合水油田长6油藏水平井结蜡机理研究

潘瑞娟，郑建刚，李继彪，王 牧，张 桓

1.西安石油大学材料科学与工程学院 （陕西 西安 710065）

2.中国石油长庆油田分公司第十二采油厂 （甘肃 庆阳 745400）

原油在开采过程中，从油层流入井底，再从井底沿井筒举升到井口时，压力不断降低，轻质组分不断逸出，加上温度降低，破坏了石蜡溶解在原油中的平衡条件，降低了石蜡在原油中的饱和溶解度，致使石蜡结晶析出，油温下降到蜡晶开始析出的温度（原油析蜡点）时，蜡晶微粒便开始在油流或管壁上析出[1]。由于抽油杆、抽油泵、油管的结蜡导致抽油机负荷增加，抽油泵效率降低，油井产量及采油效率下降；蜡在油管上析出严重时，会造成油管堵塞，甚至使得油井停产[2-4]。

油井结蜡是油田生产过程中经常遇到的问题，影响油层采油速度及采收率的提高，有时甚至直接关系到油井能否正常生产[5-7]。合水油田构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西缘，东西横跨陕、甘、宁、蒙古及山西五省，油层埋深1 560～2 500 m。目前，合水油田油井以热洗清蜡方法为主，存在部分油井及输油管线清蜡周期短、热洗清蜡成本相对较高等问题。由于缺乏对合水油田长6油藏水平井结蜡机理及影响因素的研究，无法为研制高效清防蜡药剂提供理论支持，因此开展合水油区油井清防蜡技术研究显得尤为重要。

通过石油天然气行业标准SY/T 7550—2012中测定法、扫描电子显微镜（SEM）和能谱分析（EDS）、气相色谱仪对蜡样的组分、形貌和碳数分布进行详细研究。采用动态环流管道实验装置来室内模拟原油结蜡实验，从而计算出结蜡速率与结蜡厚度，讨论了运行时间、温度、流速对结蜡速率的影响，并对合水油田长6油藏水平井结蜡机理进行了探讨，最后通过灰色关联分析，得出影响油井结蜡因素的权重。

1 实验

1.1 试剂及仪器

主要试剂：正庚烷、甲苯、石油醚、苯、丙酮均为分析纯，蒸馏水。

根据现场油井结蜡严重的程度以及目前清防蜡存在的问题，取合水油田长6油藏3口水平井的试样作为室内实验研究对象，井号分别为：固平27-16、固平23-27、固平22-40。

主要仪器：扫描电子显微镜（JEOL JSM-S4600）和能谱仪、气相色谱-质谱仪（Agilent5975B INTER XL EI/CI型GC-MS及ChemStation的计算机）。

1.2 实验方法

参考石油天然气行业标准SY/T 7550—2012《原油中沥青质、胶质、蜡含量测定法》中所规定的方法，测定蜡样中的蜡含量，胶质、沥青质含量和机械杂质含量。

用扫描电子显微镜和能谱仪分析蜡样的微观结构和化学组成。同时用气相色谱-质谱仪对蜡样的碳数进行测定。

利用动态环流管道实验装置，室内模拟原油结蜡实验。该装置主要由测试管、参比管、超级恒温水浴箱、流量计、螺杆泵，普通水浴箱组成。实验结果使用称重法，刮出测试管里结出的蜡称重，再根据管子的内表面积以及所结蜡的密度（一般取0.9 g/cm3），计算出结蜡速率与结蜡厚度，并进一步分析外因，如温度、运行时间等对油井结蜡影响的规律，装置流程如图1所示。实验过程中根据油样析蜡点的不同，确定固平27-16井、固平23-27井和固平22-40井样品的实验条件为：析蜡点30℃、油温35℃、测试管温度27℃、参比管温度33℃，其中测试管与参比管长度均为1 m，内表面积为0.037 68 m2。

图1 环流管道实验流程图

根据灰色关联理论，分析内因和外因，如析蜡温度、流速、含蜡量和胶质、沥青质含量等相关因素对油井结蜡的影响权重。

2 结果与讨论

2.1 蜡样分析

2.1.1 组分分析

分别取合水油田长6油藏层位下不同井的蜡样进行组分分析，其结果见表1。从表1中可以看出，长6蜡含量为62.50%，且同一口井不同深度下的蜡样组成接近。

2.1.2 形貌分析

图2为取自不同井中蜡样EDS能谱分析结果，表2为蜡样EDS能谱分析结果。由图2可知，蜡样微观上相对致密，但有微小裂缝，可能是因为含油沥青质等相对较大颗粒物质，与所含蜡及胶质共同形成了融合体系。由表2可知，长6油藏层位下蜡样中的主要成分为C元素和O元素，C元素的含量占93.46%，O元素占6.01%，两者占了99.47%，其中不含N元素，S、Cl、Ca、Fe等元素含量均很少，共占到0.53%。

表1 蜡样组分/%

2.1.3 长6不同井中蜡样碳数分布规律

石油主要是各种组分的碳氢化合物组成的混合物溶液，各种组分的碳氢化合物的相态随开采条件（压力和温度）的变化而变化，可以是单相液态，气、液两相或气、液、固三相共存，其中的固态物质主要是含碳原子数为16～64的烷烃，这种物质叫石蜡[8]。一般将原油中碳数低于16的组分划分为油质，碳数在26～30的组分划分为粗晶蜡，碳数在30～53的组分划分为微晶蜡，其余划分为非晶蜡[9]。图3是合水油区长6油井蜡样的碳数分布数据。

从图3可以看出，长6碳数主要集中在C10～C22之间，其中C20和C21两者含量最高，两者含量之和高达25%以上，低于C10的油质组分占10.01%，C11～C15的油质组分占33.49%，C16～C26非晶蜡占49.39%，C27～C30的粗晶蜡占 2.80%，C30以上的微晶蜡占4.31%。从固平22-40不同井深蜡样碳数分布来看，碳数主要集中在C9～C21，不同深度段取出的蜡样在井深400 m以下，其大于22碳数的含量明显下降。而对于晶体蜡，其随着原油温度降低而不断析出，因晶体表面积较小，易于结合形成三维网状结构，从而将液态组分包围其中形成凝胶，使得原油在低温时流动性变差[10-11]。

图2 蜡样EDS图谱

图3 碳数分布图

表2 蜡样EDS分析结果 /%

2.2 结蜡规律研究

2.2.1 运行时间对结蜡速率的影响

图4为流速为0.6 m/s条件下结蜡速率随运行时间变化的关系图。从图4中可以看出，开始运行时的结蜡速率最大，当运行时间到达8 h时，固平27-16井、固平23-27井和固平22-40井3个蜡样的结蜡速率从开始的 96.33、87.68、153.71g/(m2·h)降低至27.45、30.65、41.03 g/(m2·h)，结蜡速率分别减小了72%、57%、73%，且前8 h内结蜡速率较快。另外，3个蜡样的变化规律相似，结蜡速率随着运行时间的延长越来越小，15 h后结蜡速率基本趋于稳定[12]。这是因为在运行刚开始，管壁上没有沉积出来蜡，油温与外界温差较大，直接传热，所以结蜡速率最大，但随着时间的延长，管壁上沉积了一层蜡，而这层蜡阻碍了外界与原油之间的热传递，使原油温度与运行初期温度相比，原油的温度逐渐升高，管壁温差逐渐缩小，导致蜡沉积速率越来越小，而当原油与管壁间达到稳定传热后，结蜡速率就达到稳定状态，再加上蜡沉积层厚度增加，油流对其的冲刷作用也在增强，所以出现了结蜡速率稳定的状态。

2.2.2 温度对结蜡速率的影响

图5为流速0.3 m/s、管壁温差5℃条件下结蜡速率随油温变化的关系图。从图5中可以看出，3个井的蜡样在油温接近析蜡点时结蜡速率最大，而当油温接近析蜡点的较高温度、或接近凝点的较低温度时，结蜡速率较低，而两者之间是一个蜡沉积较为严重的温度区域。原油温度在20～25℃时为结蜡高峰区。由以上蜡样组成分析可知，3个蜡样的含蜡量都相对较高，分别为55.32%、63.35%、64.08%，沥青质含量较少，胶质含量较高。一般情况下，胶质在井筒不发生沉积，但会随油流被冲刷掉。随着温度的升高，蜡样黏度下降。结蜡速率随着原油温度的不断降低而增加，油温降至结蜡高温峰点之后，结蜡速率随着原油温度的降低而减小。

2.2.3 流速对结蜡速率的影响

图4 运行时间与结蜡速率的关系图

图5 油温与结蜡速率关系图

图6 流速与结蜡速率关系图

图6为运行时间4 h下结蜡速率随流速变化的关系图。由图6可以看出，当流速为0.15 m/s时，固平27-16井、固平23-27井和固平22-40三个蜡样的结蜡速率分别为52.14、56.57、85.55 g/(m2·h)，随着流速的增大，结蜡速率越来越小。流速超过0.75 m/s后，三个蜡样的结蜡速率基本稳定，此时结蜡速率为29.47、35.23、54.13 g/(m2·h)，分别减小了44%、38%、37%。这是因为：随着流速的增大，所产生的蜡对管壁冲刷作用增强，使油不易沉积在管壁上；流速大，管内热损失小，油流在管道中能保持较高的温度，油流和管壁的温差使得蜡向管壁的扩散速率减慢，结蜡速率减小。因为流动状态为层流，所以当流速增大到一定程度时，结蜡速率基本趋于稳定。

2.3 灰色关联研究结蜡各影响因素的权重

以上研究，探讨了影响油井结蜡的内因和外因，由于油井结蜡是一个极其复杂的过程，使人们对结蜡的认识一直以现场经验为主，缺乏理论指导。而灰色理论认为，任何随机过程都是在一定幅值范围和一定时区内变化的灰色量，其随机过程为灰色过程。尽管客观系统复杂多变，数据离散零乱，但它总是有整体功能，必然有某种内在的联系存在。灰色理论建立的数学模型属于连续的微分模型，利用这一模型可对系统的发展变化进行全面的分析观察，并做出长期预测[13-15]。

根据各影响因素几何曲线变化趋势的相似程度来判断该因素与结蜡速率之间的关系是否密切，即影响程度的大小。曲线的形状越接近，说明两者的关系越密切，即该因素的影响程度越大，反之越小。相似程度用关联系数和关联度描述，关联度描述了各因素对结果的影响程度，关联度越大，影响程度越大[14]。

将析蜡温度、流速、含蜡量和胶质、沥青质含量等因素按照上述进行灰色关联分析，得到结蜡速率与上述因素的关联度，分析结果见表3。由表3可知，影响油井结蜡的因素权重依此是温度、流速、含蜡量和胶质、沥青质含量。

表3 灰关联因素分析

3 结论

通过研究，可以得出以下结论：

1）长6蜡含量为62.50%，且同一口井不同深度下的蜡样组成接近。

2）结蜡速率随着运行时间的延长、流速的增大会越来越小，随原油温度的升高而减小；当油温降至结蜡高温峰点之后，结蜡速率随着原油温度的降低而减小。

3）通过灰色关联分析，得出影响油井结蜡的因素权重依此是温度、流速、含蜡量和胶质、沥青质含量。

参考文献：

[1]宋佳芳,王 伟,高树昌.临南油田油井结蜡机理的研究与防治[J].今日科苑,2009(18):72.

[2]陈涛平.石油工程[M].北京:石油工业出版社,2004:134-135.

[3]张 乐,屈撑囤,李金灵.油井结蜡与防治技术研究[J].广州化工,2015,43(16):60-62.

[4]阳 兴,田长亮.浅谈油井结蜡机理及清防蜡技术[J].科技创新与应用,2004(1):76.

[5]彭向明,向明杰.油井结蜡机理及清防蜡技术在靖安油田的研究应用[J].石油化工应用,2007,26(4):40-43.

[6]段效威.油井出蜡机理和油井清蜡技术初探[J].科技创新与应用,2013(27):89.

[7]陈 巍.油井结蜡机理及确定油井合理清蜡点方法[J].科学技术,2011(17):266.

[8]王鸿勋,张 琪.采油工艺原理[M].北京:石油工业出版社,1989:318-319.

[9]伍鸿飞,敬加强,靳文博,等.原油族组成及碳数分布对其低温流动特性的影响[J].油气储运,2014,33(1):42-45.

[10]Newbery M E,Addison G E,Barker K W.Paraffin control in the northern michigan niagaran reef tread[R].SPE Produc⁃tion Engineering12320-PA,1986:9-11.

[11]Woo G T,Garbis S J,Gray T C.Long-term control of paraffin deposition[A].Housten:Society ofPetroleum Engineers,1984:16-19.

[12]金 伟,杨 斌.热油管道的结蜡与清蜡[J].广西轻工业,2009(7):23-24.

[13]赵景茂,左 禹,张金坦.用灰色关联分析法研究气井腐蚀的影响因素[J].北京化工大学学报,2001,28(3):39-42.

[14]卢会霞,屈撑囤,卜绍峰.中原油田注入水腐蚀因素及控制研究[J].腐蚀与防护,2004,25(6):263-266.

[15]方 华,华大利,李双林,等.三元复合驱采出液对20#钢腐蚀的主要影响因素[J].油气田地面工程,2009,28(12):31-32.