李海(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

原油從油層內(nèi)部經(jīng)過(guò)地層滲流、油管內(nèi)的垂直管流，最終被舉升至地面，壓力和溫度逐漸下降，當(dāng)壓力降低到一定程度時(shí)，破壞了石蠟溶解在原油中的平衡條件，致使石蠟結(jié)晶析出；原油的溫度下降到蠟晶開始析出的溫度(析蠟點(diǎn))時(shí)，蠟晶微粒便開始在油流中和管壁上析出；油流中的蠟晶一部分隨油流采出，一部分聚集、凝結(jié)并粘附于油井設(shè)施的金屬表面，這就是常說(shuō)的油井結(jié)蠟[1-2]。蠟沉積在油管內(nèi)會(huì)造成油管內(nèi)部流通通道減小，從而增大油井負(fù)荷，嚴(yán)重時(shí)甚至?xí)斐上灦氯凸?，最終造成油井停產(chǎn)，引起產(chǎn)量損失，因此油井的防蠟和清蠟是高含蠟油井管理的重要內(nèi)容。常用的油井清蠟、防蠟方法都會(huì)增加周期作業(yè)外委費(fèi)用成本和附屬設(shè)備工藝流程工程費(fèi)用成本，以及在清蠟作業(yè)過(guò)程中出現(xiàn)對(duì)油井生產(chǎn)的負(fù)效應(yīng)[3]。

為解決高含蠟油井結(jié)蠟的難題，結(jié)合蠟質(zhì)形成機(jī)理，可以從“阻止蠟晶析出”“抑制石蠟結(jié)晶的聚集長(zhǎng)大”“創(chuàng)造不利于石蠟沉積的條件”三個(gè)方面入手，抓住“溫度”這一關(guān)鍵參數(shù)，實(shí)施對(duì)井筒的“主動(dòng)升溫”來(lái)補(bǔ)償原油從井底舉升到井口過(guò)程中的溫降，實(shí)現(xiàn)井筒溫度高于析蠟點(diǎn)，最終抑制蠟質(zhì)從原油中析出[4]。

結(jié)合油氣田的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，拓展思路深入分析，提出“利用高溫、低含蠟油井熱洗高含蠟油井”方法，實(shí)現(xiàn)高含蠟井穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)目標(biāo)。

1 工藝流程簡(jiǎn)介

現(xiàn)場(chǎng)利用區(qū)域內(nèi)高溫、低含蠟油井產(chǎn)出液作為溫度補(bǔ)償介質(zhì)，注入高含蠟油井套管，提升油套環(huán)空溫度，實(shí)施對(duì)井筒的“主動(dòng)升溫”來(lái)補(bǔ)償原油從井底舉升到井口過(guò)程中的溫降，實(shí)現(xiàn)井筒溫度高于析蠟點(diǎn)，最終抑制蠟質(zhì)從原油中析出[5]。井筒溫度變化的梯度圖如圖1所示。

圖1 井筒溫度變化的梯度圖

通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析單井油品物性參數(shù)，優(yōu)選高溫、低含蠟油井，依托服務(wù)管匯流程，建立與高含蠟油井之間的連通，高溫原油進(jìn)入高含蠟油井套管，首先對(duì)油套環(huán)空升溫，其次在井底與該井高含蠟物流混合，改善單井綜合油品物性。

井筒物流變化示意圖如圖2所示。

圖2 井筒物流變化示意圖

利用區(qū)域內(nèi)高溫、低含蠟油井產(chǎn)出液作為溫度補(bǔ)償介質(zhì)，注入高含蠟油井套管，提升油套環(huán)空溫度，降低高含蠟油井從井底到井口舉升過(guò)程中溫降速率，保證其產(chǎn)出液的井口回溫高于析蠟點(diǎn)溫度，抑制井筒舉升階段蠟質(zhì)析出。

現(xiàn)場(chǎng)工藝流程示意圖如圖3所示。

圖3 現(xiàn)場(chǎng)工藝流程示意圖

2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例應(yīng)用

2.1 油井物性分析

某油氣田X平臺(tái)開區(qū)塊主要為沙二段10D、14、15井區(qū)及潛山1/8井區(qū)，不同井區(qū)層位的油井地面原油性質(zhì)存在差異。

該油氣田沙二段地面原油為輕質(zhì)原油，具有密度低、粘度低、含硫量低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量低到中等、含蠟量高的特點(diǎn)。

原油密度：0.840～0.854 g/cm3；原油黏度：3.65～4.94 mPa·s；

含蠟量：12.69～16.58%；膠質(zhì)：3.97～5.04%；

瀝青質(zhì)：1.05～2.32%； 凝固點(diǎn)：+18～+23 ℃。

地面原油性質(zhì)具有密度中等、粘度低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、凝固點(diǎn)低、含蠟量低到高及含硫量低等特點(diǎn)。

原油密度：0.854～0.922 g/cm3； 原油粘度：5.10～36.39 mPa·s；

含蠟量：1.23～24.91%； 膠質(zhì)瀝青質(zhì)：6.85～24.81%；

凝固點(diǎn)：<-35～+20 ℃。 凝固點(diǎn)：<-35～+20 ℃。

2.2 具體實(shí)施過(guò)程

X平臺(tái)X15井是一口高含蠟油井，生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)產(chǎn)量逐次計(jì)量減少，井口回溫下降至16 ℃，低于該井原油析蠟點(diǎn)20 ℃，首先優(yōu)選高溫、低含蠟油井，綜合分析X28井產(chǎn)量高回溫高油品較好，可作為熱洗介質(zhì)源。根據(jù)圖1工藝流程示意圖，依次開展以下步驟：

步驟1：打開X28井生產(chǎn)服務(wù)翼閥，與服務(wù)管匯連通；

步驟2：關(guān)閉套管翼閥，打開X15井套管服務(wù)翼閥，與服務(wù)管匯連通；

步驟3：調(diào)節(jié)服務(wù)管匯上截止閥，控制X28井進(jìn)入X15井套管的液量；

步驟4：30分鐘后，將X15井倒入計(jì)量，計(jì)算產(chǎn)量，同時(shí)每1小時(shí)記錄一次井口地面參數(shù)；

步驟5：當(dāng)X15井井口溫度恢復(fù)到正常溫度后，停止熱洗，計(jì)量產(chǎn)量恢復(fù)到正常產(chǎn)量；

X15井熱洗情況統(tǒng)計(jì)如表1所示。

表1 X15井熱洗情況統(tǒng)計(jì)

2.3 建立周期制度

針對(duì)高含蠟油井生產(chǎn)管理，以“溫度”為第一參數(shù)指標(biāo)，其次單井產(chǎn)液量。當(dāng)井口溫度降至僅高于析蠟點(diǎn)溫度時(shí)開始熱洗，井口溫度恢復(fù)到正常產(chǎn)量時(shí)溫度停止熱洗。通過(guò)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，制定單次熱洗參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)。

2.4 高含蠟井的日常管理

(1)頻繁對(duì)各高含蠟井油嘴進(jìn)行往復(fù)活動(dòng)，防止因蠟堵油嘴導(dǎo)致井口無(wú)產(chǎn)出引起的加熱器極高溫而發(fā)生的關(guān)斷。

(2)保證每天對(duì)高含蠟井的準(zhǔn)確計(jì)量，對(duì)于問(wèn)題井及不穩(wěn)定井加密計(jì)量觀察；并針對(duì)其產(chǎn)量變化，做到及時(shí)分析、及時(shí)處理。

(3)每天對(duì)各高含蠟井進(jìn)行取樣，關(guān)注其凝點(diǎn)及含水的變化，總結(jié)其年均日期內(nèi)的變化規(guī)律。

(4)加密對(duì)各高含蠟油井的點(diǎn)檢力度，準(zhǔn)確錄入點(diǎn)檢報(bào)表。

(5)高含蠟原油濃度上升且該井產(chǎn)量有下降趨勢(shì)時(shí)，需降低高含蠟油井的頻率及油嘴，以降低高含蠟井產(chǎn)量，防止油井蠟堵。

3 實(shí)施效果以及經(jīng)濟(jì)效益

(1)該平臺(tái)自投產(chǎn)以來(lái)多口油井應(yīng)用該方法，避免了油管蠟堵。

(2)減少年度高含蠟井機(jī)械清蠟作業(yè)次數(shù)，節(jié)省作業(yè)費(fèi)用近萬(wàn)元。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)鑒于周期性熱洗過(guò)程中，對(duì)正常生產(chǎn)油井進(jìn)行調(diào)整會(huì)影響到油氣的生產(chǎn)情況，此方法適合平臺(tái)高含蠟油井?dāng)?shù)少且熱洗周期相對(duì)較長(zhǎng)，即熱洗頻次不高的生產(chǎn)油井管理中。

(2)在具有高含蠟流體特性開采油氣田中，建議增加注水管匯到油井服務(wù)管匯的連通流程，并增加流量調(diào)控閥門和流量計(jì)，實(shí)現(xiàn)處理的合格高溫回注水作為熱洗介質(zhì)，對(duì)高含蠟油井實(shí)施周期性清蠟防蠟作業(yè)。