梁裕如，薛紅波陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安　710075

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延長油田雙河東區(qū)井口加藥現(xiàn)場試驗

梁裕如，薛紅波
陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安710075

摘要：為了解決雙河東區(qū)部分單井集油管道冬季頻繁出現(xiàn)的井口回壓高、凝管堵塞等問題，進行原油基本物性測試以及清蠟劑篩選評價，并開展降凝劑篩選和加劑效果評價室內試驗，給出了最優(yōu)加藥量和熱處理溫度等參數(shù)。同時，針對雙河東區(qū)油井特點，設計了井口自動點滴加藥裝置，并選擇某油井進行現(xiàn)場試驗，采用從套管口連續(xù)點滴加藥方式添加清蠟劑，7 d后，井口回壓從1.6 MPa下降至1.2 MPa，過了4 d給油井投加降凝劑，7 d后井口回壓從1.2 MPa下降至0.9 MPa。經(jīng)現(xiàn)場試驗驗證，井口輪換添加清蠟劑和降凝劑的方式可有效解決集油管道冬季凍堵問題。

關鍵詞：集油管道；加藥裝置；現(xiàn)場試驗

雙河東區(qū)隸屬延長油田永寧采油廠，地處陜北，地形復雜，屬超低滲透油藏，具有單井產(chǎn)量低、油井分散的特點，普遍采用單井通球清蠟、常溫密閉集輸工藝流程。該區(qū)塊原油屬于含蠟原油，凝點偏高，根據(jù)現(xiàn)場調查，單井集油管道冬季普遍存在井口回壓高、凝管、堵塞等問題，部分油井井口回壓可達2～3 MPa，甚至導致管道報廢，亟需提出切實可行的解決方案。

針對集油管道存在的問題，目前國內外常見的措施有：井口加熱、通球清蠟、井口加藥、單井摻水等工藝技術［1- 2］。若采用井口加熱或井口摻水工藝，需要配套建設加熱爐或摻水管道，工藝復雜，工程量大；而井口加藥方式簡單靈活，操作方便，應用廣泛，能夠快速解決現(xiàn)場存在的問題。

目前，對于長慶油田、勝利油田、大慶油田等油田內部集油管道都有現(xiàn)場注入清蠟劑［3- 4］和降凝劑［5- 6］的成功經(jīng)驗，即在井場安裝可移動橇裝井口加藥裝置，在冬季氣溫低或管道運行不暢的情況下，批量或點滴將藥劑注入套管或管道中。清蠟劑有助于清除管道中已經(jīng)存在的蠟沉積，解決現(xiàn)場存在的實際問題；降凝劑有助于降低原油凝點，改善原油低溫流動性，防止蠟的結晶析出、沉積，將蠟沉積問題防患于未然。

本文將清蠟劑和降凝劑結合使用，以期有效清除蠟沉積，降低原油凝點和黏度，保障集油管道安全平穩(wěn)運行。

1　原油基本物性

油樣取自雙河東區(qū)永寧雙E1- 15油井，該油井投產(chǎn)時間短，井深1 400 m，日產(chǎn)液量2.7 m3/d，含水率10%。經(jīng)室內電加熱方法進行原油脫水后，對原油物性及流變性進行測試，原油基本物性見表1。

該油品密度低，蠟含量高，膠質瀝青質含量較少，凝點高，屬于輕質含蠟原油。

表1　原油基本物性

在實驗室對含水原油的流變性進行測試，得到原油在不同剪切速率下的黏-溫曲線（見圖1）及剪切速率為10 s- 1、20℃條件下含水原油的黏度變化曲線（見圖2）。

圖1　不同剪切速率下的黏-溫曲線

圖2　含水原油的黏度變化曲線

測試結果表明，原油溫度在30℃以上時，原油中的蠟處于溶解狀態(tài)，黏度較低且只與溫度有關，表現(xiàn)出牛頓流體性質；30℃以下時，原油中的蠟晶逐漸析出，細小蠟晶懸浮于固液兩相體系，原油表觀黏度較大，體現(xiàn)出非牛頓流體性質，具有很強的剪切稀釋性。

另外，含水原油乳狀液轉相點為30%。轉相點以內，油水分散均勻、乳化充分，隨著含水量的增加，乳狀液黏度隨著分散相濃度的增加而增加。轉相點以上，乳狀液黏度隨含水率的增加而迅速下降。

2　藥劑篩選及效果評價

2.1清蠟劑篩選

蠟樣取自雙E1- 15油井井筒內，在實驗室內采用溶蠟法（依據(jù)SY/T 6300- 2009規(guī)范）測試清蠟速率，清蠟劑清蠟速率計算公式：

式中：v為清蠟速率，g·h- 1·mL- 1；t為時間，h；m為質量，g。

測試結果見表2。

表2　清蠟劑測試結果

實驗結果表明，1#和2#劑效果較好，且熱處理溫度需滿足40～50℃要求。1#劑的清蠟速度最快，但該藥劑中含有Cl-、，易造成油套管及管道腐蝕問題；2#劑速度亦滿足要求，對管道的腐蝕較小。因此選用2#清蠟劑，日加藥量為0.6～1.6 kg/t。

2.2降凝劑篩選

油樣取自雙E1- 15油井，在加劑量300 mg/m3、熱處理溫度50℃條件下，實驗室對常見的降凝劑進行了初步篩選（依據(jù)SY/T 5887- 1993規(guī)范），篩選出1#、2#、3#、4#四種效果相對較好的降凝劑。

分別從加劑量和加劑溫度方面進行優(yōu)選，測試結果見表3～4。

表3　降凝劑不同加劑量下的油樣凝點/℃

表4　 2#降凝劑不同熱處理濕度下的油樣凝點/℃

從表3可看出，1#、3#、4#降凝劑對油品的敏感性較差，4#劑加量減少后，降凝效果明顯降低。表4說明，2#降凝劑對熱處理溫度的敏感性較強，當溫度低于50℃時，原油凝點明顯上升。

根據(jù)降凝劑的作用機理，原油必須加熱至蠟晶全部溶解的溫度，以便在降溫過程中降凝劑分子與蠟分子析出共晶。若處理溫度過低，高熔點石蠟沒有溶解，降凝劑以及膠質、瀝青質也不能充分溶解，石蠟和降凝劑之間不能發(fā)生有效的共晶和吸附作用。雙河東區(qū)原油析蠟起始點30.17℃，當原油在50℃時，蠟晶、膠質、瀝青質均已溶解且分散得較充分，降溫過程中，降凝劑先于蠟析出，起晶核作用，使小蠟晶增多，不易形成大蠟團，并起吸附和共晶作用阻止蠟晶成長，有效降低凝點。

綜上所述，優(yōu)選2#降凝劑，加劑量100 mg/m3，熱處理溫度50℃，加劑后原油凝點可降至4℃，降凝幅度可達16℃。

2.3降凝劑效果評價

含蠟原油加劑后，改變了蠟晶的結合習性，不僅有效降低凝點，還可降低低溫原油的黏度。

經(jīng)室內試驗，原油熱處理50℃，添加2#降凝劑100 mg/m3，添加降凝劑前后，20℃、10 s- 1條件下原油的黏度測試結果見表5。

表5　不同含水率原油加劑降黏效果

從測試結果可知，原油中添加2#降凝劑后，黏度下降90%以上。當油井添加降凝劑后，管道水力損失減少，井口回壓降低，更有利于輸油管道的安全運行。

3　現(xiàn)場試驗方案

3.1注入方式

按照注入位置不同，井口加藥可分為：一是套管口加藥，即將藥劑加到油井油套環(huán)形空間，充分利用井底的熱力和攪拌條件，實現(xiàn)油、藥和水的充分混合；二是管道加藥，即將藥劑直接加到集油管道中，可保證連續(xù)穩(wěn)定加藥，管理方便，但部分油井內還需投加藥劑，且當油井采出液溫度低于凝點時，藥劑的作用將難以發(fā)揮。

按照連續(xù)性分類，包括連續(xù)點滴加藥和定期批量加藥兩種方式。連續(xù)點滴加藥有助于借助動力，將藥劑連續(xù)加入油井，該方式可靠性差，設備維護工作量大，主要包括柱塞泵加藥和自動點滴加藥兩種形式。定期批量加藥即在井口安裝一個固定的加藥罐，定期向油井加入一定量的藥劑，以達到改善原油流動性的目的。

為了保證前期試驗數(shù)據(jù)的可靠性，本次試驗采用井口自動點滴加藥方式［7- 9］，可充分利用地層溫度預熱原油，達到原油熱處理的效果，更加有利于藥劑發(fā)揮作用。

3.2加藥裝置

加藥裝置（見圖3）將儲藥罐與套管連接，形成壓力平衡，儲藥罐內的藥劑在伴生氣的壓力和藥劑的重力作用下，實現(xiàn)藥劑向套管的流動。

圖3　加藥裝置

另外，由于冬季藥劑流動性差，在儲罐和管道上設電伴熱，保證冬季藥劑具有較好的流動性。

加藥速度由流量調節(jié)閥控制。由于油井單井產(chǎn)液量較低，加藥量小，為精確調節(jié)控制加藥速度，在裝置上安裝了流量標定柱，滿足加藥精度的要求。

加藥流程：打開加藥漏斗和3#球閥，使儲藥罐與空氣連通，配好的藥劑通過加藥漏斗加入儲藥罐。完成加藥后，關閉閥門加藥漏斗和3#球閥，打開截止閥，使套管與儲藥罐達到壓力平衡。

調節(jié)加藥量：打開1#球閥，藥劑在重力的作用下流到流量標定柱內，標定柱充滿藥劑后，關閉1#球閥，打開2#球閥，套管與標定柱又形成新的壓力平衡，根據(jù)流量標定柱液位變化，調整調節(jié)閥的開度，控制加藥速度，藥劑緩慢流入套管內。調節(jié)閥開度調節(jié)好后，關閉2#球閥，打開1#球閥，藥劑通過流量標定柱精確計量，保證加藥精度。

3.3現(xiàn)場試驗

步驟1：選擇雙E1- 15作為現(xiàn)場試驗油井，在井口安裝加藥裝置。

步驟2：從油井套管口批量添加清蠟劑?？紤]試驗油井蠟沉積的因素，第一次從套管口批量添加藥劑，使藥劑在管壁形成液膜。假設液膜厚度0.3 mm，井深1 400 m，確定初期批量加藥量為60 kg。

步驟3：清蠟劑投加一段時間后，開始添加降凝劑，降凝劑經(jīng)柴油加熱稀釋后添加至油井，加藥量為0.68～1.35 kg/d。

3.4數(shù)據(jù)記錄

井口加藥前，單井產(chǎn)液量2.7 m3/d，井口壓力1.6 MPa，井口溫度20℃，環(huán)境溫度- 3℃。

油井添加藥劑后，觀察并定期記錄運行參數(shù)變化，見圖4。

圖4　加藥前后管道運行記錄

從圖4可看出，添加清蠟劑初期，井口回壓變化不大；待加藥3 d后，井口回壓開始緩慢下降；7 d后，井口回壓下降至1.2 MPa。此時清蠟劑已基本將油管管壁上的蠟質溶解，井口回壓顯著降低。

井口添加降凝劑后，初期井口回壓仍維持在1.2 MPa，隨著加藥時間的延長，降凝劑逐漸起效，原油凝點和黏度逐漸降低，井口回壓緩慢降低，第7 d后，井口回壓降至0.9 MPa。

3.5最優(yōu)加藥方案

油井加藥初期，從套管口批量添加60 kg清蠟劑，清除井筒及集輸管道中所沉積的蠟質。

每周定期從套管口批量加入清蠟劑，加入量為11～30 kg。

通過井口點滴加藥裝置連續(xù)從套管口注入降凝劑，降凝劑加藥量0.68～1.35 kg/d，從而改變原油蠟沉積方式，有效降低原油凝點和黏度，保證集油管道安全運行。

4　結束語

通過現(xiàn)場加藥試驗，驗證了從井口輪換添加清蠟劑和降凝劑的方式可有效降低井口回壓，顯著改善集油管道冬季運行凝管、堵塞風險。此次現(xiàn)場試驗后，本文所述井口加藥方式陸續(xù)在其他油井及管道進行了推廣應用，如雙河東區(qū)雙五轉至雙四轉輸油管道等，效果良好。從套管口添加清蠟劑和降凝劑的方式還可有助于清除井下油套管中蠟質以及改善冬季原油流動性，避免油井停產(chǎn)的風險。

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Field Investigation of Wellhead Dosing in Shuanghe East Block of Yanchang Oilfield

LIANG Yuru，XUE Hongbo
Institute of Yanchang Petroleum Group，Xi’an 710075，China

Abstract：In order to solve the problems such as high backpressure and coagulation blockage frequently occuring in partial wellheads in Shuanghe East Block of Yanchang Oilfield in winter，the basic physical properties of the crude oil are tested，the crude oil pour- point depressants and paraffin removal agents are selected and evaluated，the optimal dose and heat treatment temperature are proposed. At the same time，the automatic wellhead drip dosing device is developed according to characteristics of the wells in Shuanghe East Block. One well is chosen for field investigation. The paraffin removal agent is injected from casing mouth in continuous dripping way. 7 days later，the wellhead backpressure decreases from 1.6 MPa to 1.2 MPa. After 4 days，the oil pour- point depressant is injected into the casing. 7 days later，the wellhead backpressure decreases from 1.2 MPa to 0.9 MPa. The field investigation verifies that alternatively adding pour- point depressants and paraffin removal agent into casing can effectively solve the problems of freezing and blockage in oil gathering pipeline in winter.

Keywords：oilgathering pipeline；dosing device；field investigation

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.008

作者簡介：

梁裕如（1984-），女，河北石家莊人，工程師，2009年畢業(yè)于中國石油大學（北京），碩士，主要從事油氣田地面工程方面的研究工作。Email：liangyuru1984@sina.com

收稿日期：2015- 09- 06