趙小光，黃 燕，邵 波，曹 婷

(1.長(zhǎng)慶油田分公司第十采油廠，甘肅 慶陽(yáng) 745100； 2.長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶陽(yáng) 745100)

H油田儲(chǔ)層致密，滲透率一般不超過(guò)0.3 m D[1]，屬典型的超低滲透油藏[2]。Y區(qū)是近兩年剛開(kāi)發(fā)的新區(qū)塊，但井組輸油管線結(jié)蠟對(duì)油流順利從單井和井站輸送到指定處理站庫(kù)影響較大，對(duì)油井正常穩(wěn)產(chǎn)也有一定的影響[3]。結(jié)蠟原因復(fù)雜，影響因素較多，為保證原油正常生產(chǎn)，必須盡快研究適應(yīng)該區(qū)塊的清蠟技術(shù)。目前，井組輸油管線清蠟技術(shù)手段主要有化學(xué)清蠟、熱洗清蠟和機(jī)械清蠟(投收球清蠟)。其中，熱洗清蠟成本高，在一定程度上影響了原油生產(chǎn)效率，且存在火災(zāi)、爆炸等安全風(fēng)險(xiǎn)；投收球清蠟因受地形高低起伏、管線布局復(fù)雜、彎角較多等因素的影響，許多管線不能進(jìn)行投收球操作。因而，從井組管線結(jié)蠟原因出發(fā)，加強(qiáng)了化學(xué)清蠟，即清蠟劑清蠟技術(shù)，明確了Y區(qū)井組輸油管線化學(xué)清蠟技術(shù)的基本參數(shù)，并用于實(shí)際生產(chǎn)中，取得了較好的效果。

1 井組輸油管線結(jié)蠟原因

油田開(kāi)發(fā)前，原油存儲(chǔ)在地下深處的巖層內(nèi)，處于一種高溫、高壓環(huán)境下，以液態(tài)形式存在。油田開(kāi)發(fā)后，原油會(huì)從儲(chǔ)層流入到井底，從井底沿著井筒被舉升到井口，再?gòu)木M輸油管線輸送出去，這一過(guò)程中，壓力和溫度都會(huì)下降，當(dāng)壓力、溫度下降到一定程度時(shí)，就會(huì)破壞石蠟在原油中的溶解平衡，結(jié)晶微粒開(kāi)始析出[4]。石蠟結(jié)晶一部分會(huì)隨著原油的流動(dòng)被采出來(lái)，但有一部分會(huì)凝聚并粘附在輸油管壁上，即管道結(jié)蠟現(xiàn)象。井組輸油管線結(jié)蠟原因主要包括以下幾個(gè)方面：一是原油的組分因素。原油中所含的重質(zhì)組分對(duì)結(jié)蠟有直接影響，重質(zhì)組分越多，原油中的蠟越不易溶解，蠟沉積傾向越嚴(yán)重。H油田原油屬性為輕質(zhì)油，故重質(zhì)成分影響不是該油田井組輸油管線結(jié)蠟的主要原因。二是原油中的機(jī)械雜質(zhì)因素。原油中的固態(tài)機(jī)械雜質(zhì)有利于蠟分子的析出，促進(jìn)結(jié)晶生成。原油中所含的機(jī)械雜質(zhì)越多，井組輸油管線越容易發(fā)生蠟沉積。三是管壁粗糙度及表面材質(zhì)因素。井組輸油管線結(jié)蠟與管道材質(zhì)有關(guān)，管道內(nèi)壁越粗糙，原油在輸送流動(dòng)過(guò)程中越容易粘附在管道內(nèi)壁，越容易造成結(jié)蠟。另外，管道表面材質(zhì)親油比親水更易造成結(jié)蠟。四是溫度因素。蠟析出受溫度影響較大[5]，溫度較低時(shí)，原油中蠟分子運(yùn)動(dòng)減慢，易結(jié)晶析出，因此溫度較低狀態(tài)下易結(jié)蠟。另外，原油溫度和管壁溫度之間的溫差也會(huì)導(dǎo)致管道蠟析出。從以上原理可判斷出溫度變化是Y區(qū)結(jié)蠟的要因之一。五是流速因素。管道內(nèi)油流速度越快，對(duì)管壁的剪切應(yīng)力越大，油流對(duì)管壁的沖刷作用越強(qiáng)，結(jié)蠟速率越低，原油中的蠟越不易沉積。油田位于山區(qū)，地勢(shì)高低起伏不定，地形復(fù)雜，因而液體流速是造成Y區(qū)結(jié)蠟的要因之一。

2 機(jī)械清蠟與熱洗清蠟存在的不足

2.1 投收球清蠟存在的不足

對(duì)于井組輸油管線的機(jī)械清蠟，主要采用投收球。但受地形高低起伏、管線布局復(fù)雜、彎角較多等因素的影響，許多管線不能進(jìn)行投收球操作。目前現(xiàn)有井組輸油管線156條，具備投球條件的管線93條，占比59.6%，而一般投收球成功率只有80%左右，Y區(qū)某時(shí)間段內(nèi)投收球情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1，故運(yùn)用此機(jī)械清蠟方法無(wú)法滿足Y區(qū)清蠟實(shí)際所需。

表1 Y區(qū)某時(shí)間段內(nèi)投收球情況統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Statistics of ball throwing and receiving in Y area in a certain period of time

2.2 熱洗清蠟存在的不足

如果采取熱洗清蠟，按經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)，平均熱洗周期為1.6次/月·條，管線熱洗平均費(fèi)用2 500元/條·次，那么全年熱洗費(fèi)用高達(dá)748.8萬(wàn)元。頻繁的管線熱洗會(huì)影響原油生產(chǎn)，且熱洗過(guò)程存在較高的爆炸、火災(zāi)等安全風(fēng)險(xiǎn)。

3 化學(xué)清蠟的研究與應(yīng)用

因機(jī)械清蠟(投收球清蠟)和熱洗清蠟存在許多不足，故重點(diǎn)加強(qiáng)了對(duì)化學(xué)清蠟技術(shù)的研究?；瘜W(xué)清蠟[6]是投加清蠟劑來(lái)清除凝結(jié)在管壁上的蠟質(zhì)成分，基本原理是加入溶蠟劑，通過(guò)對(duì)沉積蠟的溶解，使管壁上的蠟脫落，部分或全部重新溶解在原油中，并隨油流走，從而完成清蠟。影響化學(xué)清蠟效果的兩個(gè)重要因素是清蠟劑投加量和投加周期，故對(duì)此開(kāi)展研究，以確定Y區(qū)化學(xué)清蠟技術(shù)參數(shù)。

3.1 清蠟劑投加量的確定

目前，H油田普遍使用的清蠟劑為油田化工廠自行生產(chǎn)的CX型清蠟劑，質(zhì)量可靠，在油田其他區(qū)塊應(yīng)用效果較好，故Y區(qū)開(kāi)發(fā)后也使用該型號(hào)清蠟劑。為準(zhǔn)確確定清蠟劑的投加量，在Y區(qū)選取A和B兩個(gè)井組進(jìn)行清蠟試驗(yàn)，過(guò)程如下：

兩個(gè)井組清蠟劑每次投加量從55 kg起步，按“從多到少—從少到多”規(guī)律逐漸變化，投加周期參考H油田其他區(qū)塊經(jīng)驗(yàn)，按每6天投加1次，繪制清蠟劑投加量與井組回壓關(guān)系曲線(見(jiàn)圖1和圖2)。從圖1曲線可以看出，當(dāng)清蠟劑投加量為40kg時(shí)，井組回壓下降至1.2 MPa，且投加量更大時(shí)井組回壓沒(méi)有明顯下降趨勢(shì)，說(shuō)明A井組清蠟劑最佳投加量為40 kg/次；同理，從圖2曲線判斷B井組清蠟劑最佳投加量為38 kg/次。

圖1 A井組清蠟劑投加量與井組回壓變化關(guān)系曲線圖Fig.1 Curve of the relationship between paraffin removal agent dosage and the back pressure change in well group A

圖2 B井組清蠟劑投加量與井組回壓變化關(guān)系曲線圖Fig.2 Curve of the relationship between the paraffin removal agent dosage and the back pressure change of well group B

試驗(yàn)表明，CX型清蠟劑投加量保持在38～40 kg即可達(dá)到良好清蠟效果，考慮實(shí)際使用過(guò)程有少量損失，故將投加量設(shè)定為40 kg。

3.2 清蠟劑投加周期的確定

為準(zhǔn)確確定投加周期，參考其他區(qū)塊，在以上兩個(gè)井組開(kāi)展試驗(yàn)，過(guò)程如下：

兩個(gè)井組投加周期均從10 d開(kāi)始，逐漸遞減天數(shù)，每次清蠟劑投加量均為40 kg不變，繪制投加周期與井組回壓關(guān)系曲線(見(jiàn)圖3和圖4)，其中橫軸為每次投加量，兩個(gè)縱軸分別為投加周期和井組回壓值。從圖3和圖4可以看出，投加周期越短，效果越好，但當(dāng)投加周期達(dá)到5 d時(shí)，再縮短投加周期，井組回壓沒(méi)有明顯下降趨勢(shì)，說(shuō)明兩個(gè)井組清蠟劑最經(jīng)濟(jì)有效的投加周期均為5 d。

圖3 A井組清蠟劑投加周期與井組回壓變化關(guān)系曲線圖Fig.3 Curve of the relationship between the period of paraffin removal agent in well group A and the change of back pressure in well group

圖4 B井組清蠟劑投加周期與井組回壓變化關(guān)系曲線圖Fig.4 Curve of the relationship between the period of paraffin removal agent in well group B and the change of back pressure in well group

試驗(yàn)表明，CX型清蠟劑投加周期為1次/5 d即可達(dá)到較好效果，故將投加周期確定為1次/5 d。

4 應(yīng)用效果

從2020年開(kāi)始探索Y區(qū)井組輸油管線清蠟方法，對(duì)化學(xué)清蠟技術(shù)進(jìn)行分析。目前，對(duì)全區(qū)112條管線實(shí)施了化學(xué)清蠟，平均回壓由2.0 MPa下降至1.1 MPa，并持續(xù)保持平穩(wěn)運(yùn)行，其間未實(shí)施熱洗清蠟、投收球清蠟等措施，與以往同期對(duì)比，平均回壓下降0.9 MPa，同時(shí)產(chǎn)量呈上升趨勢(shì)，平均單井產(chǎn)液量提高0.3 m3，而含水則保持穩(wěn)中有降，取得了較好的效果。

表2 Y區(qū)化學(xué)清蠟效果統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistics of chemical paraffin removal effect in Y area of H oilfield

5 結(jié)論

經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，明確了Y區(qū)井組輸油管線化學(xué)清蠟技術(shù)基本參數(shù)：清蠟劑投加量為40 kg/次，投加周期為1次/5 d。化學(xué)清蠟技術(shù)的研究與應(yīng)用有效降低了回壓，保證了油井產(chǎn)出液的順利輸送，消除了熱洗清蠟潛在的火災(zāi)、爆炸等安全風(fēng)險(xiǎn)，促進(jìn)了油井穩(wěn)產(chǎn)。