趙小光，黃 燕，邵 波，曹 婷

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

H油田儲層致密，滲透率一般不超過0.3 m D[1]，屬典型的超低滲透油藏[2]。Y區(qū)是近兩年剛開發(fā)的新區(qū)塊，但井組輸油管線結(jié)蠟對油流順利從單井和井站輸送到指定處理站庫影響較大，對油井正常穩(wěn)產(chǎn)也有一定的影響[3]。結(jié)蠟原因復雜，影響因素較多，為保證原油正常生產(chǎn)，必須盡快研究適應該區(qū)塊的清蠟技術。目前，井組輸油管線清蠟技術手段主要有化學清蠟、熱洗清蠟和機械清蠟(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、爆炸等安全風險；投收球清蠟因受地形高低起伏、管線布局復雜、彎角較多等因素的影響，許多管線不能進行投收球操作。因而，從井組管線結(jié)蠟原因出發(fā)，加強了化學清蠟，即清蠟劑清蠟技術，明確了Y區(qū)井組輸油管線化學清蠟技術的基本參數(shù)，并用于實際生產(chǎn)中，取得了較好的效果。

1 井組輸油管線結(jié)蠟原因

油田開發(fā)前，原油存儲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。油田開發(fā)后，原油會從儲層流入到井底，從井底沿著井筒被舉升到井口，再從井組輸油管線輸送出去，這一過程中，壓力和溫度都會下降，當壓力、溫度下降到一定程度時，就會破壞石蠟在原油中的溶解平衡，結(jié)晶微粒開始析出[4]。石蠟結(jié)晶一部分會隨著原油的流動被采出來，但有一部分會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方面：一是原油的組分因素。原油中所含的重質(zhì)組分對結(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。二是原油中的機械雜質(zhì)因素。原油中的固態(tài)機械雜質(zhì)有利于蠟分子的析出，促進結(jié)晶生成。原油中所含的機械雜質(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，管道內(nèi)壁越粗糙，原油在輸送流動過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，原油中蠟分子運動減慢，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導致管道蠟析出。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，對管壁的剪切應力越大，油流對管壁的沖刷作用越強，結(jié)蠟速率越低，原油中的蠟越不易沉積。油田位于山區(qū)，地勢高低起伏不定，地形復雜，因而液體流速是造成Y區(qū)結(jié)蠟的要因之一。

2 機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

對于井組輸油管線的機械清蠟，主要采用投收球。但受地形高低起伏、管線布局復雜、彎角較多等因素的影響，許多管線不能進行投收球操作。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)某時間段內(nèi)投收球情況統(tǒng)計見表1，故運用此機械清蠟方法無法滿足Y區(qū)清蠟實際所需。

表1 Y區(qū)某時間段內(nèi)投收球情況統(tǒng)計表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)驗統(tǒng)計，平均熱洗周期為1.6次/月·條，管線熱洗平均費用2 500元/條·次，那么全年熱洗費用高達748.8萬元。頻繁的管線熱洗會影響原油生產(chǎn)，且熱洗過程存在較高的爆炸、火災等安全風險。

3 化學清蠟的研究與應用

因機械清蠟(投收球清蠟)和熱洗清蠟存在許多不足，故重點加強了對化學清蠟技術的研究?；瘜W清蠟[6]是投加清蠟劑來清除凝結(jié)在管壁上的蠟質(zhì)成分，基本原理是加入溶蠟劑，通過對沉積蠟的溶解，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。影響化學清蠟效果的兩個重要因素是清蠟劑投加量和投加周期，故對此開展研究，以確定Y區(qū)化學清蠟技術參數(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)塊應用效果較好，故Y區(qū)開發(fā)后也使用該型號清蠟劑。為準確確定清蠟劑的投加量，在Y區(qū)選取A和B兩個井組進行清蠟試驗，過程如下：

兩個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，按每6天投加1次，繪制清蠟劑投加量與井組回壓關系曲線(見圖1和圖2)。從圖1曲線可以看出，當清蠟劑投加量為40kg時，井組回壓下降至1.2 MPa，且投加量更大時井組回壓沒有明顯下降趨勢，說明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

試驗表明，CX型清蠟劑投加量保持在38～40 kg即可達到良好清蠟效果，考慮實際使用過程有少量損失，故將投加量設定為40 kg。

3.2 清蠟劑投加周期的確定

為準確確定投加周期，參考其他區(qū)塊，在以上兩個井組開展試驗，過程如下：

兩個井組投加周期均從10 d開始，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系曲線(見圖3和圖4)，其中橫軸為每次投加量，兩個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，但當投加周期達到5 d時，再縮短投加周期，井組回壓沒有明顯下降趨勢，說明兩個井組清蠟劑最經(jīng)濟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

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

4 應用效果

從2020年開始探索Y區(qū)井組輸油管線清蠟方法，對化學清蠟技術進行分析。目前，對全區(qū)112條管線實施了化學清蠟，平均回壓由2.0 MPa下降至1.1 MPa，并持續(xù)保持平穩(wěn)運行，其間未實施熱洗清蠟、投收球清蠟等措施，與以往同期對比，平均回壓下降0.9 MPa，同時產(chǎn)量呈上升趨勢，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)化學清蠟效果統(tǒng)計Tab.2 Statistics of chemical paraffin removal effect in Y area of H oilfield

5 結(jié)論

經(jīng)現(xiàn)場試驗驗證，明確了Y區(qū)井組輸油管線化學清蠟技術基本參數(shù)：清蠟劑投加量為40 kg/次，投加周期為1次/5 d。化學清蠟技術的研究與應用有效降低了回壓，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、爆炸等安全風險，促進了油井穩(wěn)產(chǎn)。