油井堵塞物成分及析出位置
——以哈6區(qū)塊為例

陳德飛, 孟祥娟, 白曉飛, 曹建洪, 劉 舉, 盧培華

(中國石油塔里木油田分公司 油氣工程研究院， 新疆 庫爾勒 841000)

原油是由各種組分的烴所組成的混合溶液，通常含有一定量的高碳烴(C15+)物質(zhì)，在油藏高溫高壓時(shí)主要以溶解態(tài)存在于原油中[1,2]。隨著原油由井底向井筒的流出，溫度和壓力場(chǎng)處于不斷變化的過程，原油的組分也將發(fā)生變化；當(dāng)井筒的溫度低于重組分有機(jī)物的析出點(diǎn)時(shí)將在井筒內(nèi)沉積形成堵塞物，導(dǎo)致油井難以正常生產(chǎn)甚至關(guān)井，嚴(yán)重影響油井產(chǎn)能[3-5]。國內(nèi)外學(xué)者通過大量研究證明油井內(nèi)的沉積堵塞物主要成分為蠟質(zhì)、瀝青質(zhì)或兩者的混合體；在堵塞物沉積的機(jī)理方面，普遍認(rèn)為主要受擴(kuò)散、沉降等多種因素的影響[6-9]。哈拉哈塘油田縫洞型碳酸鹽巖油藏作為哈拉哈塘油田的主力油藏，受井筒沉積堵塞物的影響較為嚴(yán)重，為此筆者結(jié)合哈拉哈塘油田地質(zhì)特征及油井特點(diǎn)，開展了井筒內(nèi)沉積堵塞物的成分分析，并建立了沉積動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型，并與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況進(jìn)行比較，吻合度較高，能夠有效指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)。

1 堵塞井基本概況

哈拉哈塘油田哈6區(qū)塊位于塔里木盆地北部，生產(chǎn)層位為奧陶系，油藏埋深超過5 000 m，具有溶解氣油比較高、原油粘度較低等特點(diǎn)。該油田現(xiàn)階段主要采用自噴方式開采，生產(chǎn)過程中常因沉積物堵塞油管導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低甚至停產(chǎn)，需經(jīng)過刮管后才能維持生產(chǎn)，嚴(yán)重影響原油產(chǎn)量。根據(jù)現(xiàn)階段油井刮管周期的變化情況(見圖1)可知，該區(qū)塊油井刮管間隔主要集中在10～15 d，并且隨生產(chǎn)的進(jìn)行越來越短。

2 堵塞物成分分析

2.1 實(shí)驗(yàn)油樣基本性質(zhì)測(cè)定

原油基本性質(zhì)的確定對(duì)研究堵塞物的成分顯得尤為重要，HA X井油樣室內(nèi)測(cè)試結(jié)果如表1所示，該井油樣含蠟量較高，瀝青質(zhì)、膠質(zhì)含量低，表明該井在生產(chǎn)過程中隨著原油的向上流動(dòng)，溫度降低，可能發(fā)生析蠟，容易堵塞井筒影響原油生產(chǎn)。

表1 油樣基本性質(zhì)測(cè)定

原油的組成主要以碳數(shù)的形式進(jìn)行反映，當(dāng)碳數(shù)大于16時(shí)比較容易發(fā)生沉積。按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[10]，在室內(nèi)利用島津色譜儀對(duì)HA X井的油樣進(jìn)行了色譜分析，根據(jù)譜圖可看出油樣中C16+以上正構(gòu)烷烴含量較高，表明原油中可能含有大量的微晶蠟。

2.2 堵塞物特征分析

為深入研究堵塞物的特征，筆者選擇HA X井的沉積堵塞物進(jìn)行研究，該井堵塞物樣品為棕色固體(見圖2)，外觀特征與油蠟相似。為進(jìn)一步分析堵塞物的物化性質(zhì)，明確該物質(zhì)的特點(diǎn)為后期研制出適合該區(qū)域堵塞物防治的化學(xué)劑提供理論基礎(chǔ)，同時(shí)為后期研究過程中該堵塞物的沉積規(guī)律的預(yù)測(cè)模型優(yōu)選提供指導(dǎo)，也可為模型的計(jì)算提供數(shù)據(jù)。因此，對(duì)該井的沉積堵塞物進(jìn)行了化學(xué)組成、紅外光譜及DSC分析，并對(duì)其微觀形態(tài)進(jìn)行了分析。

2.2.1 化學(xué)組成測(cè)試

HA X井堵塞物的化學(xué)組成測(cè)試結(jié)果如表2所示，堵塞物中含蠟量較高，達(dá)到71.3%，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較低，表明生產(chǎn)過程中隨著井筒溫度的降低，原油的粘度降低，容易形成堵塞物并堵塞井筒，在生產(chǎn)過程中應(yīng)采取相應(yīng)的措施。

表2 沉積堵塞物化學(xué)組成測(cè)試

2.2.2 紅外光譜分析

根據(jù)光譜圖3可得沉積堵塞物的光譜峰值出現(xiàn)在3 000～2 800 cm-1，該部分主要為碳?xì)滹柡玩I(-CH3, —CH2—)，碳?xì)滹柡玩I是石蠟含有的官能團(tuán)，進(jìn)一步表明該井沉積堵塞物中的有機(jī)成分應(yīng)主要為蠟，而膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量少。

2.2.3 掃描電鏡分析

掃描電鏡能夠?qū)Τ练e堵塞物的微觀形態(tài)進(jìn)行觀察，并且能對(duì)其化學(xué)成分進(jìn)行定量分析。室內(nèi)針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)提供的HA X井的沉積堵塞物，利用掃描電鏡進(jìn)行了能譜與形貌分析，結(jié)果如圖4和圖5所示。

1)能譜分析。從圖4可得，堵塞物中碳元素含量較高，達(dá)到了95%，氧元素的含量較低，僅為5%左右，硫元素的含量也較小，為0.15%，并且該堵塞物中其他雜質(zhì)元素的含量較低，表明該井的沉積堵塞物主要是以碳?xì)浣Y(jié)構(gòu)為主的烴類物質(zhì)為主。

2)形貌分析。從圖5可得,該井堵塞物中蠟質(zhì)含量較多，瀝青質(zhì)與膠質(zhì)含量較少，兩者相互混合，形成一種無定形態(tài)且雜質(zhì)較多的沉積物。

2.2.4 DSC測(cè)試分析

根據(jù)測(cè)試結(jié)果圖6所示，取DSC固化曲線放熱峰兩端的基線與前沿斜率切線最大的交點(diǎn)為熔點(diǎn)，得出該井沉積堵塞物的熔點(diǎn)為71 ℃，熔點(diǎn)較高，不宜采用熱洗的方法進(jìn)行清除。

綜合上述，各項(xiàng)分析可得，到該區(qū)塊的沉積堵塞物主要成分為蠟沉積所形成，含量高達(dá)70%，并且堵塞物的熔點(diǎn)較高。

3 堵塞物析出位置動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型的建立

前文對(duì)沉積堵塞物的組分進(jìn)行分析得出堵塞物的主要成分為石蠟，而石蠟的沉積是一個(gè)涉及多種理論且非常復(fù)雜的過程[11，12]。

模型假設(shè)：I 蠟沉積以分子擴(kuò)散和剪切沉積兩種機(jī)理為主；II 忽略顆粒擴(kuò)散、重力沉降等的影響；III 忽略除蠟分子濃度差以外因素引起的擴(kuò)散。

3.1 擴(kuò)散沉積

研究過程中取油井井筒其中小段作為沉積微元。蠟分子在井筒中的擴(kuò)散滿足質(zhì)量守恒[13]，數(shù)學(xué)表達(dá)式如式1所示：

(1)

式中：R為油管半徑，m；ri為蠟沉積后油流半徑，m；Fw(t)為蠟?zāi)z體層中蠟的固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)，無量綱；ΔL為油管軸向增量，m；ρgel為蠟?zāi)z體層密度，kg/m3；kM為質(zhì)量傳遞系數(shù)，m/s；Cb為油流中蠟的濃度，kg/m3；Ci(Ti)為界面層蠟的濃度，kg/m3；Ti為界面溫度，℃。

蠟在井壁形成蠟?zāi)z體層后在界面層與井壁溫度差等因素的作用下在蠟層內(nèi)部將存在界面擴(kuò)散現(xiàn)象，該過程將導(dǎo)致蠟?zāi)z體層隨著時(shí)間的增加而越來越致密，最終全部變?yōu)橄瀸?。界面擴(kuò)散的表達(dá)式如式(2)所示，

(2)

式中：De為蠟分子有效擴(kuò)散系數(shù)，m2/s；dCs/dr為濃度梯度，kg/m3·m。

3.2 剪切沉積

當(dāng)原油在井筒中呈層流或湍流時(shí)，在邊界層內(nèi)將存在速度梯度場(chǎng)。在速度梯度場(chǎng)中，在不考慮粒子間的相互作用情況下，油流中懸浮的蠟晶粒子除沿流線方向運(yùn)動(dòng)外，在油流的剪切作用下將存在一定角速度，致使蠟晶粒子逐漸向管壁運(yùn)移，當(dāng)達(dá)到壁面時(shí)，蠟晶粒子的線速度與角速度均將迅速降低直至靜止不動(dòng)，并且在分子間范德華引力的作用下將沉積在管壁或并入已形成的不流動(dòng)層上，剪切沉積速度表達(dá)式如式(3)所示[13]。

(3)

式中：dls/dt為剪切沉積速度，m/s；k為無量綱常數(shù)；δ為蠟的沉積厚度，m；τ為剪切力，Pa；A為蠟層在ΔL長度上的內(nèi)表面積；α為無量綱的常數(shù)。

綜合擴(kuò)散沉積與剪切沉積可得到蠟沉積的動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型，如式(4)所示。

(4)

式中：dlall/dt為總的蠟沉積速度，m/s。

4 實(shí)例計(jì)算

HA XX井于2011年8月完井投產(chǎn)，投產(chǎn)初期油壓40 MPa，日產(chǎn)油40 t，日產(chǎn)氣2.3×104m3，不含水。截止2013年5月20日，該井油壓逐漸降至13 MPa，日產(chǎn)油降至35 t，日產(chǎn)氣2.9×104m3。結(jié)合前文對(duì)該區(qū)塊其它油井的分析結(jié)果得到該井主要是因?yàn)樵谟凸苤邪l(fā)生了蠟堵而導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低。

根據(jù)模型預(yù)測(cè)結(jié)果(見圖7)可得，該井沉積位置比較靠近井口，該結(jié)果與HA XX井的析蠟點(diǎn)較低表現(xiàn)一致。該井蠟沉積的深度在井深為400 m處，該深度以下的油管不結(jié)蠟，其中最大結(jié)蠟厚度分布在距井口100 m附近，并且蠟的最大沉積速度為0.35 mm/d?，F(xiàn)場(chǎng)刮管過程中儀器最大遇阻深度在90 m左右，這一數(shù)值略低于軟件預(yù)測(cè)結(jié)果，這主要是因?yàn)樵谟途畬?shí)際生產(chǎn)過程中，在油流及天然氣的沖刷作用下，實(shí)際結(jié)蠟深度也可能更低；在刮管周期方面，根據(jù)模型計(jì)算出的最大結(jié)蠟速度可預(yù)測(cè)刮管周期，消除依據(jù)經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行確定的弊端，有效指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)。

5 結(jié)論

1)根據(jù)油樣的色譜及化學(xué)組成測(cè)試結(jié)果表明油樣含有石蠟基團(tuán)并且油樣含蠟量較高，瀝青質(zhì)、膠質(zhì)含量很低，并且油樣C16+以上正構(gòu)烷烴含量較高，可能含較高含量微晶蠟，易發(fā)生蠟堵。

2)現(xiàn)場(chǎng)井筒沉積堵塞物的化學(xué)組成、紅外光譜、SEM與能譜及DSC等現(xiàn)代測(cè)試方法分析結(jié)果表明研究區(qū)塊井筒主要為蠟沉積堵塞，并且堵塞物的熔點(diǎn)高達(dá)70 ℃，不宜采用熱洗的方法進(jìn)行清除。

3)建立了蠟沉積動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型，結(jié)合已知參數(shù)將蠟沉積動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)模型運(yùn)用Matlab進(jìn)行編程求解，并選用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際油井進(jìn)行分析，形成了結(jié)蠟動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)軟件，預(yù)測(cè)精度滿足工程要求。