固体药剂清防蜡技术应用

固体药剂清防蜡技术应用

作者：陈晨陈少发

来源：《科技创新导报》2011年第25期

摘要:本文简单论述了影响油井结蜡的主要因素和油井清防蜡常用技术,并重点介绍了固体药剂清防蜡技术的原理、结构。本文调查、分析了油井清防蜡现状,筛选出产量较低、井筒液体温度低、原油粘度低、含蜡量高的部分油井在现场进行了固体药剂清防蜡实验。通过具体的实验应用,对效果进行了分析,与常规热洗、井口加药相比较,得出了相关结论。

关键词:清防蜡固体药剂热洗井井口加药

中图分类号:TE358 文献标识码:A 文章编号:1674-098x(2011)09(a)-0091-02

在原油生产过程中,由于温度压力降低以及轻烃的逸出,溶解在原油中的蜡会以晶体形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵,以及其他采油设备上,甚至在油层部位都会形成蜡的沉积。而这种结蜡现象,会对正常的原油生产造成影响,所以我们需要研究方案来解决油井结蜡的具体问题。

1 影响油井结蜡的主要因素

(1)原油性质与含蜡量对结蜡的影响。原油中轻质馏分越多,溶蜡能力越强,析蜡温度越低,越不容易结蜡。

(2)温度对结蜡的影响。当温度保持在析蜡温度以上时,不会结蜡,而温度降到析蜡温度以下时,随着温度的降低,析出的蜡就越多。

(3)压力对结蜡的影响。当原油生产过程中井筒内压力低于原油饱和压力时,溶解在原油中的气相从原油中脱出,降低了原油对蜡的溶解能力。同时还带走了原油中的一部分热量,促使油流温度降低,更促进结蜡。

(4)原油中胶质和沥青质对结蜡的影响。随着胶质含量增加,析蜡温度降低。胶质本身是活性物质,可以吸附在蜡晶表面,阻止蜡晶长大。而沥青质是胶质的进一步聚合物,不溶于油,对蜡晶起到良好的分散作用。胶质沥青质的存在使蜡晶分散的均匀而致密。因此原有中的胶质、沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面,也有不利的一面。

(5)原油中的机械杂质和水对结蜡的影响。机械杂质和水的微粒都会形成结蜡核心,加速结蜡。

(6)流速和管壁特性对结蜡的影响。开始随流速升高,结蜡量随之增加,当流速达到临界流速以后,由于冲刷作用增强,析出来的蜡晶不易沉积在管壁上,从而减缓了结蜡速度,结蜡量反而下降。管壁越光滑越不容易结蜡,表面亲水的比亲油的更不容易结蜡。

(7)举升方式对结蜡的影响。举升方式对油井结蜡有一定的影响。电潜泵和水力活塞泵采

油因流动温度高不易结蜡,而且也便于防蜡。气举中如果在井下节流时引起气体膨胀吸热,温度下降造成结蜡严重,反之,井口节流时,在节流后结蜡会严重。因此,油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一,做好防蜡和清蜡是油井管理工作中的一项重要内容。

2 常用的清防蜡技术

油田常用的清防蜡技术,主要有机械清蜡技术、热力清防蜡技术、表面防蜡技术、化学药

剂清防蜡技术、磁防蜡技术、微生物清防蜡技术等。

3 油井清防蜡现状

经过调查,需要采取清防蜡、降粘措施的油井有228口,占全厂生产井总数的55.2%。这些

井主要集中在6个采油工区的16个断块及零散井。各断块原油物性情况见表1。

从表1可以看出,每个断块的原油物性存在着很大差异,部分断块还具有高粘度、高凝固点,胶质沥青含量高的“三高”特点,给油井的正常生产带来一定的难度。

为了保证油井的正常生产,根据每个断块原油物性及生产特点,在油井清防蜡措施上主要采取了热洗与化防相结合的方式,对个别热洗、化防效果时间短、生产困难的油井采用井筒电热

电缆加热技术,基本上满足了生产的需要。

热洗采用的是常规热洗车洗井,近两年统计每年全厂热洗338井次,平均热洗周期176天。

油井化防入井的化学药剂主要是清蜡剂和降粘剂。2009年对我厂所用的化防药剂进行了

筛选试验,对药品的适应性进行室内评价,其筛选结果是:

(1)加药类型:油井含水小于20%时,使用清蜡剂;油井含水大于20%时,使用降粘剂。(2)加药量:300～500mg/l为合理加药量。(3)加药浓度:加药浓度在30%时为最佳加药浓度。(4)加药周期:清蜡剂15天,降粘剂7天。

以次做为依据,用于指导现场加药。去年对我厂的化防井进行了分类,划分出加清蜡剂的油井104口、降粘剂油井124口。根据入井药剂室内筛选结果并结合单井的实际情况,对单井的

加药量及加药周期做了进一步的摸索,目前单井加药量为40～150kg/次,加药周期3～15天,保证了油井的正常生产。

但是,油井热洗和加药也存在着不足:(1)井热洗时,洗井液进入地层会对地层造成污染。(2)洗井液进入井筒后,要将洗井液排出,使油井含水恢复到洗井前的含水,一般需要3天左右的时间。但对水敏性严重的文118、文119等断块,含水恢复到洗井前的含水要7天以上,最长的需要16天。(3)油井化防,从套管定期加药,药进入井筒后,随产出液的排出而不断减少,防蜡降粘的作用不断减弱,效果逐渐变差，所以周期性重复加药,增加了一定的工作强度。同时,由于药剂受油井含水、产液量、原油物性等诸多因素的影响,可能会使部分油井加药后,效果不明显。

4 固体药剂清防蜡技术

4.1 原理

固体药剂清防蜡技术属于化学清防蜡,它是将油溶性固体化学药剂置于外筒为φ114mm钢管与内筒为φ73mm油管的环行空间内,制成防蜡装置,在油井检泵作业施工时,将防蜡装置安装在抽油管柱的泵下或泵上合适的位置。防蜡剂在流动的原油中被溶解后,随着产出液的提升,改变原油中蜡晶之间的聚集,同时在蜡晶点以上形成一层活性水膜,使蜡微粒在高分子聚合物作用下处于分散状态,也不易在管壁表面沉积,而易被油流携带走,减少蜡组分聚集结晶的几率,从而达到清防蜡的目的。

4.2 结构

固体药剂清防蜡装置的结构主要由外筒、内筒和固体药剂三部分组成。外筒是直径为

φ114mm的钢管;内筒是直径为φ73mm的油管(21/2″油管),在内筒上开有许多小孔,作为油溶蚀固体药剂的通道,在内筒的两端车有与油管联接的丝扣。内筒和外筒通过焊接后,形成一个环行空间,是储存固体药剂的地方。

4.3 选井依据

(1)日产液量≤20t/d的油井;(2)井筒液体温度在25～80℃,50～60℃时效果最好;(3)原油粘度低、含蜡量高的油井。

4.4 现场应用

现场试验过程中分为两个阶段。第一阶段,试验前的准备阶段。该阶段是根据选井依据,筛选出适合该技术的油井。因此,以各断块的原油物性资料及油井的生产情况为依据,筛选出莫31、莫32、莫34、莫25、马2、西36及刘李庄油田作为试验区块。同时,对上述区块油井的生产资料及相关资料进行了收集和录取。并且将油井的油样送协作单位进行化验分析。由化验分析结果来确定固体药剂的配方,并组装成固体药剂清防蜡装置,以备下井使用。第二阶段,现场实施阶段。现场实施阶段是结合油井的检泵作业施工,将已经组装好的固体药剂清防蜡装置安装在抽油管柱适当的位置上。因此,固体药剂清防蜡装置在下井前,首先应确定其下入井内的深度。确定该装置下入井内的深度主要是以选井依据中的“井筒液体温度在25～80℃,50～60℃时效果最好”作为参考标准,以断块油层温度为起始条件,结合油井的结蜡深度、下泵深度,用地温