延长油田双河东区井口加药现场试验

梁裕如，薛红波陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安　710075



延长油田双河东区井口加药现场试验

梁裕如，薛红波
陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075

摘要：为了解决双河东区部分单井集油管道冬季频繁出现的井口回压高、凝管堵塞等问题，进行原油基本物性测试以及清蜡剂筛选评价，并开展降凝剂筛选和加剂效果评价室内试验，给出了最优加药量和热处理温度等参数。同时，针对双河东区油井特点，设计了井口自动点滴加药装置，并选择某油井进行现场试验，采用从套管口连续点滴加药方式添加清蜡剂，7 d后，井口回压从1.6 MPa下降至1.2 MPa，过了4 d给油井投加降凝剂，7 d后井口回压从1.2 MPa下降至0.9 MPa。经现场试验验证，井口轮换添加清蜡剂和降凝剂的方式可有效解决集油管道冬季冻堵问题。

关键词：集油管道；加药装置；现场试验

双河东区隶属延长油田永宁采油厂，地处陕北，地形复杂，属超低渗透油藏，具有单井产量低、油井分散的特点，普遍采用单井通球清蜡、常温密闭集输工艺流程。该区块原油属于含蜡原油，凝点偏高，根据现场调查，单井集油管道冬季普遍存在井口回压高、凝管、堵塞等问题，部分油井井口回压可达2～3 MPa，甚至导致管道报废，亟需提出切实可行的解决方案。

针对集油管道存在的问题，目前国内外常见的措施有：井口加热、通球清蜡、井口加药、单井掺水等工艺技术［1- 2］。若采用井口加热或井口掺水工艺，需要配套建设加热炉或掺水管道，工艺复杂，工程量大；而井口加药方式简单灵活，操作方便，应用广泛，能够快速解决现场存在的问题。

目前，对于长庆油田、胜利油田、大庆油田等油田内部集油管道都有现场注入清蜡剂［3- 4］和降凝剂［5- 6］的成功经验，即在井场安装可移动橇装井口加药装置，在冬季气温低或管道运行不畅的情况下，批量或点滴将药剂注入套管或管道中。清蜡剂有助于清除管道中已经存在的蜡沉积，解决现场存在的实际问题；降凝剂有助于降低原油凝点，改善原油低温流动性，防止蜡的结晶析出、沉积，将蜡沉积问题防患于未然。

本文将清蜡剂和降凝剂结合使用，以期有效清除蜡沉积，降低原油凝点和黏度，保障集油管道安全平稳运行。

1　原油基本物性

油样取自双河东区永宁双E1- 15油井，该油井投产时间短，井深1 400 m，日产液量2.7 m3/d，含水率10%。经室内电加热方法进行原油脱水后，对原油物性及流变性进行测试，原油基本物性见表1。

该油品密度低，蜡含量高，胶质沥青质含量较少，凝点高，属于轻质含蜡原油。

表1　原油基本物性

在实验室对含水原油的流变性进行测试，得到原油在不同剪切速率下的黏-温曲线（见图1）及剪切速率为10 s- 1、20℃条件下含水原油的黏度变化曲线（见图2）。

图1　不同剪切速率下的黏-温曲线

图2　含水原油的黏度变化曲线

测试结果表明，原油温度在30℃以上时，原油中的蜡处于溶解状态，黏度较低且只与温度有关，表现出牛顿流体性质；30℃以下时，原油中的蜡晶逐渐析出，细小蜡晶悬浮于固液两相体系，原油表观黏度较大，体现出非牛顿流体性质，具有很强的剪切稀释性。

另外，含水原油乳状液转相点为30%。转相点以内，油水分散均匀、乳化充分，随着含水量的增加，乳状液黏度随着分散相浓度的增加而增加。转相点以上，乳状液黏度随含水率的增加而迅速下降。

2　药剂筛选及效果评价

2.1清蜡剂筛选

蜡样取自双E1- 15油井井筒内，在实验室内采用溶蜡法（依据SY/T 6300- 2009规范）测试清蜡速率，清蜡剂清蜡速率计算公式：

式中：v为清蜡速率，g·h- 1·mL- 1；t为时间，h；m为质量，g。

测试结果见表2。

表2　清蜡剂测试结果

实验结果表明，1#和2#剂效果较好，且热处理温度需满足40～50℃要求。1#剂的清蜡速度最快，但该药剂中含有Cl-、，易造成油套管及管道腐蚀问题；2#剂速度亦满足要求，对管道的腐蚀较小。因此选用2#清蜡剂，日加药量为0.6～1.6 kg/t。

2.2降凝剂筛选

油样取自双E1- 15油井，在加剂量300 mg/m3、热处理温度50℃条件下，实验室对常见的降凝剂进行了初步筛选（依据SY/T 5887- 1993规范），筛选出1#、2#、3#、4#四种效果相对较好的降凝剂。

分别从加剂量和加剂温度方面进行优选，测试结果见表3～4。

表3　降凝剂不同加剂量下的油样凝点/℃

表4　 2#降凝剂不同热处理湿度下的油样凝点/℃

从表3可看出，1#、3#、4#降凝剂对油品的敏感性较差，4#剂加量减少后，降凝效果明显降低。表4说明，2#降凝剂对热处理温度的敏感性较强，当温度低于50℃时，原油凝点明显上升。

根据降凝剂的作用机理，原油必须加热至蜡晶全部溶解的温度，以便在降温过程中降凝剂分子与蜡分子析出共晶。若处理温度过低，高熔点石蜡没有溶解，降凝剂以及胶质、沥青质也不能充分溶解，石蜡和降凝剂之间不能发生有效的共晶和吸附作用。双河东区原油析蜡起始点30.17℃，当原油在50℃时，蜡晶、胶质、沥青质均已溶解且分散得较充分，降温过程中，降凝剂先于蜡析出，起晶核作用，使小蜡晶增多，不易形成大蜡团，并起吸附和共晶作用阻止蜡晶成长，有效降低凝点。

综上所述，优选2#降凝剂，加剂量100 mg/m3，热处理温度50℃，加剂后原油凝点可降至4℃，降凝幅度可达16℃。

2.3降凝剂效果评价

含蜡原油加剂后，改变了蜡晶的结合习性，不仅有效降低凝点，还可降低低温原油的黏度。

经室内试验，原油热处理50℃，添加2#降凝剂100 mg/m3，添加降凝剂前后，20℃、10 s- 1条件下原油的黏度测试结果见表5。

表5　不同含水率原油加剂降黏效果

从测试结果可知，原油中添加2#降凝剂后，黏度下降90%以上。当油井添加降凝剂后，管道水力损失减少，井口回压降低，更有利于输油管道的安全运行。

3　现场试验方案

3.1注入方式

按照注入位置不同，井口加药可分为：一是套管口加药，即将药剂加到油井油套环形空间，充分利用井底的热力和搅拌条件，实现油、药和水的充分混合；二是管道加药，即将药剂直接加到集油管道中，可保证连续稳定加药，管理方便，但部分油井内还需投加药剂，且当油井采出液温度低于凝点时，药剂的作用将难以发挥。

按照连续性分类，包括连续点滴加药和定期批量加药两种方式。连续点滴加药有助于借助动力，将药剂连续加入油井，该方式可靠性差，设备维护工作量大，主要包括柱塞泵加药和自动点滴加药两种形式。定期批量加药即在井口安装一个固定的加药罐，定期向油井加入一定量的药剂，以达到改善原油流动性的目的。

为了保证前期试验数据的可靠性，本次试验采用井口自动点滴加药方式［7- 9］，可充分利用地层温度预热原油，达到原油热处理的效果，更加有利于药剂发挥作用。

3.2加药装置

加药装置（见图3）将储药罐与套管连接，形成压力平衡，储药罐内的药剂在伴生气的压力和药剂的重力作用下，实现药剂向套管的流动。

图3　加药装置

另外，由于冬季药剂流动性差，在储罐和管道上设电伴热，保证冬季药剂具有较好的流动性。

加药速度由流量调节阀控制。由于油井单井产液量较低，加药量小，为精确调节控制加药速度，在装置上安装了流量标定柱，满足加药精度的要求。

加药流程：打开加药漏斗和3#球阀，使储药罐与空气连通，配好的药剂通过加药漏斗加入储药罐。完成加药后，关闭阀门加药漏斗和3#球阀，打开截止阀，使套管与储药罐达到压力平衡。

调节加药量：打开1#球阀，药剂在重力的作用下流到流量标定柱内，标定柱充满药剂后，关闭1#球阀，打开2#球阀，套管与标定柱又形成新的压力平衡，根据流量标定柱液位变化，调整调节阀的开度，控制加药速度，药剂缓慢流入套管内。调节阀开度调节好后，关闭2#球阀，打开1#球阀，药剂通过流量标定柱精确计量，保证加药精度。

3.3现场试验

步骤1：选择双E1- 15作为现场试验油井，在井口安装加药装置。

步骤2：从油井套管口批量添加清蜡剂。考虑试验油井蜡沉积的因素，第一次从套管口批量添加药剂，使药剂在管壁形成液膜。假设液膜厚度0.3 mm，井深1 400 m，确定初期批量加药量为60 kg。

步骤3：清蜡剂投加一段时间后，开始添加降凝剂，降凝剂经柴油加热稀释后添加至油井，加药量为0.68～1.35 kg/d。

3.4数据记录

井口加药前，单井产液量2.7 m3/d，井口压力1.6 MPa，井口温度20℃，环境温度- 3℃。

油井添加药剂后，观察并定期记录运行参数变化，见图4。

图4　加药前后管道运行记录

从图4可看出，添加清蜡剂初期，井口回压变化不大；待加药3 d后，井口回压开始缓慢下降；7 d后，井口回压下降至1.2 MPa。此时清蜡剂已基本将油管管壁上的蜡质溶解，井口回压显著降低。

井口添加降凝剂后，初期井口回压仍维持在1.2 MPa，随着加药时间的延长，降凝剂逐渐起效，原油凝点和黏度逐渐降低，井口回压缓慢降低，第7 d后，井口回压降至0.9 MPa。

3.5最优加药方案

油井加药初期，从套管口批量添加60 kg清蜡剂，清除井筒及集输管道中所沉积的蜡质。

每周定期从套管口批量加入清蜡剂，加入量为11～30 kg。

通过井口点滴加药装置连续从套管口注入降凝剂，降凝剂加药量0.68～1.35 kg/d，从而改变原油蜡沉积方式，有效降低原油凝点和黏度，保证集油管道安全运行。

4　结束语

通过现场加药试验，验证了从井口轮换添加清蜡剂和降凝剂的方式可有效降低井口回压，显著改善集油管道冬季运行凝管、堵塞风险。此次现场试验后，本文所述井口加药方式陆续在其他油井及管道进行了推广应用，如双河东区双五转至双四转输油管道等，效果良好。从套管口添加清蜡剂和降凝剂的方式还可有助于清除井下油套管中蜡质以及改善冬季原油流动性，避免油井停产的风险。

参考文献

［1］李连群.低产井单管不加热集输研究［D］.大庆：东北石油大学，2011.

［2］张建华，王中武，李红伟.陆梁沙漠油田原油常温输送技术［J］.油气田地面工程，2006，25（5）：20.

［3］王彪，张怀斌，柏尚华，等. BJ系列清蜡剂及其现场应用［J］.油田化学，1990，7（1）：1- 7.

［4］刘忠运，陆晓锋，汤超，等.油田清防蜡剂的研究进展及发展趋势［J］.当代化工，2009，38（5）：479- 483.

［5］关中原，伍丽娟，郭淑凤.大庆原油降凝剂复配试验研究［J］.油气储运，2008，27（9）：37- 41.

［6］王建华，徐苏欣，袁林，等.江苏油田B1断块原油降凝剂研究［J］.断块油气田，2009，16（6）：126- 128.

［7］王明瑜，何建军，蒋天昊，等.数字化多井口加药装置的研究与应用［J］.石油化工应用，2002，31（1）：75- 77.

［8］黄玉志，杨朝锋，梁玉茹，等.井口加药计量装置的设计与应用［J］.化工自动化及仪表，2004，41（3）：323- 325.

［9］徐光林，徐峰，朱圣海，等.油井加药装置的研制［J］.石油化工应用，2011，30（6）：72- 75.

Field Investigation of Wellhead Dosing in Shuanghe East Block of Yanchang Oilfield

LIANG Yuru，XUE Hongbo
Institute of Yanchang Petroleum Group，Xi’an 710075，China

Abstract：In order to solve the problems such as high backpressure and coagulation blockage frequently occuring in partial wellheads in Shuanghe East Block of Yanchang Oilfield in winter，the basic physical properties of the crude oil are tested，the crude oil pour- point depressants and paraffin removal agents are selected and evaluated，the optimal dose and heat treatment temperature are proposed. At the same time，the automatic wellhead drip dosing device is developed according to characteristics of the wells in Shuanghe East Block. One well is chosen for field investigation. The paraffin removal agent is injected from casing mouth in continuous dripping way. 7 days later，the wellhead backpressure decreases from 1.6 MPa to 1.2 MPa. After 4 days，the oil pour- point depressant is injected into the casing. 7 days later，the wellhead backpressure decreases from 1.2 MPa to 0.9 MPa. The field investigation verifies that alternatively adding pour- point depressants and paraffin removal agent into casing can effectively solve the problems of freezing and blockage in oil gathering pipeline in winter.

Keywords：oilgathering pipeline；dosing device；field investigation

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.008

作者简介：

梁裕如（1984-），女，河北石家庄人，工程师，2009年毕业于中国石油大学（北京），硕士，主要从事油气田地面工程方面的研究工作。Email：liangyuru1984@sina.com

收稿日期：2015- 09- 06