油井清防蜡工艺在渤海油田的应用

2016-09-02吴华晓刘义刚尚宝兵方涛马骏赵顺超

长江大学学报(自科版) 2016年17期

关键词：结蜡渤海油管

吴华晓，刘义刚，尚宝兵，方涛，马骏，赵顺超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

油井清防蜡工艺在渤海油田的应用

吴华晓，刘义刚，尚宝兵，方涛，马骏，赵顺超

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海部分油田原油含蜡量高，井筒结蜡严重，影响了油井的正常生产。分析了影响油井结蜡的主要因素，总结了目前渤海油田应用的清防蜡工艺的作用原理、适用条件和应用效果。现场应用结果表明，目前渤海油田所采用的防蜡措施主要以化学防蜡工艺为主，所采用的清蜡措施中钢丝清蜡工艺应用最为广泛。较为单一的清防蜡工艺在一定程度上限制了渤海油田的清防蜡效果，因此需要进一步研究适合海上油田的新型清防蜡工艺措施。

高含蜡；清防蜡；化学药剂；钢丝作业；连续油管

渤海油田原油含蜡量和凝固点相对较高，对于统计的44个在生产油田，含蜡量超过10%的油田共有32个，占72.7%；这44个油田中有28个曾经测试过原油的析蜡点数据，其中析蜡点温度超过30℃的共有18个，占64.3%。这些油田在生产过程中经常会出现油井井筒结蜡问题。井筒结蜡较为严重的井往往表现为油井产能低、采油速度低、采油管柱易堵塞等特点。由于结蜡后需要进行相应的清蜡作业，从而大大增加了油田的生产成本。因此对于该类油田，采取合理有效的清防蜡工艺，对于保障油田正常生产并提高开发经济效益等具有重要意义[1～3]。

对渤海油田常用的清防蜡工艺等内容进行总结，并分析了各种工艺的应用效果，可以为其他油田以及该油田后期油井清防蜡工艺选择提供一定的依据。

1　油井结蜡的主要影响因素

影响油井结蜡的因素可分为内因和外因，其中内因主要对原油的析蜡点产生影响，外因主要影响油井的结蜡程度。

1.1原油析蜡点影响因素

原油析蜡点影响因素主要包括原油的性质及含蜡量、胶质和沥青质含量以及压力和溶解气量。其中，油井结蜡的根本原因是原油中溶解有石蜡，相同条件下，原油中含蜡量越高，油井就越易结蜡。原油中低分子量烃含量越多，其对蜡的溶解度越强，蜡的初始结晶温度越低[4～5]。而胶质和沥青质对结蜡的影响是矛盾的两个方面，二者会使蜡结晶分散得均匀而致密，使其不易聚合、沉积，但同时又会使原油溶蜡能力变差，石蜡结晶易析出，在管壁上沉积的蜡的强度增加，不易被油流冲走。这2种因素哪种占主导作用，不同油品所表现的影响不同。低于饱和压力时，压力的降低导致溶解气析出，使得原油对蜡的溶解能力降低，原油初始结晶温度升高[6]。

1.2原油结蜡程度影响因素

影响原油结蜡程度的因素主要包括产液量、含水率、机械杂质和油管表面的粗糙度和润湿性等。产液量增大，可以减少油流在井筒中举升所需的时间，井筒原油热损失减少，温度升高，从而可有效降低原油结蜡程度。含水率增大，对原油的析蜡点基本没有影响，但可以有效降低原油的结蜡程度。一方面由于水的比热大于油的，从而可减少油流温度的降低，不利于蜡晶形成；同时，含水增加后易在管壁上形成连续水膜，不利于蜡在管壁上的沉积，当含水增加到70%以上时，会产生水包油乳化物，蜡被水包住，阻止蜡晶聚积而减缓结蜡。原油中的机械杂质及细小砂粒可以作为石蜡析出的结晶核心，从而促使石蜡结晶的析出，并加剧结蜡过程。而油管管壁越光滑，则蜡越不容易沉积，且管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强，越不易结蜡[7]。

2　渤海油田清防蜡工艺对比

目前，渤海油田采取以防蜡为主、清蜡为辅的措施来预防和清除油井结蜡。其中，防蜡工艺以化学防蜡方式为主；而清蜡工艺较为多样，包括钢丝清蜡、化学清蜡、热洗清蜡和连续油管清蜡等方式。

2.1主要防蜡工艺措施

1)化学防蜡工艺化学防蜡工艺是使用化学方法抑制原油中的蜡晶析出、长大、聚集或在固体表面上沉积，从而达到防蜡的目的[8]。目前渤海油田使用化学药剂防蜡的加药方式主要为通过加药管线(图1)将化学药剂从环空注入。

最初应用的加药管线只是延伸到过电缆封隔器下部(图1(a))，这种方式的优点是所需的加药管线较短。但在应用过程中发现，该种加药方式下的防蜡剂不能与入泵液直接接触，防蜡剂见效慢。因此通过多口井的实践，又提出了将加药管线放置到泵吸入口处使化学药剂通过电泵(图1(b))，利用电泵将化学药剂与地层产出液均匀混合，达到有效防蜡的目的。此后，研究人员又提出了复合铠装管线结构(图1(c))，即将加药管线与电潜泵电缆通过钢带等捆绑在一起下入井内(图2)，既能高效集成多根液控管线和加药管线，简化井下管线和地面设备，又能有效保护管线的安全，目前该种工艺正在逐步推广应用。

图1　化学加药管线示意图

图2　双铠装复合电缆

化学药剂防蜡是渤海油田应用最广泛的一种防蜡工艺。其最大的优点是不需要停井且不影响油井正常生产，化学药剂经过泵筒，对泵筒内有一定的清洁作用，且该种工艺不受井型和井况的影响。由于该种工艺加药方式简单，因此初期投入较低。但是该种防蜡工艺需要定时注入药剂，操作费用较高，对于需要较长生产时段防蜡的油井，防蜡成本较高。此外，防蜡剂的使用效果具有一定的针对性，对于不同油田，需要对药剂进行专门的筛选，药剂对原油的适应性选择会直接影响措施效果。

2)真空隔热油管防蜡真空隔热油管(图3)是将双层管之间加入了隔热材料，并将环空抽真空后装入吸气剂维持真空状态，阻止热能以传导、对流、辐射3种方式散失，从而提高管壁与油管内流体的温度，使井筒原油无法达到其析蜡的热力学条件，实现防蜡的目的[9]。常用隔热油管钢级有N80和P110两种；隔热等级有A、B、C、D、E共5级，A～E级视导热系数逐渐降低(如表1所示)，保温效果逐渐增强。目前常用的为E级隔热油管。

图3　真空隔热油管结构

隔热等级视导热系数/(W·(m·℃)-1)A0.06～0.08B0.04～0.06C0.02～0.04D0.006～0.02E0.002～0.006

隔热油管防蜡工艺在渤海油田已经应用多口井，其中在J油田的应用效果最为明显(表2)。J油田的4口井在采用普通油管生产时，经常出现井筒蜡堵现象。经过论证后认为下入隔热油管可有效缓解井筒蜡堵的问题，从而有效释放油井产能。实际应用效果表明，下入隔热油管后这4口井的产液量明显升高，井口产液温度提升，而且油井基本不再需要进行周期清蜡作业，防蜡效果明显。

表2　渤海J油田隔热油管应用效果统计

但是，隔热油管防蜡效果受油井产液量、含水率、隔热油管下深等因素的影响较大，阶段性较强。因此，该种防蜡工艺适用于产液量、含水率较为明确，下入隔热油管后预测的井口温度高于析蜡点温度的油井。此外，与普通油管相比，隔热油管成本更高，因此采用隔热油管防蜡的一次性投入较大。该种工艺对结蜡较为严重、需要长期防蜡井的应用效益要更明显。

3)内衬油管防蜡内衬油管防蜡作用主要是创造不利于石蜡沉积的条件，如提高油管表面的光滑度，改善表面的润湿性，使其亲水憎油，使蜡不容易附着。渤海油田曾使用钛纳米防蜡油管进行防蜡应用试验，但是由于钢丝作业等会导致防蜡管涂层脱落，因此该种防蜡工艺在一定程度上限制了油井可进行的作业范围。也正是由于这种原因，内衬油管防蜡工艺在渤海油田未得到大面积的推广应用。

2.2主要清蜡工艺措施

1)化学清蜡措施化学清蜡工艺是利用化学方法将已沉积的蜡溶解或分散开，使其在油井原油中处于溶解或小颗粒悬浮状态而随液流流出油井或管道，具体作用机理根据不同的清蜡剂类型有所不同。使用化学药剂清蜡，主要为配合热洗清蜡方式，在进行热洗的同时，加入清蜡剂，从而达到高效清蜡的目的。

2)钢丝作业清蜡钢丝作业清蜡工艺是采用物理的方法，用钢丝携带通井规(图4)下入井筒，依靠通井规的重力作用向下运动刮蜡，把附着于井筒中的蜡刮掉，是一种既简单又直观的清蜡方法。由于该种清蜡工艺的作业周期短、单次作业费用较低，因此目前在现场的应用较多。该种清蜡工艺主要适用于结蜡不严重、井斜较小的油井，对于结蜡严重的井应用效果并不理想。

图4　钢丝清蜡所用通井规

3)热洗清蜡热洗是利用热流体循环来提高井筒内的温度使之超过蜡的熔点，使凝结并黏附在油管内壁的蜡从井壁脱落甚至重新溶解到原油中，从而起到清蜡的作用[10～11]。目前渤海油田热洗清蜡时一般采用热油和热水作为载热介质，有的也采用加热有机溶剂洗井清蜡。该种清蜡工艺一般用于结蜡较为严重、但井筒循环通道仍然畅通的油井中。

目前渤海油田使用的热洗清蜡法主要是加热车清蜡。多口井实践证明，热洗加钢丝通井清蜡的方法效果要更好。

4)连续油管清蜡连续油管清蜡(图5)，就是应用连续油管在生产管柱内建立液体循环通道，通过正循环将热流体传递到生产管柱内，将凝固的堵塞物融化、溶解并随热流体循环返出至地面，最终解除堵塞[12]。该种清蜡工艺效果最为显著，清蜡效果也最为彻底；但由于单次作业费用较高，一般只对井筒蜡堵死的井使用。