低液量低含水油井高温热洗与清蜡工艺技术应用

低液量低含水油井高温热洗与清蜡工艺技术应用

发表时间：2019-09-19T14:35:24.277Z 来源：《中国西部科技》2019年第12期作者：翁新龙

[导读] 低液量、低含水油井的清蜡工作一直是采油工艺中难办的工作之一：使用热水洗井，洗井热水进入地层，出现长达10天左右的高含水采油，严重影响产量。不洗井就将躺井。加清蜡剂，由于清蜡剂费用高，增加了采油成本，还因清蜡剂由于带有笨环等危险品，给加药人带来危害。采用洗井阀或其它工具洗井清蜡，由于在井筒内下入了封隔器等工具，增加了井下事故的风险，也增加了采油费用。因此，探索低水量不影响原油产量的热洗清蜡工艺，是采

翁新龙

河南油田分公司采油一厂

摘要：低液量、低含水油井的清蜡工作一直是采油工艺中难办的工作之一：使用热水洗井，洗井热水进入地层，出现长达10天左右的高含水采油，严重影响产量。不洗井就将躺井。加清蜡剂，由于清蜡剂费用高，增加了采油成本，还因清蜡剂由于带有笨环等危险品，给加药人带来危害。采用洗井阀或其它工具洗井清蜡，由于在井筒内下入了封隔器等工具，增加了井下事故的风险，也增加了采油费用。因此，探索低水量不影响原油产量的热洗清蜡工艺，是采油工艺的急需解决的问题。

关键词：低产低能井；热洗；分析；评价。

1、引言

理想流体在流动时不会产生流体阻力，因为理想流体是没有粘性的，实际流体流动时会产生流体阻力，因为实际流体具有粘性。因此，粘性是流体阻力产生的根本原因。粘度作为表征粘性大小的物理量，其值越大，说明在同样流动条件下，流体阻力就会越大。实际流体流动时，会因为流体自身不同质点之间以及流体与管壁之间的相互摩擦而产生阻力，造成能量损失，这种在流体流动过程中因为克服阻力而消耗的能量叫流体阻力。流体阻力的大小关系到流体输送的经济性，因此，了解流体阻力产生的原因及其影响因素是十分重要的。同样，对于油田生产来说，采油井的原油举升也是如此。如何更有效的降低稠油粘度来降低油井举升阻力是很有意义的。

2、原油失去流动性的原因

2.1、原油的粘度升高原油失去流动性。当粘度升高到一定程度时，原油即失去流动性,高粘度原油在井筒的举升过程中，随着高度的上升，由于地温梯度的存在，原油的粘度会随着温度的下降进一步增大，出现在油管内壁结晶附着，油流通道变小，对抽油杆的抗拉强度要求更高；同时油管内原油流动减缓，油管内压力增高，油管承压增高，其实质同样是油管的抗张力变大；下部的抽油泵凡尔、泵筒的负载也会增加。当作用力超过三抽设备承载极限时，会表现为在三抽设备薄弱环节的断裂、刺漏现象。也就是通常所说的躺井。

2.2、原油析蜡引起流动性降低。当温度降低至原油的析蜡温度时，蜡晶析出，随着温度进一步降低，蜡晶形成遍及整个原油的结构网，原油失去流动性。

3、影响原油粘度的主要因素

原油粘度是指原油在流动时所引起的内部摩擦阻力。原油粘度大小取决于温度、压力、溶解气量及其化学组成。温度增高其粘度降低，压力增高其粘度增大，溶解气量增加其粘度降低，轻质油组分增加，粘度降低。原油粘度变化较大，一般在1～100mPaos之间，粘度大于50mPaos的原油俗称稠油，稠油由于流动性差而开发难度增大。据卫一区单井原油分析统计反映出半数以上油井为高粘度原油

4、原油的降凝方法

3.1、物理降凝法。将原油加热至最佳的热处理温度，然后以一定的速率降温，达到降低原油凝点的目的。原油升温对原油各成分存在状况可产生下列影响。原油中的蜡晶全部溶解，蜡以分子状态分散在油中。

沥青质堆叠体的分散度由于氢键减弱和热运动加剧的影响而有一定提高，即沥青质堆叠体的尺寸减校在沥青质堆叠体表面的胶质吸附量由于热运动的加剧而减少，相应地原油油分中胶质的含量增加。原油升温后引起各成分存在状况的变化在冷却时不能立即得到复原。因此处理后原油析出的蜡晶将更分散、更疏松，形成结构的能力减弱，因而热处理后原油的凝点降低。

3.2、化学降凝法。化学降凝法是指在原油中加降凝剂的降凝法。表面活性剂型原油降凝剂，通过在蜡晶表面吸附的机理，使蜡不易形成遍及整个体系的网络结构而起降凝作用，聚合物型原油降凝剂主链和(或)支链上都有可与蜡分子共同结晶(共晶)的非极性部分，也有使蜡晶晶型产生扭曲的极性部分。

3.3、化学-物理降凝法。高粘度油井的开采过程中主要是采取热洗和定期加油井助剂的方法降粘，实现延长检泵周期提高油井生产时率的。热洗主要采取的方式是蒸汽反洗，用水总量少、温度高，排水期短，甚至有的油井观察不到含水的变化，实现了有效增温降粘、清理油管内壁结晶附着物，疏通原油通道、降低三抽设备载荷的目的。定期加油井助剂主要是从套管定期、定量加入清蜡剂、降粘剂、高效表面活性剂和驱排剂。油井助剂的主要作用是有新的化学成分加入，新加入的化学组分在原油中起到减缓原油的结晶出现和破坏结晶现象。

5、热洗、加药的实施及效果

2018河南油田某区块年共实施洗井71井次。依据统计情况，洗井后均表现出电流下降，产液量上升。跟踪有载荷对比的普遍表现为最大载荷下降；排水期最长的7天，多口井洗井当天含水观察不到变化，平均排水期不到2天。累计影响产量19.9吨，平均单井影响产量0.3吨。该区块年累计加油井助剂192井次，累计药量32.5吨。合计油井助剂费用26.3526万元。油井加入助剂后，观察油井生产状态，日产液、油稳定上升，均表现良好，起到了改善原油粘度的作用，提高了油井生产时率。

某油井2018年2月3日新投 φ38×1607.05×4.8×4生产，初期日产液8.4t，日产油6.1t，含水38%。生产至2018年7月13日光杆下不去，采用进出温度78/65℃，水36m3，洗井液225kg洗井后开抽，第二天仍然出现光杆下不去继续洗井，洗井水40 m3温度90/65℃、洗井无效躺井，作业起出发现油管结蜡严重。作业后生产了67天于2018年9月19日再次出现光杆下不去现象，洗井无效，再次作业处理。期间进行过加驱排剂和蒸汽洗井。起出发现仍为结蜡严重造成的。该井于2018年9月20日检泵后，结合前期发现的问题，采取每月14日加清蜡剂300公斤，每月27日蒸汽洗井措施，至今生产正常。免修期达到了226天以上。

某井井于2018年5月14日下泵恢复生产。恢复当天12点即由于油稠开不起井，当时采取加清蜡剂1000公斤，仍然开不起来，只好大水量热洗，勉强开抽。晚上21点又开不起来，继续热洗开抽。间隔两天就再次出现光杆下不去，依然靠洗井开抽。同时采用减速器下调冲次到2次。初期日产液2.1方，日产油0.4吨，含水88%，生产至2018.8.22日计量不出，期间热洗多达13井次；尝试加驱排剂、清蜡剂均无