博孜区块高温高压凝析气藏清防蜡剂研究与应用

柳燕丽

（中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁 盘锦 124010）

0 引言

塔里木油田博孜区块是库车山前克拉苏构造带重点勘探开发区块之一。该区块为深层高压高温凝析气藏，共有4 口井投入试采，其中有3 口井（博孜1、博孜101和博孜102井），在试采过程中因结蜡问题造成井筒和地面管线堵塞而被迫关井，严重制约了该凝析气藏的正常开发［1］。目前，常用的清防蜡措施包括机械清蜡、化学清防蜡、热洗清蜡、电加热清防蜡、涂层油管防蜡、电磁防蜡等［2-5］。博孜区块工况复杂，井深达6 800～7 100 m，地层压力高达125.5 MPa，地层温度高达126.2 ℃，CO2分压在0.23～0.93 MPa范围内，腐蚀严重，井内流体在高温高压下产生蜡堵、水合物堵及沙堵等多种复杂堵塞类型。针对该类气藏，清防蜡措施难度大，目前国内外还没有成熟有效的清防蜡措施。化学清防蜡是应用广泛的一种清防蜡措施，具有清防蜡效果好、施工简单、风险小、成本低等优点［6-8］，并且可同时解决井筒和地面管线结蜡问题［9］。通过分析博孜区块凝析油特性和结蜡规律，并开展化学清防蜡剂实验研究，优选出适合该区块的化学清防蜡剂。

1 博孜区块凝析油实验分析

1.1 凝析油物性分析

取博孜1井和博孜102井凝析油油样，按照相关实验标准测试凝析油的物性。依据《SY／T 0537-2008 原油中蜡含量的测定》进行含蜡量测定。博孜区块凝析油物性分析结果见表1。从实验结果来看，该区块含蜡量较高，达到7.93%～8.90%。由于实验所用的凝析油油样取自于地面井口，部分蜡样已经在井筒中析出，据此推测凝析油中实际含蜡量应高于实验测定值。

表1 博孜区块凝析油物性实验数据表

1.2 凝析油组分分析

采用岛津G4 色谱仪对博孜102 井油样进行色谱分析，测试结果见表2。博孜102 井油样重质含量较高，C7+以上组分在85%以上。根据众多文献和研究报告［10-12］可知，单纯蜡晶对原油黏度影响较小，但大量重质组分的存在会大大增加原油黏度，因为重质组分在温度降低时易形成聚集态结构，在温度降低到析蜡点时，蜡晶的析出进一步为重质组分提供“桥联”，这种“桥联”作用与析蜡作用相互促进，对原油流变性产生较大影响。

表2 博孜102井油样色谱测试数据表

1.3 石蜡色谱分析

将油样用正庚烷溶解，滤出不溶物，用正庚烷回流除去不溶物中夹杂的油蜡及胶质后，用甲苯回流溶解沥青质，除去溶剂。经氧化铝色谱柱分离出油蜡部分，再以甲苯-丙酮混合物为脱蜡溶剂，用冷冻结晶法提取蜡质。采用气相色谱法测得提取石蜡的色谱图（图1和图2）。在所选定的色谱条件下，正构和异构组分分离较清晰，可将石蜡正构烷烃按碳数分开。通过蜡晶碳数分布统计，博孜1井蜡样正构烷烃占74.12%，博孜102 井蜡样正构烷烃占85%，石蜡为粗晶蜡与微晶蜡混合型蜡质。两种蜡样中正构烷烃含量均高于异构烷烃含量。正构烷烃能够形成大晶块蜡，为针状结构，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因［13］。

图1 博孜1井蜡样色谱图

图2 博孜102井蜡样色谱图

2 化学清防蜡剂实验研究

根据以上对博孜区块凝析油物性、组分以及蜡样碳链结构的分析，选取对含有该类碳链结构的物质具有良好溶解能力的溶剂进行复配，得到5种新型化学清蜡剂体系，同时室内合成出8种防蜡降凝剂配方。依据相关实验标准，针对博孜1井和博孜102井的实际蜡样进行溶蜡分析，筛选出合适的清蜡剂体系。针对博孜102井凝析油进行防蜡降粘实验，筛选出合适的防蜡降凝剂。

2.1 化学清蜡剂筛选

1）实验方法。首先对蜡样进行称量，精确到0.1 mg，将恒温水浴温度分别控制在20±1℃（室温）、40±1℃（轻微加热达到的温度），将试样瓶中加入15 mL 溶蜡剂，放入恒温水浴中恒温至所需温度，将蜡样放入试样瓶中，观察不同时间蜡样的变化。分别在20 ℃下实验12 h 和40 ℃下实验2 h 后取出未溶解的蜡样，自然晾干后称重。按照下述公式计算溶蜡速率［14］：

2）溶蜡实验结果。取博孜102 井和博孜1 井蜡样，分别分成5份称重后，放入5种溶剂中在40 ℃条件下进行溶蜡实验。实验结果见表3、表4。从实验结果可见：1号和5号清蜡剂体系对蜡样的溶解效果较好，在40 ℃条件下，2 h可以将蜡样全部溶解，溶蜡速率分别达到0.031 g／min 和0.027 g／min，高于0.016 g／min的行业标准。

表3 博孜102井蜡样40 ℃溶解情况表

表4 博孜1井蜡样40℃溶解情况表

2.2 清蜡剂闪点及腐蚀性评价

1 号清蜡剂闪点为54 ℃，5 号清蜡剂闪点为25 ℃，满足现场使用要求。两种清蜡剂对碳钢无明显腐蚀。清蜡剂对O 形橡胶圈拉伸强度及硬度无影响，现场清蜡剂的使用不会影响胶筒的密封性。

2.3 防蜡降凝剂筛选

采用博孜102井凝析油分别评价8种不同的防蜡降凝剂，药剂加量0.1%，通过降凝实验进行筛选，实验结果见表5，可以看出，6S号药剂的降凝幅度较大，效果最佳。

表5 防蜡降凝剂筛选实验表

2.4 防蜡降凝剂评价

1）原油凝点的测定。原油凝点的降低是检验清防蜡剂的一项重要指标参数，原油中蜡含量越高，原油的黏度和凝固点也越高，也越容易结蜡［15-16］。原油凝固点降低幅度越大说明该药剂抑制蜡晶生长能力越强，防蜡效果越好。依据标准SY／T 0541-2009原油凝点测定法，检测不同药剂加量下原油凝点值，确定最佳加药量，实验数据见图3。防蜡降凝剂在加量为0.10%时凝点值为-15.5 ℃，凝点降低幅度达22 ℃，说明在低温度下即便有蜡晶析出，但是蜡晶在清防蜡剂的作用下也不会凝结，不会产生大的蜡块影响生产。

图3 不同加量下凝点降低幅度图

2）黏温曲线测试。利用布氏粘度计，在博孜102 井油样中加入0.1%的防蜡降凝剂后，进行黏度测试，观察粘温关系的变化，实验结果见图4。加入防蜡降凝剂后凝析油样的黏度明显降低，新型清防蜡剂起到了很好的降粘作用。

图4 加药前后黏温曲线对比图

3）偏光显微分析。将博孜102 井油样做成薄片，在偏光显微镜下观察其微观结构（图5）。图中白色或灰白色色块为蜡质，可以看出蜡晶为粗晶蜡和微晶蜡的混合物。粗晶蜡主要是指C13-C30的直链正构烷烃，微晶蜡主要是指C31-C60的多种饱和烃混合物，主要为支链在任意位置的长链异构烷烃，少量大分子正构烷烃和长侧链环状烷烃。微晶蜡在原油中析出的结晶主要为针形，蜡晶细小，结合力强，它与原油中的液态组分形成的凝胶比石蜡或粗晶蜡与原油中液态组分所形成的凝胶强度要大得多。

图5 博孜102井含蜡油微观照片图

将博孜102井油样加入防蜡剂后做成薄片，在偏光显微镜下观察微观结构（图6），观察加入防蜡降凝剂后凝析油中蜡晶的变化。通过对比图5和图6可以看到，加入新型清防蜡剂后，含蜡油中的石蜡晶体溶解在新型清防蜡剂中，白色石蜡晶体减少，说明新型清防蜡剂有很好的溶蜡效果，此外，从图6中还可以看出大量的石蜡、胶质、沥青质基团在加入新型清防蜡剂后被很好的瓦解并与蜡晶形成很好的共晶体，说明了新型防蜡降凝剂有抑制固相基团沉积的能力，能起到抑制蜡晶聚集的效果。

图6 加剂后含蜡油微观照片图

4）屈服值及防蜡率测试。屈服值是测试原油开始产生流动所需达到与超过的临界应力值。从表6中可见，加药前后屈服值下降93%。因此，对于加入药剂后的原油来说，即使温度降低，原油仍能保持较好的流动。加药前后，原油结蜡量降低了96.93%，即防蜡降凝剂的防蜡率达到96.93%。

表6 屈服值及防蜡率测试表

3 现场应用效果

博孜102井从2015年2月底开始，因井筒结蜡多次出现油压快速大幅下降情况，油压最低时降至2 MPa，生产至2015 年7 月23 日发现油、套压窜压，关井。自2016年11月19日恢复生产以来，由于结蜡问题严重，一直采用从环空注入80 ℃高温原油的方式维持生产。2017 年1 月7 日，油管因结蜡被堵死，随后从油管注入清蜡剂并关井溶蜡，待油压上升后从环空注入浓度为2‰的清蜡剂，加药后采用高温原油循环的工艺。2017年1月22日，油压从9 MPa上升为89 MPa，解堵成功。随后，采用在热洗原油中加入0.1%防蜡降凝剂的方式进行开采至2017 年3 月6日，生产期间油压及产量正常。博孜102井清防蜡作业生产曲线见图7。从现场应用效果来看，所研制的化学清蜡剂和防蜡降凝剂取得了良好应用效果。

图7 博孜102井生产曲线图

4 结论

1）博孜区块凝析油含蜡量和重质组分含量高，含蜡量高达7.93%～8.90%，C7+以上组分在85%以上，容易析蜡、结蜡，蜡质成分为粗晶蜡和微晶蜡的混合物。

2）针对博孜102 井和博孜1 井的蜡样特性，筛选出适用的化学清蜡剂，在40 ℃条件下，2 h可以完全溶解蜡样，溶蜡速率达到0.031 g／min，并且具有闪点高、腐蚀性小的特点；针对博孜102 井原油特性，研制出防蜡降凝剂配方，防蜡剂合理加药量为0.1%，降黏效果明显，屈服值下降93%，防蜡率为96.93%。

3）化学清蜡剂和防蜡降凝剂在博孜102 井成功解除了井筒蜡堵，并且可以保持气井的稳定生产，现场应用效果良好。