延长油田化学清防蜡剂现场实验评价*

宋小刚，皮富强，王 鹏，贾 璐

（延长油田股份有限公司 富县采油厂，陕西 延安727500）

引 言

油气田的勘探开发始终伴随着地层水、岩石特性和多维液体使用的化学技术分析。例如钻井过程中的钻井液体系及密度调整、压裂改造中压裂液黏度和破胶比对以及采油过程中掺水加药的优选。所以伴随着油田开发全过程的化学药剂研究意义重大[1，2]。该方面国外在压裂液体系及其相应添加剂研究上发展较为迅速，当前就有能直接作用于油气藏裂缝中的惰性固体防蜡剂和原油润湿转型表面活性剂。而国内，由于工艺和技术手段显著，研究多集中在油井清防蜡剂和管线阻垢剂的被动防护的化学药剂实验，而限于成本，还经常进行地面管线加温等辅助方式进行生产[3～5]。本文基于笔者延长油田多年生产运行实践，在化学实验及其基础知识支撑下预设实验判定研究区当前清防蜡剂现场使用情况与室内实验一致性，为下步药剂改性和操作工艺调整提供建设性意见。

1 方法及材料

1.1 实验预设区简介

延长油田区域构造简单，与长庆油田接壤，地质上属陕甘宁盆地东部斜坡带，矿产开发权集中分布于延安、榆林等4 市20 个县区。本次预设实验研究区块属于二次开发阶段。其地层平均渗透率在（0.5～1.56）×10-3μm2，孔隙度仅有10%左右，根据相关标准及储层预测结果，判定研究区为典型的低渗、低孔、低压油田。而真实开发过程中原油的启动压差较大，测定地层的吸水能力也较低，后续驱替效果差，储层改造空间有限，单井采收率与成本不成正比，后续发展欠佳。当前在研究区块已有445口井投加有不同浓度的防蜡剂，而据最新的年报工作量显示2020 年更是投加2400 井次工作量，损耗总药剂352t，成本支出210 万余元。由于不可逆因素（井场停电、人力资源调配、井场道路、季节天气影响和药剂质量等），全研究区在2020 年依然发生了328 井次的不同程度卡堵，其中冬季这种情况更加严峻，且还发生过单井输油管线蜡卡事件，通常这种情况现场多采用水套炉热洗或者掺热油混输方式进行解卡。而冬季的严重结蜡单井还需要进行井下作业检泵处理方可正常生产。所以蜡卡会严重制约油气田的正常生产，给井筒及其地面设备设施带来不必要的负担。

1.2 技术策略

基于井筒地温梯度变化以及地面流程季节影响，首先准备相应实验设备，使用标定正确，保养良好的分析天平（梅特勒-托利多）、清防蜡剂测试仪（思辰仪器）、恒温水浴（梅特勒-托利多）、闭口闪点仪（维科美拓）展开相应实验（图1）。

图1 实验设备展示Fig. 1 The laboratory equipment

样本测定环节需要进行结蜡井的原油基础物性分析，通过标准测定得出随机抽样的研究区20口井的油样标准值，分析得出可变物理量中该区域原油的凝固点、黏度、含蜡量、胶质及沥青质等基础参数，最终将评定因子锁定在蜡样析蜡点及熔点两个可测物理中，简化实验测定步骤，提高实验精度（表1）。

表1 蜡样析蜡点及熔点Table 1 The wax precipitation point and melting point

其次是根据以上典型均值偏差样原油含蜡分析结果进行当前经济成本下的高效清防蜡剂优选，主要判定不同清防蜡剂在不同浓度统一温度下和现场油水介质的配伍性情况，以摸索同一区块下不同层段以及不同井组下的清防蜡剂使用效果规律，针对性进行改进和浓度配比优化。最后是将室内实验数据进行拟合比对，形成模拟量。将现场实验数据和工况进行带入，收敛实验结果，评判实验过程，最终完善药剂的配方和现场加药工艺，形成建设性操作意见。

1.3 药剂性能评价

（1）原油物性分析

基于延长油田实际情况，选定研究区结蜡较为严重的D、A、Y、X、Z 区域井组为主体实验取样区，而为简化步骤梳理了该区块含蜡量较高层段进行全工况卡井因素分析，同时通过现场小班记录选定药剂投加良好的20 口井进行统一参数校订，并抽样进行原油基础物性比对，通过仪器设备进行含蜡量分析并根据现场工况绘制析蜡温度及原油黏度。据测算，研究区井组析蜡温度通常在46℃以上，而单一特别井该指标竟然超过55℃，以至于现场多重工况下严重结蜡。在此需要注意，在同一研究区其地层物性差异较大，且同一化的加药策略需要经常动态调整而不是一成不变。

（2）药剂配伍性实验

基于上节所述，研究区同一井组储层物性差异较大，且因为多年注水开发影响，井下情况复杂。需要进行定期的清防蜡剂配伍性优选实验，在此选取传统效果最好、成本最优的4 种清蜡剂和防蜡剂进行2%、5%浓度下的采出原油样品混合配给，带实验环境达标，各项参数稳定后进行50℃恒温箱的2h精致观测，应用高光射灯进行乳化、结块等异常情况观察，通过事后实验可知，上述配伍实验结果良好，仅有4#清蜡剂和防蜡剂2 种药剂出现乳化现象，均无结块现象发生（表2）。

表2 药剂配配伍性实验Table 2 The compatibility of agents

（3）清蜡剂优选

依据现场研究区单井含蜡情况及蜡卡记录，现将含蜡较高的不同层位开采的代表性单井油样D1、X2、Z3 进行均分放置，设置干净合适的观测实验器皿分别进行3 组容器的不同种类清蜡剂实验优选，测定结果参考Q/SY DQ0828-2006《防蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》相关标准进行判定，通过实验结果表3 可以看出：3 种实验优选药剂在代表性单井油样下的溶蜡速率均≥0.016g/min 复合相关行业标准，判定药剂效果合规[6，7]。进一步观测数据可知：研究2#清蜡剂在不同单井油样中的溶蜡速率分别为0.023g/min、0.023g/min、0.019g/min，远高于其他同类产品，且不同油样在2#清蜡剂反应下清蜡效果均表现较好。

表3 清蜡效果数据表Table 3 The paraffin removal effect data

防蜡剂使用方面，由于1#防蜡剂极具成本优势，现场运用广，所以基于现场工况，选用该种药剂进行防蜡效果测定（表4）。

通过表4 可以看出，当药剂浓度在0.02%和0.05%较低时防蜡率仅表现为28.92%和36.54%综合表现较差，而0.02%浓度下降粘率更是低至9.21%。而当药剂浓度提升至0.2%后相应的防蜡率提升至63.22%，降粘率提升至48.22%。而在此进行药剂浓度投加后续防蜡率和降粘率提升幅度不大，甚至在药剂浓度达0.9%时降粘率相对0.7%药剂浓度的69.58%还下降了0.59%。可见最佳经济适用点在0.2%～0.3%浓度上下，而基于现场实际情况和药剂损耗。可以将现场药剂投加量定为0.3%，后续适用情况还需根据不同层段采出液进行细则性评定。

表4 不同浓度实验效果数据表Table 4 The data of experimental results with different concentrations

2 结果及分析

清防蜡剂的使用在现场还是以单井及其地面流程防蜡为主，堵塞卡顿关系清蜡为辅的处理原则进行，所以基于以上分析及其现场要素说明，在此进行代表井场的现场投加取样实验，并绘制相应防蜡效果图（图2）。

图2 不同药剂用量防蜡效果Fig. 2 The effect of different dosages of paraffin on paraffin inhibition

由图2 可知防蜡率和降粘率可测物理量最终在60%左右持平，而防蜡率由于药剂反应时间化学键作用和井温前提下的离子作用力交互原因导致防蜡率变化趋势较慢，但是初始防蜡率高达30%。证明该药剂启效时间快，初始作用力强，而当药剂投加量达0.24%时作用效果不再上涨，维持在64%，甚至持续投加效果还有下降趋势。在降粘率方面，相关可测物理量初始启效慢，仅有7%左右，而当药剂维持在0.1%以前降粘率上涨速度快，作用反应迅速，而逾越过该点后在药剂投加量在0.55%以前时降粘率反应时效上涨趋势相对变慢，最终在0.57%药剂浓度下取得62%的最优效果。后续持续增加药剂浓度效果上涨速率不大。由此可见，现场投加药剂的实验效果与室内实验相当，证明该种药剂抗离子干扰和其他因素影响小[8]。

根据后续数口井的多重实验，现场20 口实验井段的清蜡剂都在一定程度上取得了较好的电流数据，综合反映了清蜡效果优异。值得注意的是研究区单井均没有进行热洗工艺清蜡，故不存在人为加热和其他离子影响[9]。这就证明了如果在结蜡较为严重的单井，其大规模蜡块需要大浓度药剂进行浸泡反映以彻底清蜡。但是投加过快和过猛可能会导致蜡垮掉落聚集而卡顿管、杆、泵。所以药剂投加速度是下步研究热点。而根据现场道路环境改善情况，可以考虑进行单井热洗，以保证药剂使用量最小。而药剂是否会产生交互影响仍是下步室内实验研究重点。防蜡方面，综合现场电机载荷、电流实施数据说明该种药剂效果良好，但同时，如若大规模投加卡死管柱，是否会发生烧毁电机事件值得进一步商榷。

3 结 论

延长油田矿产登记区域有限，且当前区块稳油效果有限，大规模区块属于二次开发阶段，层间矛盾突出，水淹及其舌进现象明显。而高含蜡、高含盐采出液时刻危害着单井及其地面工艺流程的安全，基于当前延长油田清防蜡现状，下步需要进行常态化的工艺优化与操作规程调整，在药剂优选上进行一定时效的综合实验评定，以保证药剂的持续有效性和工艺的实时可行性，进行宏观科学的清防蜡工作考虑。检验本文实验研究得出建设性意见如下：

（1）通过原油物性分析可知，研究区井组析蜡温度通常在46℃以上，而单一特别井该指标竟然超过55℃，以至于现场多重工况下严重结蜡。在此需要注意，在同一研究区其地层物性差异较大，且同一化的加药策略需要经常动态调整而不是一成不变。

（2）根据药剂配伍性实验分析可知，研究区同一井组储层物性差异较大，且因为多年注水开发影响，井下情况复杂。工区所用4#清蜡剂和防蜡剂在高光射灯照射下出现乳化现象，但均无结块现象发生，其他各项指标显示合规。

（3）清蜡剂优选判定方面，依据Q/SY DQ0828-2006《防蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》判定3 种实验优选药剂在代表性单井油样下的溶蜡速率均≥0.016g/min 复合相关行业标准，判定药剂效果合规。进一步观测数据可知：研究2#清蜡剂在不同单井油样中的溶蜡速率分别为0.023g/min、0.023g/min、0.019g/min，远高于其他同类产品，且不同油样在2#清蜡剂反应下清蜡效果均表现较好。实际使用环节根据实验结果推荐0.2%～0.3%浓度为最佳经济适用点。除去损耗可现将现场药剂投加量定为0.3%。