酒东油田清蜡技术应用对比研究

张朋举, 常菁铉, 李天君, 赵 全, 张 静, 朱 林, 张 旭, 马若楠

(1中国石油集团石油管工程技术研究院 2西安三环科技开发总公司 3中国石油玉门油田分公司酒东采油厂 4中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院)

酒东油田在原油生产的过程中，原油物性表现出：密度中、黏度高、含蜡量高、析蜡点温度低的特点，原油在举升过程中，油井油管、抽油杆结蜡严重，影响了正常生产，增加了油井的管理难度。为了解决清防蜡难题，采用套管返洗清蜡技术(简称油套返洗清蜡工艺)、实心抽油杆提泵正洗工艺、空心抽油杆热介质循环洗井清蜡工艺进行适应性试验研究,并对比分析了这三种工艺技术在酒东油田的应用情况。

一、结蜡特点

1. 原油组分分析

随机抽取酒东油田10口油井原油样品进行室内分析评价，分析了原油各组分及含蜡量结果如表1所示。

2. 原油含蜡组分分析

通过分析10口井的蜡组分(如图1所示)，发现该油田原油蜡组成的C组分均在C21～C41之间。经检测蜡样80%以上为正构烷烃。相关资料显示[1]这种类型蜡的熔点范围为50℃～65℃之间。

3. 原油黏度分析

油藏平均地面原油黏度(50℃)为10.3 mPa·s，其中长2区块的井(50℃)黏度均≤12 mPa·s，长3区块的井(50℃)黏度≤16 mPa·s；平均地层原油黏度为1.47 mPa·s。

表1 原油组分分析结果

图1 原油含蜡组分分析

4. 原油析蜡点温度及结蜡位置

对表1中10口井的原油结蜡点进行测定，发现析蜡温度在13℃～24℃之间，由实测值看出，典型井的析蜡温度并不高。日常管理的过程中，对油井结蜡实测，测试结蜡井段为600～1 200 m不等。

二、清蜡工艺

1. 油套返洗工艺

油套返洗技术原理是将热介质从套管注入，再通过井底进入抽油泵，返回至油管中，经过油管返出至地面流程。这也是油田上最常见的油井热洗清蜡技术。酒东油田钻井完井时，完井套管为API Spec 5CT标准套管,外径为244.48 mm，壁厚11.05 mm，内径222.4 mm。并且该规格套管在管柱结构中下深为3 600 m，该区块泵挂深度为2 200～2 700 m。常规热洗作业过程中，热洗液用量达到60 m3。

2. 实心抽油杆提泵正洗工艺

该工艺在井口将抽油机悬绳器卸载之后，用吊车将杆式泵提出泵座，然后在井口四通处连接热洗车，从油管泵入热介质，通过井底从套管返出，达到将油管和抽油杆上的蜡清理干净的目的。完井油管为API Spec 5CT标准套管，其外径为88.9 mm，壁厚6.45 mm，内径为76 mm，该规格油管下深也达到了3 000 m。

3. 空心抽油杆热介质循环洗井清蜡工艺

空心抽油杆具有独立通道，可通过其向井内注入热蒸汽、热水或热油、降黏剂和防腐剂，能有效地降低开采难度，可以增加分层开采计量层数[2-6]，在油井工艺措施中有一定的应用。将一定长度的空心抽油杆[7-8]，包括配套洗井工具下到油井结蜡点以下，在其上部安装三通注入阀，从该处将热介质泵入空心抽油杆内腔，在空心抽油杆的下部安装单流阀，单流阀安装至结蜡点以下1 200 m处，热介质从单流阀流出，进入油管，从油管头返出，可以将油管和抽油杆上面的蜡清理干净，工作原理如图2所示。

三、 矿场试验对比

以这三种工艺分别针对同一类型的结蜡井实施矿场试验，分别从施工过程、材料消耗、劳动强度、热洗效果、占产时间、安全风险7个方面进行了对比分析。

1. 油套返洗工艺

采用2台30 m3罐车拉运原油总量60 m3、锅炉车、高压管线、对管线进行锤击连接，连接好流程之后，从第一台罐车往套管中泵入加热至100℃的原油，原油从油管中返出以后进入流程，待第一台罐车泵完原油之后，连接第二台罐车，在这个过程中管线拆卸频繁，安全风险较大，所需时间为5 h。由于井下温度很难准确测定，为了验证热洗清蜡效果，应用计算机模拟井筒温度，模拟的结果显示流量为10 m3/h，从套管入口100℃原油时，油管的出口温度为70℃，在400～600 m井深时，油管的热洗原油温度均低于50℃。

图2 空心抽油杆热洗清蜡示意图

在同类井中进行矿场试验，载荷变化如图3所示，以100℃热原油为介质，按照设计流程试验后，载荷会突然下降之后，又逐渐增大，随着时间的延长，抽油机的上行载荷呈上升趋势，抽油机的下行载荷呈下降趋势，载荷差逐渐增大，每次热洗之后都需要3 d时间才能恢复产量。

图3 长204井油套返洗和提泵正洗载荷曲线

2. 实心抽油杆提泵正洗工艺

采用1台罐车拉运原油25 m3，拆卸盘根盒、安装方卡子、使用吊车提光杆，连接热洗管线从油管四通口泵入100℃热原油，流量同样为10 m3/h,按照设计流程试验，应用计算机模拟，在入口温度为100℃时，套管口的出口温度为80℃，在井深900 m处时，油管内原油温度为50℃，在900～12 00 m处，热洗温度低于50℃。在同类井中进行矿场试验，载荷变化如图3所示，抽油机的上行载荷明显下降之后呈现稳定趋势,抽油机的下行载荷上升后呈稳定趋势，载荷差变小，每次热洗之后1 d时间可以恢复产量。

3. 空心抽油杆热介质循环洗井清蜡工艺

采用1台罐车拉运原油20 m3，可以建立4个循环过程。应用专用热洗软管连接，从空心抽油杆注入阀处泵入100℃原油，由于使用的空心抽油杆的内径为Ø24 mm，油管内径为Ø76 mm，油管为空心抽油杆内径的3.2倍，考虑到管线压力和热洗工艺的安全性，空心抽油杆设计流量为10 m3/h，高压软管的设计额定压力为19 Mpa，当热洗原油达到1 200 m深度时，井底温度超过了60℃，完全可以达到清蜡效果。经过矿场试验验证之后，抽油机载荷非常稳定，没有出现载荷增加的情况，在固定热洗周期热洗之后，载荷非常稳定，热洗效果良好见图4。

图4 长2-1井空心抽油杆热洗清蜡载荷曲线

通过对这三种热洗清蜡工艺对比发现，油套返洗工艺在400～600 m井深时，油管温度低于50℃，热油已经不具备融蜡能力，由于结蜡井深为1 200 m,只能依靠流体的冲刷作用清蜡。所以，该工艺在600～1 200 m井深处不产生融蜡效果，矿场试验表明随着清蜡次数的增加，抽油机上行载荷依旧呈上升趋势，说明井筒沉积结蜡越来越严重，油套返洗清蜡效果并不明显。实心抽油杆提泵正洗工艺，从清蜡的模拟结果和矿场试验结果发现，在0～900 m井段清蜡效果明显，抽油机载荷呈下降趋势，抽油机的载荷平稳。相比油套返洗工艺而言，实心抽油杆提泵正洗效果较好，但是存在施工准备时间较长，安全风险较大的问题，并且每次提泵之后，坐泵磨损造成抽油泵漏失量增加，长期应用该工艺会造成有杆举升系统故障，不得不进行油井大修作业。空心抽油杆热介质循环洗井清蜡工艺，在1 200 m井深处，油管内温度超过60℃，融蜡效果明显，通过矿场试验验证之后发现，应用空心抽油杆举升系统之后，载荷无增加，说明清防蜡效果明显。对比这三种工艺的清防蜡效果：空心抽油杆清蜡技术与提泵正洗清蜡技术相当，这两项技术都比油套返洗技术效果要好；热洗介质用量：油套返洗>提泵正洗>空心抽油杆热洗；占产时间：油套返洗>提泵正洗>空心抽油杆热洗；劳动强度：油套返洗与提泵正洗相当，空心抽油杆热洗劳动强度最低；安全风险：提泵正洗>油套返洗>空心抽油杆热洗。

四、 结论

(1)油套返洗工艺在油井清蜡时，只能保证600m井段以上融蜡，施工时间较长、热洗用原油量较大、劳动强度较高、占产时间较长，长时间施工油井清防蜡效果较差。

(2)实心杆提泵正洗工艺应用在油井清蜡时，能保证融蜡井段较油套返洗工艺长，施工时间较短、热洗用原油量较少、劳动强度较高、占产时间较短，长时间施工虽然可以保证清防蜡效果，但是长时间应用该工艺，会对有杆举升系统造成破坏，导致油井检泵修井。

(3)空心抽油杆热介质循环洗井清蜡工艺应用时，能保证融蜡井段可以完全覆盖酒东油田结蜡井段，施工时间比油套返洗工艺、实心杆提泵正洗工艺都短，热洗原油用量较少，劳动强度较低，占产时间更短，长时间施工可以有效保证油井清蜡效果，能够实现有杆举升系统稳定。建议在酒东油田同类井中，使用该工艺定期进行清蜡作业，也可以起到防蜡效果，保障油井正常生产。