化学清防蜡技术在陆梁油田的研究与应用

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1、化学清防蜡技术在陆梁油田的研究与应用2010年第1期新疆46.r-.15化学清防蜡技术在陆梁油田的研究与应用王莉萍(新疆准东石油技术股份有限公司,阜康831511)摘要:通过对陆梁油田抽油井结蜡状况及热洗清蜡存在的不足的认识,针对性地开展了清防蜡剂的研究,优化了化学清防蜡的工艺和方法,通过现场应用取得了较好的清防蜡效果.关键词:化学清防蜡;油田;研究;应用1概述油井结蜡是由于原油开采过程中温度压力降低以及轻质烷烃的逸出,溶解在原油中的石蜡以晶体的形态析出并依附在管柱上的一个物理过程.除稠油热采的油井外,几乎每个油井(包括自喷井)结蜡都是生产管理者必须要解决的一个问题.目前

2、,各油田生产单位主要采用热洗清蜡方法,热洗清蜡主要存在作业量大,洗井液返排造成油井占产,费用较高等问题.化学清防蜡技术是通过表面活性剂非极性基团吸附在蜡晶表面,抑制了蜡晶的长大和相互连接,极性基团通过吸附在管壁形成极性水膜,使蜡不易在管壁上集结而起到防蜡目的.2008年在陆梁油田59口井上进行了959井次的化学清防蜡试验,现场试验成功率在96.6%以上,大幅度地减少了油井热洗清蜡的工作量及费用,降低采油成本,而且有效期长,管理方便,并且对油井固井质量无损害,极大的提高了油田管理效率.2热洗清蜡存在的主要问题2.1热洗清蜡热效率低,清蜡效果差陆梁油田大部分井泵挂深度都达到1

3、200m,且中高含水期油井的结蜡点下移,结蜡段较深,要求较高的溶蜡温度.由于采用水作为热洗介质,水的比热容较低,热效率低,熔蜡效果差.对于井较深,结蜡段较深的井使用该热洗方法清蜡,由于热效率低,热洗液到达抽油管柱下部时的温度已很低,难于将底部管杆的结蜡溶化,有限的洗井液很难将所结的蜡清除干净,造成清蜡不彻底.2.2洗井液返排造成油井占产平均单井次洗井量达到40m.,热洗液的影响油井抽油时率,造成占产时间长.油井供液状况良好的井洗井液返排需要1～2d,供液较差,产液量较低的井洗井液的返排需要3—5d.2.3洗井液漏失污染油层油井压力低,低液能力差的井,洗井液漏失严重,污染油

4、层.部分井热洗清蜡后需要5～7天才能恢复清蜡前的产量,个别井甚至需要半个月的时间才能恢复.2.4低产井清蜡效果差地层压力低,供液能力差,产量低的井,一方面洗井液漏失造成热量损失大,熔蜡效果差,另一方面油井产液量低而热洗清蜡时油管内表面所结的蜡一般是成块状脱离分散,因油井产液量低造成排蜡困难,热洗后极易发生蜡卡,热洗清蜡的效果极差.这类井热洗清蜡即使加大洗井液也很难保证清蜡效果.约占清蜡总井数的20%.2.5高含水油井热洗清蜡差高含水油井的清蜡周期相对较长,所结的蜡为硬蜡,还有结垢现象,热洗清蜡要求较高的熔蜡温度,但是油井含水高,热洗清蜡时温度较低,因此这类井的结蜡采用热洗

5、的方法难于清除,热洗熔蜡的效果较差.3清防蜡剂室内评价试验16新疆化工2010年第l期根据陆梁原油物性,我们选用了1}≠一3#油基清蜡剂和4K基防蜡剂进行室内实验评价.实验参照新疆石油管理局《油基清防蜡剂》(Q/XJ0505—1996)标准,采用陆梁油田陆9井区,陆22井区的原油样品,对待评价的1样,2舞,3#,4#清防蜡剂的有关性能及清防蜡效果进行较为全面的分析实验.3.1室内评价实验内容(1)清防蜡剂的密度测定(2)清防蜡剂的闪点测定(3)清防蜡剂的凝固点测定(4)清防蜡剂的溶蜡速率测定(5)清防蜡剂的饱和溶蜡量测定(6)清防蜡剂的原油防蜡率测定3.2实验结果分析与结

6、论通过上述室内实验数据比较看来,1#,2撑油基清防蜡剂各类性能指标均较为优异,对陆梁油田原油具有比较好的清防蜡效果.4#水基清防蜡剂虽然溶蜡速率和饱和溶蜡量与标准存在一定差距,但防蜡性能优异,可着重用于防蜡.现场施工时选用l群油基清防蜡剂.其各类技术指标为:密度0.8610g/cm.;闪点≥40oC;凝固点为一32℃未凝;溶蜡速率16.1mg/ml?min;饱和溶蜡量1.2ml?10h;原油防蜡率>50%.3.3清防蜡剂的继续筛选在陆梁油田开展化学清防蜡工作的同时,希望可以找到更适用于陆梁油田的清防蜡剂,以期获得更好的现场施工效果.考虑到现阶段陆梁油田多数结蜡井的含

7、水率不高,所以选出了三种油基清防蜡剂进行实验评价.分别为wy一11,wT—pu和PPD-919.3.3.1化学剂性能的评价实验(1)配制和选择化学剂三种油基清防蜡剂的技术指标见下表1:表1三种油基清防蜡剂技术指标表名称外观密度(g/cm)溶解性在使用化学剂前,将上述三种化学剂均溶于二甲苯中配成1%浓度溶液待用.选择了lu2114井含蜡油样作为实验用油来进行化学剂的评价实验.在进行评价实验之前,在烘箱中油样和化学剂样品加热到40~C,恒温3h,使原油中析出的蜡完全溶解.为了评比不同药剂的防蜡降粘效果,统一化学剂使用浓度为100p