宋小剛，皮富強(qiáng)，王 鵬，賈 璐

（延長(zhǎng)油田股份有限公司 富縣采油廠，陜西 延安727500）

引 言

油氣田的勘探開發(fā)始終伴隨著地層水、巖石特性和多維液體使用的化學(xué)技術(shù)分析。例如鉆井過程中的鉆井液體系及密度調(diào)整、壓裂改造中壓裂液黏度和破膠比對(duì)以及采油過程中摻水加藥的優(yōu)選。所以伴隨著油田開發(fā)全過程的化學(xué)藥劑研究意義重大[1，2]。該方面國(guó)外在壓裂液體系及其相應(yīng)添加劑研究上發(fā)展較為迅速，當(dāng)前就有能直接作用于油氣藏裂縫中的惰性固體防蠟劑和原油潤(rùn)濕轉(zhuǎn)型表面活性劑。而國(guó)內(nèi)，由于工藝和技術(shù)手段顯著，研究多集中在油井清防蠟劑和管線阻垢劑的被動(dòng)防護(hù)的化學(xué)藥劑實(shí)驗(yàn)，而限于成本，還經(jīng)常進(jìn)行地面管線加溫等輔助方式進(jìn)行生產(chǎn)[3～5]。本文基于筆者延長(zhǎng)油田多年生產(chǎn)運(yùn)行實(shí)踐，在化學(xué)實(shí)驗(yàn)及其基礎(chǔ)知識(shí)支撐下預(yù)設(shè)實(shí)驗(yàn)判定研究區(qū)當(dāng)前清防蠟劑現(xiàn)場(chǎng)使用情況與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)一致性，為下步藥劑改性和操作工藝調(diào)整提供建設(shè)性意見。

1 方法及材料

1.1 實(shí)驗(yàn)預(yù)設(shè)區(qū)簡(jiǎn)介

延長(zhǎng)油田區(qū)域構(gòu)造簡(jiǎn)單，與長(zhǎng)慶油田接壤，地質(zhì)上屬陜甘寧盆地東部斜坡帶，礦產(chǎn)開發(fā)權(quán)集中分布于延安、榆林等4 市20 個(gè)縣區(qū)。本次預(yù)設(shè)實(shí)驗(yàn)研究區(qū)塊屬于二次開發(fā)階段。其地層平均滲透率在（0.5～1.56）×10-3μm2，孔隙度僅有10%左右，根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)及儲(chǔ)層預(yù)測(cè)結(jié)果，判定研究區(qū)為典型的低滲、低孔、低壓油田。而真實(shí)開發(fā)過程中原油的啟動(dòng)壓差較大，測(cè)定地層的吸水能力也較低，后續(xù)驅(qū)替效果差，儲(chǔ)層改造空間有限，單井采收率與成本不成正比，后續(xù)發(fā)展欠佳。當(dāng)前在研究區(qū)塊已有445口井投加有不同濃度的防蠟劑，而據(jù)最新的年報(bào)工作量顯示2020 年更是投加2400 井次工作量，損耗總藥劑352t，成本支出210 萬(wàn)余元。由于不可逆因素（井場(chǎng)停電、人力資源調(diào)配、井場(chǎng)道路、季節(jié)天氣影響和藥劑質(zhì)量等），全研究區(qū)在2020 年依然發(fā)生了328 井次的不同程度卡堵，其中冬季這種情況更加嚴(yán)峻，且還發(fā)生過單井輸油管線蠟卡事件，通常這種情況現(xiàn)場(chǎng)多采用水套爐熱洗或者摻熱油混輸方式進(jìn)行解卡。而冬季的嚴(yán)重結(jié)蠟單井還需要進(jìn)行井下作業(yè)檢泵處理方可正常生產(chǎn)。所以蠟卡會(huì)嚴(yán)重制約油氣田的正常生產(chǎn)，給井筒及其地面設(shè)備設(shè)施帶來不必要的負(fù)擔(dān)。

1.2 技術(shù)策略

基于井筒地溫梯度變化以及地面流程季節(jié)影響，首先準(zhǔn)備相應(yīng)實(shí)驗(yàn)設(shè)備，使用標(biāo)定正確，保養(yǎng)良好的分析天平（梅特勒-托利多）、清防蠟劑測(cè)試儀（思辰儀器）、恒溫水?。诽乩?托利多）、閉口閃點(diǎn)儀（維科美拓）展開相應(yīng)實(shí)驗(yàn)（圖1）。

圖1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備展示Fig. 1 The laboratory equipment

樣本測(cè)定環(huán)節(jié)需要進(jìn)行結(jié)蠟井的原油基礎(chǔ)物性分析，通過標(biāo)準(zhǔn)測(cè)定得出隨機(jī)抽樣的研究區(qū)20口井的油樣標(biāo)準(zhǔn)值，分析得出可變物理量中該區(qū)域原油的凝固點(diǎn)、黏度、含蠟量、膠質(zhì)及瀝青質(zhì)等基礎(chǔ)參數(shù)，最終將評(píng)定因子鎖定在蠟樣析蠟點(diǎn)及熔點(diǎn)兩個(gè)可測(cè)物理中，簡(jiǎn)化實(shí)驗(yàn)測(cè)定步驟，提高實(shí)驗(yàn)精度（表1）。

表1 蠟樣析蠟點(diǎn)及熔點(diǎn)Table 1 The wax precipitation point and melting point

其次是根據(jù)以上典型均值偏差樣原油含蠟分析結(jié)果進(jìn)行當(dāng)前經(jīng)濟(jì)成本下的高效清防蠟劑優(yōu)選，主要判定不同清防蠟劑在不同濃度統(tǒng)一溫度下和現(xiàn)場(chǎng)油水介質(zhì)的配伍性情況，以摸索同一區(qū)塊下不同層段以及不同井組下的清防蠟劑使用效果規(guī)律，針對(duì)性進(jìn)行改進(jìn)和濃度配比優(yōu)化。最后是將室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合比對(duì)，形成模擬量。將現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和工況進(jìn)行帶入，收斂實(shí)驗(yàn)結(jié)果，評(píng)判實(shí)驗(yàn)過程，最終完善藥劑的配方和現(xiàn)場(chǎng)加藥工藝，形成建設(shè)性操作意見。

1.3 藥劑性能評(píng)價(jià)

（1）原油物性分析

基于延長(zhǎng)油田實(shí)際情況，選定研究區(qū)結(jié)蠟較為嚴(yán)重的D、A、Y、X、Z 區(qū)域井組為主體實(shí)驗(yàn)取樣區(qū)，而為簡(jiǎn)化步驟梳理了該區(qū)塊含蠟量較高層段進(jìn)行全工況卡井因素分析，同時(shí)通過現(xiàn)場(chǎng)小班記錄選定藥劑投加良好的20 口井進(jìn)行統(tǒng)一參數(shù)校訂，并抽樣進(jìn)行原油基礎(chǔ)物性比對(duì)，通過儀器設(shè)備進(jìn)行含蠟量分析并根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)工況繪制析蠟溫度及原油黏度。據(jù)測(cè)算，研究區(qū)井組析蠟溫度通常在46℃以上，而單一特別井該指標(biāo)竟然超過55℃，以至于現(xiàn)場(chǎng)多重工況下嚴(yán)重結(jié)蠟。在此需要注意，在同一研究區(qū)其地層物性差異較大，且同一化的加藥策略需要經(jīng)常動(dòng)態(tài)調(diào)整而不是一成不變。

（2）藥劑配伍性實(shí)驗(yàn)

基于上節(jié)所述，研究區(qū)同一井組儲(chǔ)層物性差異較大，且因?yàn)槎嗄曜⑺_發(fā)影響，井下情況復(fù)雜。需要進(jìn)行定期的清防蠟劑配伍性優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，在此選取傳統(tǒng)效果最好、成本最優(yōu)的4 種清蠟劑和防蠟劑進(jìn)行2%、5%濃度下的采出原油樣品混合配給，帶實(shí)驗(yàn)環(huán)境達(dá)標(biāo)，各項(xiàng)參數(shù)穩(wěn)定后進(jìn)行50℃恒溫箱的2h精致觀測(cè)，應(yīng)用高光射燈進(jìn)行乳化、結(jié)塊等異常情況觀察，通過事后實(shí)驗(yàn)可知，上述配伍實(shí)驗(yàn)結(jié)果良好，僅有4#清蠟劑和防蠟劑2 種藥劑出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，均無結(jié)塊現(xiàn)象發(fā)生（表2）。

表2 藥劑配配伍性實(shí)驗(yàn)Table 2 The compatibility of agents

（3）清蠟劑優(yōu)選

依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)研究區(qū)單井含蠟情況及蠟卡記錄，現(xiàn)將含蠟較高的不同層位開采的代表性單井油樣D1、X2、Z3 進(jìn)行均分放置，設(shè)置干凈合適的觀測(cè)實(shí)驗(yàn)器皿分別進(jìn)行3 組容器的不同種類清蠟劑實(shí)驗(yàn)優(yōu)選，測(cè)定結(jié)果參考Q/SY DQ0828-2006《防蠟劑產(chǎn)品驗(yàn)收和使用效果檢驗(yàn)指標(biāo)及方法》相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行判定，通過實(shí)驗(yàn)結(jié)果表3 可以看出：3 種實(shí)驗(yàn)優(yōu)選藥劑在代表性單井油樣下的溶蠟速率均≥0.016g/min 復(fù)合相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，判定藥劑效果合規(guī)[6，7]。進(jìn)一步觀測(cè)數(shù)據(jù)可知：研究2#清蠟劑在不同單井油樣中的溶蠟速率分別為0.023g/min、0.023g/min、0.019g/min，遠(yuǎn)高于其他同類產(chǎn)品，且不同油樣在2#清蠟劑反應(yīng)下清蠟效果均表現(xiàn)較好。

表3 清蠟效果數(shù)據(jù)表Table 3 The paraffin removal effect data

防蠟劑使用方面，由于1#防蠟劑極具成本優(yōu)勢(shì)，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)用廣，所以基于現(xiàn)場(chǎng)工況，選用該種藥劑進(jìn)行防蠟效果測(cè)定（表4）。

通過表4 可以看出，當(dāng)藥劑濃度在0.02%和0.05%較低時(shí)防蠟率僅表現(xiàn)為28.92%和36.54%綜合表現(xiàn)較差，而0.02%濃度下降粘率更是低至9.21%。而當(dāng)藥劑濃度提升至0.2%后相應(yīng)的防蠟率提升至63.22%，降粘率提升至48.22%。而在此進(jìn)行藥劑濃度投加后續(xù)防蠟率和降粘率提升幅度不大，甚至在藥劑濃度達(dá)0.9%時(shí)降粘率相對(duì)0.7%藥劑濃度的69.58%還下降了0.59%。可見最佳經(jīng)濟(jì)適用點(diǎn)在0.2%～0.3%濃度上下，而基于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況和藥劑損耗?？梢詫F(xiàn)場(chǎng)藥劑投加量定為0.3%，后續(xù)適用情況還需根據(jù)不同層段采出液進(jìn)行細(xì)則性評(píng)定。

表4 不同濃度實(shí)驗(yàn)效果數(shù)據(jù)表Table 4 The data of experimental results with different concentrations

2 結(jié)果及分析

清防蠟劑的使用在現(xiàn)場(chǎng)還是以單井及其地面流程防蠟為主，堵塞卡頓關(guān)系清蠟為輔的處理原則進(jìn)行，所以基于以上分析及其現(xiàn)場(chǎng)要素說明，在此進(jìn)行代表井場(chǎng)的現(xiàn)場(chǎng)投加取樣實(shí)驗(yàn)，并繪制相應(yīng)防蠟效果圖（圖2）。

圖2 不同藥劑用量防蠟效果Fig. 2 The effect of different dosages of paraffin on paraffin inhibition

由圖2 可知防蠟率和降粘率可測(cè)物理量最終在60%左右持平，而防蠟率由于藥劑反應(yīng)時(shí)間化學(xué)鍵作用和井溫前提下的離子作用力交互原因?qū)е路老灺首兓厔?shì)較慢，但是初始防蠟率高達(dá)30%。證明該藥劑啟效時(shí)間快，初始作用力強(qiáng)，而當(dāng)藥劑投加量達(dá)0.24%時(shí)作用效果不再上漲，維持在64%，甚至持續(xù)投加效果還有下降趨勢(shì)。在降粘率方面，相關(guān)可測(cè)物理量初始啟效慢，僅有7%左右，而當(dāng)藥劑維持在0.1%以前降粘率上漲速度快，作用反應(yīng)迅速，而逾越過該點(diǎn)后在藥劑投加量在0.55%以前時(shí)降粘率反應(yīng)時(shí)效上漲趨勢(shì)相對(duì)變慢，最終在0.57%藥劑濃度下取得62%的最優(yōu)效果。后續(xù)持續(xù)增加藥劑濃度效果上漲速率不大。由此可見，現(xiàn)場(chǎng)投加藥劑的實(shí)驗(yàn)效果與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)相當(dāng)，證明該種藥劑抗離子干擾和其他因素影響小[8]。

根據(jù)后續(xù)數(shù)口井的多重實(shí)驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)20 口實(shí)驗(yàn)井段的清蠟劑都在一定程度上取得了較好的電流數(shù)據(jù)，綜合反映了清蠟效果優(yōu)異。值得注意的是研究區(qū)單井均沒有進(jìn)行熱洗工藝清蠟，故不存在人為加熱和其他離子影響[9]。這就證明了如果在結(jié)蠟較為嚴(yán)重的單井，其大規(guī)模蠟塊需要大濃度藥劑進(jìn)行浸泡反映以徹底清蠟。但是投加過快和過猛可能會(huì)導(dǎo)致蠟垮掉落聚集而卡頓管、桿、泵。所以藥劑投加速度是下步研究熱點(diǎn)。而根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)道路環(huán)境改善情況，可以考慮進(jìn)行單井熱洗，以保證藥劑使用量最小。而藥劑是否會(huì)產(chǎn)生交互影響仍是下步室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究重點(diǎn)。防蠟方面，綜合現(xiàn)場(chǎng)電機(jī)載荷、電流實(shí)施數(shù)據(jù)說明該種藥劑效果良好，但同時(shí)，如若大規(guī)模投加卡死管柱，是否會(huì)發(fā)生燒毀電機(jī)事件值得進(jìn)一步商榷。

3 結(jié) 論

延長(zhǎng)油田礦產(chǎn)登記區(qū)域有限，且當(dāng)前區(qū)塊穩(wěn)油效果有限，大規(guī)模區(qū)塊屬于二次開發(fā)階段，層間矛盾突出，水淹及其舌進(jìn)現(xiàn)象明顯。而高含蠟、高含鹽采出液時(shí)刻危害著單井及其地面工藝流程的安全，基于當(dāng)前延長(zhǎng)油田清防蠟現(xiàn)狀，下步需要進(jìn)行常態(tài)化的工藝優(yōu)化與操作規(guī)程調(diào)整，在藥劑優(yōu)選上進(jìn)行一定時(shí)效的綜合實(shí)驗(yàn)評(píng)定，以保證藥劑的持續(xù)有效性和工藝的實(shí)時(shí)可行性，進(jìn)行宏觀科學(xué)的清防蠟工作考慮。檢驗(yàn)本文實(shí)驗(yàn)研究得出建設(shè)性意見如下：

（1）通過原油物性分析可知，研究區(qū)井組析蠟溫度通常在46℃以上，而單一特別井該指標(biāo)竟然超過55℃，以至于現(xiàn)場(chǎng)多重工況下嚴(yán)重結(jié)蠟。在此需要注意，在同一研究區(qū)其地層物性差異較大，且同一化的加藥策略需要經(jīng)常動(dòng)態(tài)調(diào)整而不是一成不變。

（2）根據(jù)藥劑配伍性實(shí)驗(yàn)分析可知，研究區(qū)同一井組儲(chǔ)層物性差異較大，且因?yàn)槎嗄曜⑺_發(fā)影響，井下情況復(fù)雜。工區(qū)所用4#清蠟劑和防蠟劑在高光射燈照射下出現(xiàn)乳化現(xiàn)象，但均無結(jié)塊現(xiàn)象發(fā)生，其他各項(xiàng)指標(biāo)顯示合規(guī)。

（3）清蠟劑優(yōu)選判定方面，依據(jù)Q/SY DQ0828-2006《防蠟劑產(chǎn)品驗(yàn)收和使用效果檢驗(yàn)指標(biāo)及方法》判定3 種實(shí)驗(yàn)優(yōu)選藥劑在代表性單井油樣下的溶蠟速率均≥0.016g/min 復(fù)合相關(guān)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，判定藥劑效果合規(guī)。進(jìn)一步觀測(cè)數(shù)據(jù)可知：研究2#清蠟劑在不同單井油樣中的溶蠟速率分別為0.023g/min、0.023g/min、0.019g/min，遠(yuǎn)高于其他同類產(chǎn)品，且不同油樣在2#清蠟劑反應(yīng)下清蠟效果均表現(xiàn)較好。實(shí)際使用環(huán)節(jié)根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果推薦0.2%～0.3%濃度為最佳經(jīng)濟(jì)適用點(diǎn)。除去損耗可現(xiàn)將現(xiàn)場(chǎng)藥劑投加量定為0.3%。