三元复合驱井筒结蜡特征研究及清防蜡现场试验

贾圣阳（大庆油田有限责任公司第一采油厂）

1 三元复合驱不同阶段采出液特征

三元复合驱驱替介质分别为空白水驱、聚合物驱、三元驱和后续水驱；采出情况分别为：未见效、见效期、见垢期和垢质消失期。

1.1 未见效阶段

该阶段驱替介质为空白水驱及聚合物驱未见效阶段，采出情况则为未见效阶段。生产特点是随生产时间延长，含水逐渐上升，采出液中的含油量逐渐下降。采出液的特征是：采出物主要是油、水、气三相混合物，采出物中油的性质与正常水、聚驱无差别，其它物质主要是采出的油层水和溶解气，只有少数井会见到一定量的聚合物。根据结蜡的影响因素分析[5]，此阶段的结蜡程度会逐渐减弱。

1.2 见效期

该阶段驱替介质为聚合物驱、三元驱，采出情况为见效阶段且采出井未结垢。生产特点是随生产时间延长，含水逐渐下降，采出液中的含油量逐渐上升，通过取样与聚合物对比，采出物中重质成分（烷烃中碳原子个数16～64的是蜡质成分，烷烃中碳原子个数大于64的是胶质和沥青质）明显高于正常聚驱。而且随见效时间的延长，原油重质成分逐渐升高。聚驱与三元复合驱见效阶段原油成分对比见图1。

图1 聚驱与三元复合驱见效阶段原油成分对比Fig.1 Comparison of crude oil composition between polymer flooding and ASP compound flooding

通过成分分析，三元复合驱见效期，原油中重烃含量高于聚驱一倍以上，使蜡样中胶质、沥青质等重质组分增多，胶质、沥青质对蜡有增黏作用，加速结蜡；机械杂质为结蜡提供晶核，会促使结晶加快。因而，该阶段由于重质成分的增加，对结蜡有极强的促进作用。

1.3 见垢期

见垢期采出物主要是油、水、气、聚合物、碱、表活剂等组成，虽然采出物油中重质成分明显高于正常聚驱，但由于存在碱、表活剂作用下的Ca(OH)2、Mg(OH)2及Ca Si O3、Mg Si O3和碱、表活剂，使得这一阶段采出物的复杂性增加。而且这一阶段采出井的结垢情况日益严重，但结蜡明显减弱。

为了得到采出物中碱和表活剂对结蜡的影响，进行了室内实验，以原始凝油黏壁量为基准，不同浓度碱、表活剂凝油黏壁量降幅曲线见图2。

图2 不同浓度碱、表活剂单独作用时凝油黏壁量曲线Fig.2 Viscosity curve of condensate oil with different concentrations of alkali and surfactant alone

实验结果表明，随碱和表活剂浓度增加，凝油黏壁量逐渐下降。当碱浓度达到3 600 mg/L后，原油黏壁量下降幅度达49.29%；表活剂浓度达到400 mg/L后，原油黏壁量下降幅度达到80.5%。

选取6种浓度碱和8种浓度表活剂复配进行室内凝油黏壁量实验，不同浓度碱、表活剂复配后凝油黏壁量降幅曲线见图3。

基于SOI(Silicon-On-Insulator)的光波导谐振腔器件,由于其结构简单、集成度高、灵敏度高等特点而广泛应用在滤波器[1-4],激光器[5-6],光调制器[7-8],光开关[9-11],生物传感检测[12-13]和光学陀螺[14-15]等多个领域。目前对于微环谐振腔耦合间距的研究大多基于理论层面,且研究方向主要集中在间距与耦合系数的关系上[16-19],关于耦合间距对微环谐振谱线影响的报道较少。在实际的光波导微环谐振器中,耦合间距对谐振系统各个性能参数都有着重要的影响,耦合间距的优化将有助于器件的性能改善。

图3 不同浓度碱、表活剂复配后凝油黏壁量降幅曲线Fig.3 The decline curves of gelling oil viscosity after the combination of different concentrated alkali and surfactant

通过实验可以得出，得表面活性剂浓度达到55 mg/L后，原油黏壁量下降幅度达到50%以上。

通过上述分析，见垢阶段油井采出的原油中含有表活剂和碱，而表活剂使蜡和金属表面的润湿性由亲油反转为亲水，有效抑制了蜡晶的附着，加之碱对蜡有溶解作用，因而在这一阶段不需要进行清蜡。

1.4 垢质消失期

三元驱结束后，开始注入聚合物，当聚合物驱替三元介质至采出井筒后，采出液中主要由油、水、气、聚合物及含量极小的其它成分组成，此时已处于见效后期，含水将不断上升，产油量不断下降。此时随含水上升，采出物中重质成分明显下降。由于该阶段采出液中的碱、表活剂作用下的Ca(OH)2、Mg(OH)2及CaSi O3、Mg SiO3和碱、表活剂消失，因而结垢现象也随之消失，取而代之的是结蜡现象再次出现。但由于含水上升很快，采出液中含油比例下降，总体的蜡质成分和其它的重质成分含量也会随之下降，结蜡程度随之大幅下降[6]。

2 三元复合驱各个阶段的热洗参数

常用的油井清防蜡工艺有热洗清蜡法、强磁防蜡法、化学剂清防蜡法和微生物清防蜡法。根据实际生产需要，在三元复合驱井中采用热洗清蜡工艺为主要方式。此方式是通过热水在井筒中的循环或热传导，将热量传递给井筒中的流体，提高流体温度，将沉积在杆管上的蜡熔化后通过流体排除，达到清蜡的目的[7-8]。

2.1 未见效阶段

根据未见效阶段特征，该阶段热洗参数完全可以按照《机采井热洗温度图版》和《机采井热洗时间图版》进行确定。机采井热洗时间控制图版、机采井热洗温度控制图版见图4、图5。

图4 热洗时间控制图版Fig.4 Control chart of hot washing time

图5 热洗温度控制图版Fig.5 Control chart of thermal washing temperature

抽油机热洗周期确定方法采用产液、沉没度、电流、上载荷或下载荷的抽油机“五参数”法确定；螺杆泵井热洗周期按扭矩值变化确定。热洗周期大致在90 d至150 d。热洗的温度、压力与聚驱热洗无差别。

2.2 见效阶段

根据此阶段采出特征，可以认定该阶段是整个三元复合驱全过程中结蜡最为严重的阶段，因而需要采取加密热洗制度，抽油机热洗周期确定方法仍可采用抽油机“五参数”法确定；螺杆泵井热洗周期也仍然按扭矩值变化确定。根据现场实施的情况统计，热洗周期大致在70 d至110 d。热洗的温度、压力与水驱热洗无差别。

2.3 见垢阶段

根据此阶段采出特征及对结蜡的影响[9]，三元复合驱见垢阶段，随采出物表活剂、碱浓度的增加，原油的结蜡能力明显减弱，当凝油黏壁量下降到70%以上时，可采取不热洗手段。

根据采出物表活剂、碱的浓度，判断油井是否处于见垢阶段尤为重要[10]。结合实际情况，制定了不同采碱和采表浓度条件下的热洗工作制度，分为热洗区、观察区、见垢区。不同浓度碱、表活剂复配后凝油黏壁量降幅统计见表1。

表1 不同浓度碱、表活剂复配后凝油黏壁量降幅统计Tab.1 Statistical of viscosity reduction of condensate after mixing alkali and surfactant with different concentrations %

2.4 垢质消失期

由于含水上升很快，采出液中含油比例下降，总体的蜡质成分和其它的重质成分含量也会随之下降，结蜡程度随之大幅下降。因而该阶段采用长周期热洗。

2.5 全周期热洗参数

根据上述分析，确定三元复合驱各阶段热洗制度，三元复合驱各阶段热洗制度及参数汇总见表2。

表2 三元复合驱各阶段热洗制度及参数汇总Tab.2 Summary of hot washing system and parameters in each stage of ASP flooding

3 现场实践

3.1 现场试验井情况

选择三元结垢高峰期3口采出井开展试验，平均热洗周期由95 d延长至416 d，作业起出杆管泵均结垢、未结蜡。见垢期免热洗试验井情况汇总见表3。

表3 见垢期免热洗试验井情况汇总Tab.3 Summary of non-thermal washing test wells in scale period

3.2 应用效果

平均每次热洗，中转站热洗泵电动机耗电为202.5 k Wh，加热炉耗气348.8 m3，同时部分热洗液倒灌油层，含水恢复时间长，平均影响产油约2.48 t，目前累计实施三元复合驱热洗制度油井1 189口井，其中有649口井实施免热洗，共减少热洗1 950井次，节电39.49×104kWh，节气68.01×104m3，少影响产油4 829 t，且未出现因结蜡造成卡蜡的油井。

4 结论

1）决定热洗周期的主要因素是采出液的含水与重质成分含量，由于三元复合驱不同采出阶段采出液含水、重质成分含量是变化的，因而热洗周期随之变化，其中见效期重质成分含量最高，是聚合物驱的2倍以上，且该阶段含水较低，热洗周期在70～110 d，垢质消失期处于后续水驱阶段，含水高、重质成分含量低，使该阶段热洗周期最长，为110～180 d。

2）实验结果表明，随碱和表活剂浓度增加，凝油黏壁量逐渐下降。当碱浓度达到3 600 mg/L后，原油黏壁量下降幅度达49.29%；表活剂浓度达到400 mg/L后，原油黏壁量下降幅度达到80.5%。由于见垢阶段油井采出的原油中含有表活剂和碱，而表活剂使蜡表面润湿性由亲油反转为亲水、金属表面的润湿性也由亲油反转为亲水，有效抑制了蜡晶的附着，加之碱对蜡有溶解作用，因而在该阶段可实现免清蜡。

3）三元复合驱全周期热洗参数选择方法，在现场应用中见到良好节能的效果，为今后三元复合驱热洗参数确定提供有力的借鉴作用。