自循环洗井工艺的研究与应用

李加刚，陆登峰

（中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司采油一厂，江苏江都 225265）

目前大多数油田采用的清防蜡方式是常规洗井和蒸汽洗井，近年来沙埝油田逐步采用自循环热洗井工艺，它通过油井自产液进行加热后再正洗进入油套环空对油管进行加热的清防蜡方式[1-4]。

自循环洗井在沙埝油田的应用开始于2017 年，最初的设备就是一台自循环加热车，需要有人在现场调试温度、查看压力、了解功图载荷变化等情况，这严重影响了洗井的效果以及增加了操作人员的负担。研制了一套基于PT100 采集器的远程控制装置，但由于采集数据的传输、控制时常滞后及设备硬件的不完善，也影响了洗井的效果和设备的安全。因此需要对目前的自循环洗井设备进行重大改造，并加入高效的远程控制技术[5]。

1 研发目标

自循环洗井工艺的改进主要从两个方面进行，（1）针对目前沙埝地区的油质、含水状况，通过实验室药剂评价，筛选出高含水油井的清防蜡药剂，使之达到清防蜡的目的；（2）对目前设备的改造，增加不同功率控制单元、防干烧装置、热媒油液位检测、数显传感装置、PLC 远程控制器单元等软硬件的改造。通过上述两方面的改进，主要解决高含水油井清防蜡的困难、洗井后易出现的含水波动和地层污染等问题。

远程控制技术的改进主要是针对之前PT100 采集控制单元的数据传输滞后、参数设置不稳定等方面进行重新的设计更换，通过PLC 远程控制单元，融合华为云计算处理能力，真正实现低延时远程控制技术，并实现在手机端、电脑端的多向控制采集显示等功能，真正实现信息化条件下的远程控制技术，形成一套完整的选井、洗井、温控技术。

2 技术特点

2.1 洗井药剂的实验室评价

2.1.1 防蜡机理 水性清防蜡剂主要由高分散性的表面活性剂、互溶剂、水等组成。通过表面活性剂以及助溶剂将原油形成水包油状，与此同时，通过互溶剂进一步将蜡油溶解排出。同时，药剂的亲水基会吸附在管壁上，由于蜡与水是异性的，药剂的亲水基会使蜡脱落，从而会达到清防蜡的效果。

2.1.2 实验方法步骤 本实验防蜡率的测定通过《倒扣瓶防蜡测定法》（测定方法参考SY/T 6300-2009《采油用清、防蜡剂技术条件》附录A），对产品1、产品2、产品3 进行不同温度下防蜡率的测定，即50 ℃、45 ℃、40 ℃、35 ℃、30 ℃下防蜡率的测定。首先，将已经称量标记好的量筒中加入一定量的含水原油、药剂，放在温度高于原油凝固点以上的水浴锅恒温30 min，随后取出将具塞量筒上下晃动，直至均匀，然后倒扣在容器中，并且放入到相应温度下的烘箱中恒温30 min 左右，直到具塞量筒里不流出蜡油为止，最后放在干燥器里降温称量。

采用倒扣法室内进行空白和加样的实验。通过对比加入药剂前后管壁上蜡油情况来分析药剂的清防蜡效果。可以很明显的观察到空白实验管壁上有一层薄薄的蜡油，而加样的管壁上只有零星点蜡油。所以说，通过倒扣法可以很容易评价出药剂的效果。

式中：X-防蜡率，%；m0-空白实验蜡沉积量，g；m1-加样实验蜡沉积量，g。

2.1.3 沙20-82 井和沙20-77 井防蜡率的测定

（1）选取沙20-82 的油井样，含水率54%左右。评价产品1、产品2、产品3 在50 ℃、45 ℃、40 ℃、35 ℃、30 ℃温度下的防蜡效果，对于此井加药量为0.5%（见表1，图1）。

表1 沙20-82 井50 ℃下防蜡率的测定

图1 50 ℃下加入不同药剂前后原油挂壁情况

（2）选取沙20-77 的油井样，含水率60%左右。评价产品1、产品3 在50 ℃、45 ℃、40 ℃、35 ℃、30 ℃温度下的防蜡效果，对于此井加药量为0.3%（见表2，图2）。

表2 沙20-77 井50 ℃下防蜡率的测定

图2 50 ℃下加入不同药剂前后原油挂壁情况

对比两组实验，初步得出以下结论：

（1）产品3 对沙埝油田的沙20-82、沙20-77 清防蜡效果最好，加药量分别是0.5%，0.3%。

（2）50 ℃条件下防蜡率最高，温度对防蜡率起重要作用。

适用性评价：通过室内实验和筛选结果得出，产品3 更能满足沙埝油井现有的清防蜡需求，自循环洗井也采用产品3 投加提高洗井效率的方案。

2.1.4 现场试验 沙埝油田各区块均属于中低或低渗油藏，经历了二十多年的注水开发生产，目前单井平均日产液水平在10.2 t，平均动液面在1 000 m 以下，多数井满足自循环洗井的条件。2021 年3 月开始在侧沙7-10 井进行自循环洗井现场试验，根据油井的产液量、动液面、泵挂深度及结蜡井段等数据确定了该井最佳自循环洗井的循环进出口温度和自循环洗井熔蜡时间，洗井后该井最大载荷从65 kN 降到58 kN，最小载荷从35 kN 上升至39 kN，载荷收窄明显，且清蜡有效期明显延长（见表3）。

表3 沙埝部分油井自循环洗井前后载荷对比表

从现场试验的情况来看，结合示功图载荷曲线对比，自循环洗井工艺载荷有效期基本在1 个月左右，含水影响约1.2 d，基本不影响产量，而常规、蒸汽等方式含水影响3～5 d，产量影响约8.5 t。

2.2 远程控制技术

采用PLC（Programmable Logic Controller）控制器实现数据的远程传输、记录、调整，并依托华为云的大数据功能，自行编辑相应的用户程序满足自循环洗井的自动化要求。可在现场、手机端和电脑端实现同步操作，延时率低。

从现场操作实践来看，调整参数更加快速、便捷，各界面功能完善，数据曲线更直观反映历史数据的变化趋势。此外，还充分利用井场监控、示功图载荷曲线分析实现洗井过程的全方位监督，保证了洗井过程的顺利、安全、高效。

3 推广应用情况

自循环洗井工艺的选井及工艺要求：液量要求一般在5～15 t，且产液平稳，低液量油井可适当掺水，热媒参数设置在150～190 ℃，温差小于20 ℃，出口温度控制在60～80 ℃，经过多井次的摸索和实践，均取得了较好的效果。

自循环洗井工艺的研究与改进，大大减少了常规、蒸汽洗井的工作量，2021 年减少常规洗井50 多井次，降低洗井费用20 多万元。2021 年，该技术的应用使载荷有效期延长至50 d 以上，含水恢复周期基本在后期油量的增加后得以弥补，全年减少产量800 t 左右，并杜绝了常规洗井液对地层的污染问题。通过本研究成果在其他厂站的应用，降低了劳动者的工作强度，减少了车辆运输费用等。累计节省各项费用360 多万元，取得了很好的经济效益。

随着油田开发的不断深入，油井的清防蜡工作面临诸多挑战，只有打破常规、不断创新、勇于实践，才能解决各种不同类型油井的清防蜡难题。

沙埝油田自循环洗井工艺技术的发展是基于生产过程中难点的治理，而生产管理的提升则是由信息化、智能化、数字化的普及和发展而来。只有以大胆的科技创新为手段、依托强大数据管理平台，才能最大限度地治理好油井，防止各类蜡卡井的发生。