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。
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。
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
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。
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)。
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。
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。
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
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)。