié)蠟。碳數(shù)峰值在25以下，清防蠟比較容易；碳數(shù)峰值超過30，清防蠟比較困難。華慶油田油井蠟樣分析結(jié)果顯示，蠟樣的分子含碳數(shù)有兩個集中點，即C20和C48附近，大部分集中在C48附近，析蠟溫度高，井筒清防蠟困難（見圖1，圖2）。

1.2.3 原油脫氣嚴(yán)重國內(nèi)外大量實驗研究表明，壓力與溶解氣體有密切關(guān)系。當(dāng)壓力大于飽和壓力的條件時，壓力降低時原油不會脫氣，原油析蠟溫度隨壓力的降低而降低。當(dāng)壓力小于飽和壓力的條件時，由于壓力降低時原油中的氣體不斷分離出來，降低了原油對蠟晶的溶解能力，使原油析蠟溫度升高，原油溫度降到析蠟點以下，油井開始結(jié)蠟。在生產(chǎn)過程中，壓力不斷降低，氣體不斷逸出降低了原油的溫度和對蠟晶的溶解能力，氣體析出使油井中原油壓力降低，溶蠟?zāi)芰ο陆?，出現(xiàn)提前結(jié)蠟，油井結(jié)蠟段降低。

1.2.4 油井間歇性出油現(xiàn)象嚴(yán)重原油在油井中流速減小，增大了原油與油管內(nèi)壁接觸的時間，進一步降低了原油的溫度，使原油中的晶核長大成蠟晶，為油井結(jié)蠟提供了條件。華慶油田油井普遍存在間歇性出油現(xiàn)象，原油與油管內(nèi)壁接觸靜態(tài)時間相對較長，是導(dǎo)致油井結(jié)蠟嚴(yán)重因素之一。

1.2.5 注水開發(fā)導(dǎo)致地層總熱量減少，油井結(jié)蠟深度下移同一條件下的原油，溫度越低越容易結(jié)蠟。華慶油田采用注水開發(fā)的方式向油層注入大量的水，導(dǎo)致油層的總熱量減少，溫度下降，使原油中的相應(yīng)組分在油層中形成蠟的晶核提前，導(dǎo)致原油結(jié)蠟的過程相對提前，使油井的結(jié)蠟深度下移。

圖1 X-40蠟樣碳數(shù)分布圖

圖2 X-59蠟樣石蠟碳數(shù)分布圖

2 華慶油田清防蠟技術(shù)研究與實踐

2.1 清防蠟技術(shù)引進試驗

結(jié)合國內(nèi)外現(xiàn)用清防蠟技術(shù)調(diào)研，優(yōu)選6類8項清防蠟工藝技術(shù)開展現(xiàn)場對比試驗（見表1）。

2.1.1 化學(xué)清防蠟油溶性清蠟劑：2013年初開展清防蠟劑適應(yīng)性評價，至2013年底共有清蠟劑投加井幾百口，根據(jù)整體清防蠟效果來看，侏羅系投加井載荷穩(wěn)定，投加效果較好；清蠟劑投加對三疊系油井有一定效果，但部分井受氣體影響、套管壓力大等因素影響，藥品難以投加至環(huán)空液面位置，藥品利用率低，與侏羅系投加井相比，2013年蠟卡故障頻次高0.16井次/口·年，投加效果不理想。

2.1.2 熱力清防蠟技術(shù)自能熱洗：2013年至2015年，本單位共計自能熱洗幾百井次，熱洗后井均最大載荷下降1.43 kN，最小載荷上升0.52 kN，載荷差縮小1.95 kN，熱洗清防蠟效果較好。

2.1.3 強磁防蠟器

（1）QCMST-300型高效防蠟防垢增油裝置（永磁型）：截止目前，共試驗QCMST-300型高效防蠟防垢增油裝置5套（永磁型），其中4套用于清防蠟效果評價，1套用于防垢效果評價。

（2）電磁防蠟器：2013年6月，引進試驗電磁防蠟器2套，其中井組型1套，單井型1套，元305-67井配套后53 d即因蠟卡檢泵，井口以下0～450 mm結(jié)蠟堵實；慶平31井配套后181 d因蠟卡檢泵，其余4口井在2014年檢泵時起出均結(jié)蠟嚴(yán)重，未能達到有效抑制油井結(jié)蠟的目的。

2.1.4 HDPE內(nèi)襯油管清防蠟慶平41井，投產(chǎn)于2012年10月9日，正常生產(chǎn)情況下日產(chǎn)液6.94 m3，日產(chǎn)油3.26 t，含水44.1%，動液面1 500 m，2013年8月26日，全井更換HDPE內(nèi)襯油管，開展清防蠟試驗。

試驗前：采用油套環(huán)空投加清蠟劑（50 L/10 d）方式及自能熱洗方式，進行井筒清防蠟作業(yè)。

試驗后：停止投加清蠟劑，10月9日，因載荷上升，出現(xiàn)井卡現(xiàn)象，作業(yè)區(qū)自行安排活性水井筒熱洗1次，熱洗前后最大載荷由43.61 kN下降到41.23 kN，正常生產(chǎn)天數(shù)僅為43 d，清防蠟效果不佳。

表1 清防蠟工藝引進試驗統(tǒng)計表

表2 油井清防蠟技術(shù)效果及經(jīng)濟評價對比

2.1.5 微生物清防蠟2013年6月至2014年4月，全廠共計開展微生物清防蠟試驗12口，在進行井筒熱洗清蠟后，投加微生物清防蠟劑，截止試驗結(jié)束，試驗井平均連續(xù)正常生產(chǎn)197 d，白401-48井在配套60 d后檢泵發(fā)現(xiàn)井口以下0～500 m結(jié)蠟6 mm～3 mm，元297-57井生產(chǎn)86 d后檢泵起出發(fā)現(xiàn)井口下0～500 m結(jié)蠟4 mm～6 mm，清防蠟效果不理想。

2.1.6 清防蠟技術(shù)試驗對比優(yōu)選通過對8類清防蠟工藝技術(shù)的試驗，從試驗效果、適應(yīng)性、安全性、操作性對在用清防蠟技術(shù)進行綜合評價分析：（1）自能熱洗、活性水熱洗效果最佳，清蠟劑投加次之，可進行進一步的試驗優(yōu)化；（2）HDPE內(nèi)襯油管、強磁防蠟器、電磁防蠟器、微生物清防蠟效果最差，將停止試驗（見表2）。

2.2 清防蠟技術(shù)優(yōu)化攻關(guān)

在前期試驗評價的基礎(chǔ)上，研究人員決定針對清防蠟效果較好但在其他方面存在不足的2項工藝開展攻關(guān)試驗。（1）針對活性水熱洗費用較高、污染地層的問題展開攻關(guān)研究，（2）針對井下固體藥劑防蠟藥塊穩(wěn)定性較差，易導(dǎo)致泵故障的問題展開優(yōu)化調(diào)整。

2.2.1 活性水熱洗技術(shù)優(yōu)化

（1）參數(shù)優(yōu)化：針對前期活性水試驗中存在的洗井液用量大、周期長的問題，對井筒熱洗工藝參數(shù)的不斷探索完善。通過參數(shù)優(yōu)化，在保證熱洗效果基本不變的情況下，熱洗液用量減少60%，排液周期縮短2 d～4 d，費用降低2 700元，有效解決了活性水熱洗液用量大、排液周期長及費用高的問題。

（2）研制防倒灌回洗閥：針對活性水熱洗工藝熱洗液返排率低以及污染地層的不足問題，結(jié)合在水平井找堵水中摩擦塊扶正器應(yīng)用受到的啟發(fā)，通過努力實踐與探索，成功研制了防倒灌回洗閥（見圖3）。

結(jié)構(gòu)原理：安裝在抽油泵與花管之間，皮碗與套管采用過盈配合方式（自封式），熱（反）洗時，鋼球、皮碗將環(huán)空注入的液體封隔，通過上過液孔進入油管返回地面，有效防止熱洗液倒灌地層；正常生產(chǎn)時，工具下端的液體可以通過下過液孔、鋼球、上過液孔，進入油管和油套環(huán)空，不影響動液面測試。

2013年9月在元X-95等5口井開展防倒灌回洗閥試驗，通過試驗數(shù)據(jù)表明，配套熱洗液返排率達到94.0%，返排周期降低至1.4 d，試驗效果較好。

（3）形成活性水+防倒灌回洗閥熱洗技術(shù)：在前期熱洗參數(shù)優(yōu)化及防倒灌回洗閥試驗成功的基礎(chǔ)上，進一步擴大防倒灌回洗閥試驗規(guī)模，最終形成活性水熱洗+防倒灌回洗閥清防蠟技術(shù)，提升了熱洗效率，消除了熱洗液倒灌地層的風(fēng)險（見表3）。

2.2.2 改進井下固體藥劑防蠟技術(shù)針對第一代井下固體藥劑防蠟筒試驗中存在問題進行改進，形成第二代、第三代固體藥劑防蠟筒。

（1）優(yōu)化第二代固體藥劑防蠟筒：一是通過對各區(qū)塊蠟樣進行分析，優(yōu)化防蠟藥塊成分、提高藥品針對性。二是將固體藥劑防蠟筒改進為整筒式，出廠時即將藥塊按標(biāo)準(zhǔn)安裝在外管內(nèi)，消除現(xiàn)場投加操作的影響。

2013年3月-6月，開展第二代井下固體藥劑防蠟筒試驗21口，與第一代配套后前8個月內(nèi)故障情況對比，第二代防蠟筒故障頻次下降了0.17井次/口·年，藥塊溶解穩(wěn)定性得到了明顯提高，但仍有1口井因防蠟藥塊溶解過慢檢泵1井次，需進一步優(yōu)化改進（見表4）。

圖3 防倒灌回洗閥結(jié)構(gòu)簡圖

表3 防倒灌回洗閥試驗效果統(tǒng)計表

表4 第一代、二代防蠟筒故障情況對比表

（2）改進第三代井下固體藥劑防蠟筒：按照試驗優(yōu)化改進的思路，進一步優(yōu)化改進井下固體藥劑防蠟筒。一是優(yōu)化防蠟藥塊成分提高溶解速率，二是將防蠟筒儲藥管外徑由Φ73改為Φ89，三是在儲藥管內(nèi)增加一根內(nèi)襯導(dǎo)流篩管，將防蠟藥塊固定在儲藥管與導(dǎo)流篩管之間，在提高藥品溶解速率的同時，確保藥品溶解的穩(wěn)定性。

2013-2015年，開展第三代井下固體藥劑防蠟筒試驗并推廣136口，在用井123口，在用井目前載荷穩(wěn)定，最長正常生產(chǎn)天數(shù)達到588 d。配套第三代防蠟筒油井共計檢泵48井次，其中46井次為非防蠟筒原因檢泵，2井次為藥塊溶解過慢檢泵，需進一步優(yōu)化藥塊配方（見表5）。

2.3 形成華慶油田清防蠟技術(shù)體系

根據(jù)華慶油田油井產(chǎn)液量、結(jié)蠟程度及氣體影響情況將油井分為兩類井治理。水平井：滿足自能熱洗條件的優(yōu)先采用自能熱洗車進行周期性熱洗，對于不滿足自能熱洗條件的以“活性水熱洗+防倒灌回洗閥”清防蠟技術(shù)為主，下井下固體藥劑防蠟技術(shù)、油套環(huán)空投加清蠟劑為輔。定向井：滿足自能熱洗條件的優(yōu)先采用自能熱洗車進行周期性熱洗，對于不滿足自能熱洗條件的以井下固體藥劑防蠟技術(shù)為主，投加清蠟劑為輔（見表6）。

表5 第三代井下固體藥劑防蠟筒應(yīng)用情況統(tǒng)計表

表6 華慶油田清防蠟技術(shù)對策表

3 經(jīng)濟效益評價

（1）直接經(jīng)濟效益：直接經(jīng)濟效益（2013年至2015年）=（上一年年投入成本）-（當(dāng)年投入成本）=（1 355.6-1 232.4）萬元+（1 232.4-1 153.9）萬元+（1 153.9-1 040.2）萬元=315.4萬元，年平均節(jié)約費用105.1萬元。

（2）間接效益：提高了采油時率及抽油泵效，延長了油井檢泵周期，降低了檢泵作業(yè)時原油生產(chǎn)影響及清蠟帶來的環(huán)境污染風(fēng)險。

4 結(jié)論及認(rèn)識

4.1 結(jié)論

（1）自能熱洗技術(shù)：熱洗后井均最大載荷下降1.43 kN，最小載荷上升0.52 kN，載荷差減小1.95 kN，清防蠟效果較好，同時具有熱洗成本低的優(yōu)勢，對于滿足自能熱洗條件的油井，因優(yōu)先選擇該技術(shù)進行井筒清防蠟作業(yè)。

（2）活性水熱洗技術(shù)：熱洗液量充足，清防蠟徹底，應(yīng)用效果較好，同時通過參數(shù)優(yōu)化、防倒灌回洗閥研制配套等工作開展，熱洗液用量減少60%，排液周期縮短至1.3 d，洗液返排率達到93%以上，工藝的現(xiàn)場使用性得到了大幅提升，綜合考慮經(jīng)濟效益，該工藝可做為水平井的主要清防蠟措施。

（3）井下固體藥劑防蠟技術(shù)：具有藥品利用率高、配套成本低等優(yōu)勢，同時，經(jīng)過藥品優(yōu)化、投加工藝改進等措施，藥塊溶解穩(wěn)定性及效果得到大幅提升，可作為油井清防蠟的重要工藝進行推廣應(yīng)用。

（4）清蠟劑投加：對油井清防蠟有一定的效果，但受生產(chǎn)氣油比大、套管壓力高等因素影響，部分井藥品難以投加至環(huán)空液面位置，藥品利用率低，投加效果不理想，綜合考慮經(jīng)濟效益及可操作性，該工藝可在氣體影響較小的定向井上使用。

（5）HDPE內(nèi)襯油管、強磁防蠟器、電磁防蠟器、微生物清防蠟4項技術(shù)，不能滿足華慶油田油井清防蠟需求，應(yīng)用效果差，停止使用。

4.2 認(rèn)識

通過各種清防蠟技術(shù)的試驗與效果分析，逐漸形成了華慶油田油井清防蠟技術(shù)對策：

（1）水平井滿足自能熱洗條件的，優(yōu)先采用自能熱洗車進行周期性熱洗；對于不滿足自能熱洗條件的以活性水熱洗+防倒灌回洗閥清防蠟技術(shù)為主，井下固體藥劑防蠟技術(shù)、油套環(huán)空投加清蠟劑為輔。

（2）定向井滿足自能熱洗條件的，優(yōu)先采用自能熱洗車進行周期性熱洗；對于不滿足自能熱洗條件的以井下固體藥劑防蠟技術(shù)為主，投加清蠟劑為輔。

［1］王光朋.探討油田油井結(jié)蠟機理及清防蠟方法［J］.中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2014，34（11）：178.

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TE358.2

A

1673-5285（2016）12-0001-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.001

2016－10-26

白紅艷，2005年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)工作于長慶油田分公司第十采油廠采油工藝研究所，油氣田開發(fā)工程師。