延長油田化學清防蠟劑現(xiàn)場實驗評價*

宋小剛，皮富強，王 鵬，賈 璐

（延長油田股份有限公司 富縣采油廠，陜西 延安727500）

引 言

油氣田的勘探開發(fā)始終伴隨著地層水、巖石特性和多維液體使用的化學技術(shù)分析。例如鉆井過程中的鉆井液體系及密度調(diào)整、壓裂改造中壓裂液黏度和破膠比對以及采油過程中摻水加藥的優(yōu)選。所以伴隨著油田開發(fā)全過程的化學藥劑研究意義重大[1，2]。該方面國外在壓裂液體系及其相應(yīng)添加劑研究上發(fā)展較為迅速，當前就有能直接作用于油氣藏裂縫中的惰性固體防蠟劑和原油潤濕轉(zhuǎn)型表面活性劑。而國內(nèi)，由于工藝和技術(shù)手段顯著，研究多集中在油井清防蠟劑和管線阻垢劑的被動防護的化學藥劑實驗，而限于成本，還經(jīng)常進行地面管線加溫等輔助方式進行生產(chǎn)[3～5]。本文基于筆者延長油田多年生產(chǎn)運行實踐，在化學實驗及其基礎(chǔ)知識支撐下預(yù)設(shè)實驗判定研究區(qū)當前清防蠟劑現(xiàn)場使用情況與室內(nèi)實驗一致性，為下步藥劑改性和操作工藝調(diào)整提供建設(shè)性意見。

1 方法及材料

1.1 實驗預(yù)設(shè)區(qū)簡介

延長油田區(qū)域構(gòu)造簡單，與長慶油田接壤，地質(zhì)上屬陜甘寧盆地東部斜坡帶，礦產(chǎn)開發(fā)權(quán)集中分布于延安、榆林等4 市20 個縣區(qū)。本次預(yù)設(shè)實驗研究區(qū)塊屬于二次開發(fā)階段。其地層平均滲透率在（0.5～1.56）×10-3μm2，孔隙度僅有10%左右，根據(jù)相關(guān)標準及儲層預(yù)測結(jié)果，判定研究區(qū)為典型的低滲、低孔、低壓油田。而真實開發(fā)過程中原油的啟動壓差較大，測定地層的吸水能力也較低，后續(xù)驅(qū)替效果差，儲層改造空間有限，單井采收率與成本不成正比，后續(xù)發(fā)展欠佳。當前在研究區(qū)塊已有445口井投加有不同濃度的防蠟劑，而據(jù)最新的年報工作量顯示2020 年更是投加2400 井次工作量，損耗總藥劑352t，成本支出210 萬余元。由于不可逆因素（井場停電、人力資源調(diào)配、井場道路、季節(jié)天氣影響和藥劑質(zhì)量等），全研究區(qū)在2020 年依然發(fā)生了328 井次的不同程度卡堵，其中冬季這種情況更加嚴峻，且還發(fā)生過單井輸油管線蠟卡事件，通常這種情況現(xiàn)場多采用水套爐熱洗或者摻熱油混輸方式進行解卡。而冬季的嚴重結(jié)蠟單井還需要進行井下作業(yè)檢泵處理方可正常生產(chǎn)。所以蠟卡會嚴重制約油氣田的正常生產(chǎn)，給井筒及其地面設(shè)備設(shè)施帶來不必要的負擔。

1.2 技術(shù)策略

基于井筒地溫梯度變化以及地面流程季節(jié)影響，首先準備相應(yīng)實驗設(shè)備，使用標定正確，保養(yǎng)良好的分析天平（梅特勒-托利多）、清防蠟劑測試儀（思辰儀器）、恒溫水?。诽乩?托利多）、閉口閃點儀（維科美拓）展開相應(yīng)實驗（圖1）。

圖1 實驗設(shè)備展示Fig. 1 The laboratory equipment

樣本測定環(huán)節(jié)需要進行結(jié)蠟井的原油基礎(chǔ)物性分析，通過標準測定得出隨機抽樣的研究區(qū)20口井的油樣標準值，分析得出可變物理量中該區(qū)域原油的凝固點、黏度、含蠟量、膠質(zhì)及瀝青質(zhì)等基礎(chǔ)參數(shù)，最終將評定因子鎖定在蠟樣析蠟點及熔點兩個可測物理中，簡化實驗測定步驟，提高實驗精度（表1）。

表1 蠟樣析蠟點及熔點Table 1 The wax precipitation point and melting point

其次是根據(jù)以上典型均值偏差樣原油含蠟分析結(jié)果進行當前經(jīng)濟成本下的高效清防蠟劑優(yōu)選，主要判定不同清防蠟劑在不同濃度統(tǒng)一溫度下和現(xiàn)場油水介質(zhì)的配伍性情況，以摸索同一區(qū)塊下不同層段以及不同井組下的清防蠟劑使用效果規(guī)律，針對性進行改進和濃度配比優(yōu)化。最后是將室內(nèi)實驗數(shù)據(jù)進行擬合比對，形成模擬量。將現(xiàn)場實驗數(shù)據(jù)和工況進行帶入，收斂實驗結(jié)果，評判實驗過程，最終完善藥劑的配方和現(xiàn)場加藥工藝，形成建設(shè)性操作意見。

1.3 藥劑性能評價

（1）原油物性分析

基于延長油田實際情況，選定研究區(qū)結(jié)蠟較為嚴重的D、A、Y、X、Z 區(qū)域井組為主體實驗取樣區(qū)，而為簡化步驟梳理了該區(qū)塊含蠟量較高層段進行全工況卡井因素分析，同時通過現(xiàn)場小班記錄選定藥劑投加良好的20 口井進行統(tǒng)一參數(shù)校訂，并抽樣進行原油基礎(chǔ)物性比對，通過儀器設(shè)備進行含蠟量分析并根據(jù)現(xiàn)場工況繪制析蠟溫度及原油黏度。據(jù)測算，研究區(qū)井組析蠟溫度通常在46℃以上，而單一特別井該指標竟然超過55℃，以至于現(xiàn)場多重工況下嚴重結(jié)蠟。在此需要注意，在同一研究區(qū)其地層物性差異較大，且同一化的加藥策略需要經(jīng)常動態(tài)調(diào)整而不是一成不變。

（2）藥劑配伍性實驗

基于上節(jié)所述，研究區(qū)同一井組儲層物性差異較大，且因為多年注水開發(fā)影響，井下情況復(fù)雜。需要進行定期的清防蠟劑配伍性優(yōu)選實驗，在此選取傳統(tǒng)效果最好、成本最優(yōu)的4 種清蠟劑和防蠟劑進行2%、5%濃度下的采出原油樣品混合配給，帶實驗環(huán)境達標，各項參數(shù)穩(wěn)定后進行50℃恒溫箱的2h精致觀測，應(yīng)用高光射燈進行乳化、結(jié)塊等異常情況觀察，通過事后實驗可知，上述配伍實驗結(jié)果良好，僅有4#清蠟劑和防蠟劑2 種藥劑出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，均無結(jié)塊現(xiàn)象發(fā)生（表2）。

表2 藥劑配配伍性實驗Table 2 The compatibility of agents

（3）清蠟劑優(yōu)選

依據(jù)現(xiàn)場研究區(qū)單井含蠟情況及蠟卡記錄，現(xiàn)將含蠟較高的不同層位開采的代表性單井油樣D1、X2、Z3 進行均分放置，設(shè)置干凈合適的觀測實驗器皿分別進行3 組容器的不同種類清蠟劑實驗優(yōu)選，測定結(jié)果參考Q/SY DQ0828-2006《防蠟劑產(chǎn)品驗收和使用效果檢驗指標及方法》相關(guān)標準進行判定，通過實驗結(jié)果表3 可以看出：3 種實驗優(yōu)選藥劑在代表性單井油樣下的溶蠟速率均≥0.016g/min 復(fù)合相關(guān)行業(yè)標準，判定藥劑效果合規(guī)[6，7]。進一步觀測數(shù)據(jù)可知：研究2#清蠟劑在不同單井油樣中的溶蠟速率分別為0.023g/min、0.023g/min、0.019g/min，遠高于其他同類產(chǎn)品，且不同油樣在2#清蠟劑反應(yīng)下清蠟效果均表現(xiàn)較好。

表3 清蠟效果數(shù)據(jù)表Table 3 The paraffin removal effect data

防蠟劑使用方面，由于1#防蠟劑極具成本優(yōu)勢，現(xiàn)場運用廣，所以基于現(xiàn)場工況，選用該種藥劑進行防蠟效果測定（表4）。

通過表4 可以看出，當藥劑濃度在0.02%和0.05%較低時防蠟率僅表現(xiàn)為28.92%和36.54%綜合表現(xiàn)較差，而0.02%濃度下降粘率更是低至9.21%。而當藥劑濃度提升至0.2%后相應(yīng)的防蠟率提升至63.22%，降粘率提升至48.22%。而在此進行藥劑濃度投加后續(xù)防蠟率和降粘率提升幅度不大，甚至在藥劑濃度達0.9%時降粘率相對0.7%藥劑濃度的69.58%還下降了0.59%。可見最佳經(jīng)濟適用點在0.2%～0.3%濃度上下，而基于現(xiàn)場實際情況和藥劑損耗?？梢詫F(xiàn)場藥劑投加量定為0.3%，后續(xù)適用情況還需根據(jù)不同層段采出液進行細則性評定。

表4 不同濃度實驗效果數(shù)據(jù)表Table 4 The data of experimental results with different concentrations

2 結(jié)果及分析

清防蠟劑的使用在現(xiàn)場還是以單井及其地面流程防蠟為主，堵塞卡頓關(guān)系清蠟為輔的處理原則進行，所以基于以上分析及其現(xiàn)場要素說明，在此進行代表井場的現(xiàn)場投加取樣實驗，并繪制相應(yīng)防蠟效果圖（圖2）。

圖2 不同藥劑用量防蠟效果Fig. 2 The effect of different dosages of paraffin on paraffin inhibition

由圖2 可知防蠟率和降粘率可測物理量最終在60%左右持平，而防蠟率由于藥劑反應(yīng)時間化學鍵作用和井溫前提下的離子作用力交互原因?qū)е路老灺首兓厔葺^慢，但是初始防蠟率高達30%。證明該藥劑啟效時間快，初始作用力強，而當藥劑投加量達0.24%時作用效果不再上漲，維持在64%，甚至持續(xù)投加效果還有下降趨勢。在降粘率方面，相關(guān)可測物理量初始啟效慢，僅有7%左右，而當藥劑維持在0.1%以前降粘率上漲速度快，作用反應(yīng)迅速，而逾越過該點后在藥劑投加量在0.55%以前時降粘率反應(yīng)時效上漲趨勢相對變慢，最終在0.57%藥劑濃度下取得62%的最優(yōu)效果。后續(xù)持續(xù)增加藥劑濃度效果上漲速率不大。由此可見，現(xiàn)場投加藥劑的實驗效果與室內(nèi)實驗相當，證明該種藥劑抗離子干擾和其他因素影響小[8]。

根據(jù)后續(xù)數(shù)口井的多重實驗，現(xiàn)場20 口實驗井段的清蠟劑都在一定程度上取得了較好的電流數(shù)據(jù)，綜合反映了清蠟效果優(yōu)異。值得注意的是研究區(qū)單井均沒有進行熱洗工藝清蠟，故不存在人為加熱和其他離子影響[9]。這就證明了如果在結(jié)蠟較為嚴重的單井，其大規(guī)模蠟塊需要大濃度藥劑進行浸泡反映以徹底清蠟。但是投加過快和過猛可能會導致蠟垮掉落聚集而卡頓管、桿、泵。所以藥劑投加速度是下步研究熱點。而根據(jù)現(xiàn)場道路環(huán)境改善情況，可以考慮進行單井熱洗，以保證藥劑使用量最小。而藥劑是否會產(chǎn)生交互影響仍是下步室內(nèi)實驗研究重點。防蠟方面，綜合現(xiàn)場電機載荷、電流實施數(shù)據(jù)說明該種藥劑效果良好，但同時，如若大規(guī)模投加卡死管柱，是否會發(fā)生燒毀電機事件值得進一步商榷。

3 結(jié) 論

延長油田礦產(chǎn)登記區(qū)域有限，且當前區(qū)塊穩(wěn)油效果有限，大規(guī)模區(qū)塊屬于二次開發(fā)階段，層間矛盾突出，水淹及其舌進現(xiàn)象明顯。而高含蠟、高含鹽采出液時刻危害著單井及其地面工藝流程的安全，基于當前延長油田清防蠟現(xiàn)狀，下步需要進行常態(tài)化的工藝優(yōu)化與操作規(guī)程調(diào)整，在藥劑優(yōu)選上進行一定時效的綜合實驗評定，以保證藥劑的持續(xù)有效性和工藝的實時可行性，進行宏觀科學的清防蠟工作考慮。檢驗本文實驗研究得出建設(shè)性意見如下：

（1）通過原油物性分析可知，研究區(qū)井組析蠟溫度通常在46℃以上，而單一特別井該指標竟然超過55℃，以至于現(xiàn)場多重工況下嚴重結(jié)蠟。在此需要注意，在同一研究區(qū)其地層物性差異較大，且同一化的加藥策略需要經(jīng)常動態(tài)調(diào)整而不是一成不變。

（2）根據(jù)藥劑配伍性實驗分析可知，研究區(qū)同一井組儲層物性差異較大，且因為多年注水開發(fā)影響，井下情況復(fù)雜。工區(qū)所用4#清蠟劑和防蠟劑在高光射燈照射下出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，但均無結(jié)塊現(xiàn)象發(fā)生，其他各項指標顯示合規(guī)。

（3）清蠟劑優(yōu)選判定方面，依據(jù)Q/SY DQ0828-2006《防蠟劑產(chǎn)品驗收和使用效果檢驗指標及方法》判定3 種實驗優(yōu)選藥劑在代表性單井油樣下的溶蠟速率均≥0.016g/min 復(fù)合相關(guān)行業(yè)標準，判定藥劑效果合規(guī)。進一步觀測數(shù)據(jù)可知：研究2#清蠟劑在不同單井油樣中的溶蠟速率分別為0.023g/min、0.023g/min、0.019g/min，遠高于其他同類產(chǎn)品，且不同油樣在2#清蠟劑反應(yīng)下清蠟效果均表現(xiàn)較好。實際使用環(huán)節(jié)根據(jù)實驗結(jié)果推薦0.2%～0.3%濃度為最佳經(jīng)濟適用點。除去損耗可現(xiàn)將現(xiàn)場藥劑投加量定為0.3%。