油井堵塞物成分及析出位置——以哈6区块为例

陈德飞, 孟祥娟, 白晓飞, 曹建洪, 刘 举, 卢培华

(中国石油塔里木油田分公司 油气工程研究院， 新疆 库尔勒 841000)

原油是由各种组分的烃所组成的混合溶液，通常含有一定量的高碳烃(C15+)物质，在油藏高温高压时主要以溶解态存在于原油中[1,2]。随着原油由井底向井筒的流出，温度和压力场处于不断变化的过程，原油的组分也将发生变化；当井筒的温度低于重组分有机物的析出点时将在井筒内沉积形成堵塞物，导致油井难以正常生产甚至关井，严重影响油井产能[3-5]。国内外学者通过大量研究证明油井内的沉积堵塞物主要成分为蜡质、沥青质或两者的混合体；在堵塞物沉积的机理方面，普遍认为主要受扩散、沉降等多种因素的影响[6-9]。哈拉哈塘油田缝洞型碳酸盐岩油藏作为哈拉哈塘油田的主力油藏，受井筒沉积堵塞物的影响较为严重，为此笔者结合哈拉哈塘油田地质特征及油井特点，开展了井筒内沉积堵塞物的成分分析，并建立了沉积动态预测模型，并与现场实际情况进行比较，吻合度较高，能够有效指导现场生产。

1 堵塞井基本概况

哈拉哈塘油田哈6区块位于塔里木盆地北部，生产层位为奥陶系，油藏埋深超过5 000 m，具有溶解气油比较高、原油粘度较低等特点。该油田现阶段主要采用自喷方式开采，生产过程中常因沉积物堵塞油管导致油井产量降低甚至停产，需经过刮管后才能维持生产，严重影响原油产量。根据现阶段油井刮管周期的变化情况(见图1)可知，该区块油井刮管间隔主要集中在10～15 d，并且随生产的进行越来越短。

2 堵塞物成分分析

2.1 实验油样基本性质测定

原油基本性质的确定对研究堵塞物的成分显得尤为重要，HA X井油样室内测试结果如表1所示，该井油样含蜡量较高，沥青质、胶质含量低，表明该井在生产过程中随着原油的向上流动，温度降低，可能发生析蜡，容易堵塞井筒影响原油生产。

表1 油样基本性质测定

原油的组成主要以碳数的形式进行反映，当碳数大于16时比较容易发生沉积。按照石油天然气行业标准[10]，在室内利用岛津色谱仪对HA X井的油样进行了色谱分析，根据谱图可看出油样中C16+以上正构烷烃含量较高，表明原油中可能含有大量的微晶蜡。

2.2 堵塞物特征分析

为深入研究堵塞物的特征，笔者选择HA X井的沉积堵塞物进行研究，该井堵塞物样品为棕色固体(见图2)，外观特征与油蜡相似。为进一步分析堵塞物的物化性质，明确该物质的特点为后期研制出适合该区域堵塞物防治的化学剂提供理论基础，同时为后期研究过程中该堵塞物的沉积规律的预测模型优选提供指导，也可为模型的计算提供数据。因此，对该井的沉积堵塞物进行了化学组成、红外光谱及DSC分析，并对其微观形态进行了分析。

2.2.1 化学组成测试

HA X井堵塞物的化学组成测试结果如表2所示，堵塞物中含蜡量较高，达到71.3%，胶质、沥青质含量较低，表明生产过程中随着井筒温度的降低，原油的粘度降低，容易形成堵塞物并堵塞井筒，在生产过程中应采取相应的措施。

表2 沉积堵塞物化学组成测试

2.2.2 红外光谱分析

根据光谱图3可得沉积堵塞物的光谱峰值出现在3 000～2 800 cm-1，该部分主要为碳氢饱和键(-CH3, —CH2—)，碳氢饱和键是石蜡含有的官能团，进一步表明该井沉积堵塞物中的有机成分应主要为蜡，而胶质、沥青质含量少。

2.2.3 扫描电镜分析

扫描电镜能够对沉积堵塞物的微观形态进行观察，并且能对其化学成分进行定量分析。室内针对现场提供的HA X井的沉积堵塞物，利用扫描电镜进行了能谱与形貌分析，结果如图4和图5所示。

1)能谱分析。从图4可得，堵塞物中碳元素含量较高，达到了95%，氧元素的含量较低，仅为5%左右，硫元素的含量也较小，为0.15%，并且该堵塞物中其他杂质元素的含量较低，表明该井的沉积堵塞物主要是以碳氢结构为主的烃类物质为主。

2)形貌分析。从图5可得,该井堵塞物中蜡质含量较多，沥青质与胶质含量较少，两者相互混合，形成一种无定形态且杂质较多的沉积物。

2.2.4 DSC测试分析

根据测试结果图6所示，取DSC固化曲线放热峰两端的基线与前沿斜率切线最大的交点为熔点，得出该井沉积堵塞物的熔点为71 ℃，熔点较高，不宜采用热洗的方法进行清除。

综合上述，各项分析可得，到该区块的沉积堵塞物主要成分为蜡沉积所形成，含量高达70%，并且堵塞物的熔点较高。

3 堵塞物析出位置动态预测模型的建立

前文对沉积堵塞物的组分进行分析得出堵塞物的主要成分为石蜡，而石蜡的沉积是一个涉及多种理论且非常复杂的过程[11，12]。

模型假设：I 蜡沉积以分子扩散和剪切沉积两种机理为主；II 忽略颗粒扩散、重力沉降等的影响；III 忽略除蜡分子浓度差以外因素引起的扩散。

3.1 扩散沉积

研究过程中取油井井筒其中小段作为沉积微元。蜡分子在井筒中的扩散满足质量守恒[13]，数学表达式如式1所示：

(1)

式中：R为油管半径，m；ri为蜡沉积后油流半径，m；Fw(t)为蜡胶体层中蜡的固相质量分数，无量纲；ΔL为油管轴向增量，m；ρgel为蜡胶体层密度，kg/m3；kM为质量传递系数，m/s；Cb为油流中蜡的浓度，kg/m3；Ci(Ti)为界面层蜡的浓度，kg/m3；Ti为界面温度，℃。

蜡在井壁形成蜡胶体层后在界面层与井壁温度差等因素的作用下在蜡层内部将存在界面扩散现象，该过程将导致蜡胶体层随着时间的增加而越来越致密，最终全部变为蜡层。界面扩散的表达式如式(2)所示，

(2)

式中：De为蜡分子有效扩散系数，m2/s；dCs/dr为浓度梯度，kg/m3·m。

3.2 剪切沉积

当原油在井筒中呈层流或湍流时，在边界层内将存在速度梯度场。在速度梯度场中，在不考虑粒子间的相互作用情况下，油流中悬浮的蜡晶粒子除沿流线方向运动外，在油流的剪切作用下将存在一定角速度，致使蜡晶粒子逐渐向管壁运移，当达到壁面时，蜡晶粒子的线速度与角速度均将迅速降低直至静止不动，并且在分子间范德华引力的作用下将沉积在管壁或并入已形成的不流动层上，剪切沉积速度表达式如式(3)所示[13]。

(3)

式中：dls/dt为剪切沉积速度，m/s；k为无量纲常数；δ为蜡的沉积厚度，m；τ为剪切力，Pa；A为蜡层在ΔL长度上的内表面积；α为无量纲的常数。

综合扩散沉积与剪切沉积可得到蜡沉积的动态预测模型，如式(4)所示。

(4)

式中：dlall/dt为总的蜡沉积速度，m/s。

4 实例计算

HA XX井于2011年8月完井投产，投产初期油压40 MPa，日产油40 t，日产气2.3×104m3，不含水。截止2013年5月20日，该井油压逐渐降至13 MPa，日产油降至35 t，日产气2.9×104m3。结合前文对该区块其它油井的分析结果得到该井主要是因为在油管中发生了蜡堵而导致油井产量降低。

根据模型预测结果(见图7)可得，该井沉积位置比较靠近井口，该结果与HA XX井的析蜡点较低表现一致。该井蜡沉积的深度在井深为400 m处，该深度以下的油管不结蜡，其中最大结蜡厚度分布在距井口100 m附近，并且蜡的最大沉积速度为0.35 mm/d。现场刮管过程中仪器最大遇阻深度在90 m左右，这一数值略低于软件预测结果，这主要是因为在油井实际生产过程中，在油流及天然气的冲刷作用下，实际结蜡深度也可能更低；在刮管周期方面，根据模型计算出的最大结蜡速度可预测刮管周期，消除依据经验进行确定的弊端，有效指导现场生产。

5 结论

1)根据油样的色谱及化学组成测试结果表明油样含有石蜡基团并且油样含蜡量较高，沥青质、胶质含量很低，并且油样C16+以上正构烷烃含量较高，可能含较高含量微晶蜡，易发生蜡堵。

2)现场井筒沉积堵塞物的化学组成、红外光谱、SEM与能谱及DSC等现代测试方法分析结果表明研究区块井筒主要为蜡沉积堵塞，并且堵塞物的熔点高达70 ℃，不宜采用热洗的方法进行清除。

3)建立了蜡沉积动态预测模型，结合已知参数将蜡沉积动态预测模型运用Matlab进行编程求解，并选用现场实际油井进行分析，形成了结蜡动态预测软件，预测精度满足工程要求。