尤立茹

（大慶市第七采油廠第三油礦723隊，黑龍江 大慶163000）

1 引言

大慶長垣外圍低滲透油田共同的特點是滲透率低、地層壓力低、單井產(chǎn)能低、油層埋藏深、地質(zhì)條件復(fù)雜、開采難度大，需上多種技術(shù)措施才能保證正常生產(chǎn)，采油成本高，油田開發(fā)經(jīng)濟效益相對較差。因此，研究選擇實用有效的采油工藝技術(shù)，并進行優(yōu)化組合，以降低生產(chǎn)成本，提高油田開發(fā)整體經(jīng)濟效益，是低滲透油田開發(fā)的核心問題。雖然我廠開發(fā)的油田原油物性相對較好，但結(jié)蠟和蠟卡現(xiàn)象仍然存在。多年來一直采用熱洗清蠟來維持油井正常生產(chǎn)。實踐證明，熱洗清蠟不適應(yīng)低滲透油田經(jīng)濟開采的需要，主要表現(xiàn)在以下幾方面：為節(jié)省基本建設(shè)投資，地面不建熱洗流程，而用水泥車熱洗費用相對較高；熱洗對產(chǎn)量影響較大，因為低產(chǎn)油田采用小機小泵，抽洗井液時間較長，降低有效生產(chǎn)時率；由于井深，油層壓力系數(shù)又低，靜水柱壓力高于油層壓力，造成倒罐污染油層。針對上述問題，近年來發(fā)展了多級磁防蠟與尼龍刮蠟器配套清防蠟技術(shù)、化學(xué)清防蠟技術(shù)、抽油桿自動清防蠟技術(shù)等，基本上可實現(xiàn)不熱洗清防蠟。

為節(jié)省基本建設(shè)投資，地面不建熱洗流程，而用水泥車熱洗費用相對較高；熱洗對產(chǎn)量影響較大，因為低產(chǎn)油田采用小機小泵，抽洗井液時間較長，降低有效生產(chǎn)時率；由于井深，油層壓力系數(shù)又低，靜水柱壓力高于油層壓力，造成倒罐污染油層。針對上述問題，近年來發(fā)展了多級磁防蠟與尼龍刮蠟器配套清防蠟技術(shù)、化學(xué)清防蠟技術(shù)、抽油桿自動清防蠟技術(shù)等，基本上可實現(xiàn)不熱洗清防蠟。

2 清防蠟劑主要作用機理

化學(xué)清防蠟降粘技術(shù)作為替代熱洗的主要技術(shù)之一：為節(jié)省基本建設(shè)投資，地面不建熱洗流程，而用水泥車熱洗費用相對較高；熱洗對產(chǎn)量影響較大，因為低產(chǎn)油田采用小機小泵，抽洗井液時間較長，降低有效生產(chǎn)時率；由于井深，油層壓力系數(shù)又低，靜水柱壓力高于油層壓力，造成倒罐污染油層。針對上述問題，近年來發(fā)展了多級磁防蠟與尼龍刮蠟器配套清防蠟技術(shù)、化學(xué)清防蠟技術(shù)、抽油桿自動清防蠟技術(shù)等，基本上可實現(xiàn)不熱洗清防蠟。近年來得到迅速發(fā)展，各種新型藥劑相繼研制成功，應(yīng)用范圍、規(guī)模也逐步擴大。目前低滲透油田應(yīng)用的清防蠟劑主要有油基和水基兩類。油基清防蠟劑主要作用機理是：藥劑中含有與石蠟分子結(jié)構(gòu)類似的正構(gòu)烷烴芳烴及表面活性劑。依據(jù)相似相容原理，可有效地溶解沉積在油管表面的石蠟、膠質(zhì)、死油等；同時，帶支鏈的芳烴的介入，使原油低溫流動性得到改善，降低了原油分子障的摩擦力，降低了原油粘度及凝固點，增加了原油流動性；表面活性劑的介入，對原油起到破乳作用，使油包水乳狀液破乳，降低原油分子間的摩擦力，起到降粘作用。同時石蠟分子形成了蠟晶，在油流作用下被帶走，石蠟分子不能在油管、閥等處吸附，從而達到清防蠟的目的。油基清防蠟劑適合于低含水井的清防蠟。目前常用的油基清防蠟劑有：CY-Ⅱ，JQF-1，CY-Ⅳ等。

水基清防蠟劑主要作用機理是：含有油水兩性離子表面活性劑量用其它活性劑，如O/W乳狀液穩(wěn)定劑、堿劑等。通過表面活性劑在管壁及桿壁上吸附形成極性水臘，起到防蠟作用。同時表面活性劑具有較強的乳化作用，使原油從油包水狀態(tài)乳化成水包油狀態(tài)，即使原油乳化成水外相的服狀液，降低流體粘度，起到防蠟作用。水基清防蠟劑適合于高含水井的清防蠟，目前應(yīng)用的水基清防蠟劑主要有：AE-1910，H-Ⅲ及CSL-1。

3 化學(xué)清防蠟技術(shù)注意的問題

從化學(xué)藥劑清防蠟機理、室內(nèi)試驗結(jié)果及現(xiàn)場應(yīng)用效果看，化學(xué)藥劑具有清蠟、防蠟、降粘作用，且不含硫、氯；不會造成管線腐蝕等危害，對原油后續(xù)加工無影響，因此該技術(shù)是較理想的清防蠟措施。由于化學(xué)清防蠟技術(shù)作用機理及其工藝特點決定了其技術(shù)要求。

3.1 化學(xué)藥劑相對密度問題

化學(xué)清蠟效果好壞除與化學(xué)藥劑的清蠟、防蠟、降粘等性能指標有關(guān)外，藥劑相對密度也是決定性因素之一。我廠化學(xué)加藥工藝大多是采用從套管加藥，利用防蠟劑與原油的相對密度小，使防蠟劑從油套環(huán)形空間流入井底，由深井泵泵入油管隨井液采出地面，達到清防蠟的目的。因此，藥劑相對密度一定要足夠大，最低限也要高于混合液相對密度。

3.2 不同沉沒度、不同含水級別井點加藥量問題

加藥量的確定是保證化學(xué)清防蠟效果顯著的關(guān)鍵。主要確定依據(jù)有兩方面：一是藥劑有效作用濃度。通過室內(nèi)試驗可測得藥劑清防蠟指標范圍與濃度范圍。二是油井結(jié)蠟狀況。通過現(xiàn)場試驗確定了對不同含水級別井的加藥量修正系數(shù)。含水低于30%時，原油為油包水型；含水在30%-70%之間，原油為混相體，即油包水和水包油兩相共存。這兩個含水級別下，原油粘度相對較大，油井結(jié)蠟比較嚴重，因而修正系數(shù)B取1.0；含水高于70%時，原油為水包油型，即水外相油內(nèi)相，原油粘度相對較小，油井結(jié)蠟相對較輕，因而含水大于70%后修正系數(shù)B取1與含水百分數(shù)的差值。

3.3 不同產(chǎn)量、不同沉沒度、不同含水級別井點加藥周期問題

化學(xué)清防蠟以定量、定期加藥的方式進行，因而合理加藥周期的確定是清防蠟取得好的效果又不浪費藥量的關(guān)鍵。加藥周期可分為兩個階段：一是藥劑作用時間，主要受產(chǎn)量、含水、沉沒度、加藥量、藥劑性能等因素影響。二是藥效持續(xù)時間，主要與藥劑性能及油井結(jié)蠟周期有關(guān)。不同產(chǎn)量、不同沉沒度、不同結(jié)蠟周期的井加藥周期有所不同。沉沒度越大、含水越高、結(jié)蠟周期越長，則加藥周期越長；產(chǎn)量越高、藥劑作用濃度下限越高，則加藥周期越短。加藥周期影響因素很多，必須在實踐中不斷摸索，確定出每口井的合理加藥周期，這也是化學(xué)清防蠟工作中的重點與難點。

4 礦廠實踐

目前,我廠第三油礦根據(jù)油井的地質(zhì)特征和產(chǎn)量、含水、沉沒度等實際生產(chǎn)狀況,引進化學(xué)清防蠟技術(shù),確定加藥井290口。其中含水〈30%的井30,占總井數(shù)的10.3%;含水30-60%的井182口,占總井數(shù)的62.8%;含水60-80%的井50口,占總井數(shù)的17.2%;含水〉80%的井28口,占總井數(shù)的9.7%。加藥初期,根據(jù)這些井的熱洗清蠟周期確定初步加藥周期為15天,藥劑量為20Kg。為了確定不同含水級別合理的加藥量和加藥周期,我們從290口加藥井中隨機抽出40口井,對其加藥后的各項數(shù)據(jù)與生產(chǎn)狀況進行跟蹤調(diào)查,結(jié)果如下:含水〈30%的10口井中,有3口沉沒度在100m以下且未報見水的井,在接近加藥周期4天時抽油機負荷加重,電流﹑回壓明顯上升,為了防止卡井,劃清班及時對這3口井進行了熱洗清蠟,清蠟后第6天實施套管加藥,藥劑量從加藥初期的20Kg上升為25Kg,這3口的生產(chǎn)參數(shù)很快恢復(fù)正常。

含水<30%的井加藥后電流變化曲線

含水<30%的井加藥后回壓變化曲線

含水30-60%的20口井中,有2口井在加藥后13左右生產(chǎn)參數(shù)發(fā)生變化,電流明顯上升,在摻水溫度和摻水壓力不變的情況下,單井回壓平均上升了0.2Mpa。而這2口井在加藥周期內(nèi)均調(diào)小了參數(shù),致使液面明顯上升,在確定其無蠟卡跡象的情況下,我們在正常周期內(nèi)進行加藥,加藥后電流﹑單井回壓恢復(fù)正常。

含水60-80%的10口井,在正常加藥周期內(nèi)各項生產(chǎn)參數(shù)值均無明顯變化,我們對其延長周期至20-25天,接近熱洗劃清周期,只有1口井參數(shù)出現(xiàn)異常,其余9口井均正常生產(chǎn)。

5 結(jié)論

調(diào)查結(jié)果表明,不含水或含水〈30%的井,其加藥周期為12-13天左右;含水30-60%的井在地面參數(shù)不變的情況下,其加藥周期為14-16天左右;含水60-80%的井,加藥周期可延長為20-25天左右。

幾點認識

對不同產(chǎn)量、含水、沉沒度的井采用不同的加藥量和加藥周期是有效運用化學(xué)清防蠟技術(shù)的關(guān)鍵。通過優(yōu)化組合的化學(xué)清防蠟技術(shù)，不但可以降低生產(chǎn)成本，還可以提高油田開發(fā)整體經(jīng)濟效益。

[1]馬殿坤.清蠟劑和清蠟條件的選擇.期刊論文.油氣田地面工程1995(5)

[2]張鳳芹.采油用清防蠟劑防蠟率測定法.期刊論文.油氣田地面工程2002(3)