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1、防蜡技术石油开采中的应用 摘要:本文论述了油井结蜡的原因,影响因素,提出了油井结蜡的化学防蜡措施,提高注气温度防蜡措施,在实际应用中取得良好效果。 关键词:油井结蜡化学防蜡注汽防蜡效果明显 油井开发之前,蜡完全溶解在原油中。在油井开采过程中,原油从油层流入井底,再从井底沿井筒举升到井口时,压力、温度随之逐渐下降,致使石蜡结晶析出聚集凝结并粘附于油井设施的金属表面,即油井结蜡。 一、油井结蜡原因 1.结蜡机理 原油是碳氢化合物的多组分混合物,蜡是含碳原子数为16-64的烷烃(即C16H34~C64H130)。在原油中
2、,石蜡以正构烷烃C18-C35为主要成份,通常称为软蜡,所含异构烷烃C35-C64称为硬蜡。在地层条件下蜡处于溶解状态,其溶解度随温度的降低而降低,油质愈轻对蜡的溶解能力愈强。开采过程中,原油从油层流入井底,再从井底沿井筒举升到井口,随着压力、温度的逐渐下降和气体的逸出,蜡的溶解能力也在不断降低,破坏了蜡在原油中的溶解平衡条件,致使蜡不断析出结晶。蜡析出结晶、长大聚集在油管壁上的现象,称为油井结蜡[1]。 2.影响因素 油井结蜡原因是原油中溶解有石蜡,在同等条件下,原油中含蜡越高,油井就越容易结蜡。另外,原油中所含轻质馏分
3、越多,则蜡的初始结晶温度就越低,保持溶解状态的蜡就越多,即蜡不易析出,相反则蜡容易析出。以下主要从三个方面对油井结蜡进行了分析。 2.1温度、压力及流速对油井结蜡的影响 油井生产过程中,井筒结蜡规律与温度、压力及流速密切相关,但起关键作用的是温度,如果温度高于析蜡点温度,蜡在原油中处于溶化状态,油井不会结蜡。 井筒中原油温度的变化是处在一个流动压力体系中,当流动压力高于饱和压力时,原油不会脱气。随着井筒举升过程流动压力和流体温度的不断减小,当井筒压力低于饱和压力时,原油中溶解的天然气逸出,气体分离产生滑脱现象,吸收部分热
4、量使油温不断下降,降低了对蜡的溶解能力,使蜡初始结晶温度升高,蜡开始析出。当井筒液流速度较大时,流体在流动过程中热损失小,液流在井筒内保持较高温度,蜡不易析出。 2.2机械杂质对油井结蜡的影响 石蜡是以晶体方式析出,当原油中含有碎屑颗粒,或油管壁粗糙、清蜡不彻底留有余蜡等固体附着物时,为蜡析出提供了结晶核心,加快了油管的结蜡速度。 2.3胶质、沥青质对油井结蜡的影响 原油中含有的胶质、沥青质对蜡结晶具有双重影响,沥青是胶质的进一步聚合产物,一方面胶质是一种表面活性剂,可以阻止蜡的结晶,另一方面它们不溶于原油成为蜡结晶的
5、中心,而且粘结牢固,增加了蜡在油管壁上的沉积强度,且不易被油流冲走[2]。 架4断块地层压力与2013年相比保持稳定,近期由于钻关影响略有下降;由于架1-3c井排液时间长,地层能量下降幅度较大;架岭607断块由于自喷时间延长,地层能量下降明显。 笔架岭属于常规轻质原油,表现低密度、低粘度,中高含蜡,中高胶质+沥青质,析蜡点和凝固点较高等特点,出油温度绝大多数低于30℃,加上地层压力逐渐降低,故容易结蜡。 二、油井结蜡的化学防蜡措施 化学防蜡所采用的防蜡剂主要成分由有机溶剂、表面活性剂和少量聚合物组成。有机溶剂溶解沉积在
6、油管壁上的蜡;表面活性剂促使有机溶剂渗入到沉积蜡的缝隙或蜡与油管壁的缝隙,增加清蜡剂与蜡的接触面,提高溶解度,加快蜡的脱落[3]。 在采油区,主要运用加药泵将化学药品通过注气管线进入套管,通过气举阀后和油层充分混合,通过举升,进入系统。如图1为加药前后取样效果图: 如图1可以看出,加药后油样颜色变黑,说明蜡已经被被融在油里,架岭607井加药防蜡已经取得了效果。 架岭607井加药前后取样全分析参数对比如表1。 该方式能减少外来液体对油层的伤害,成本低、易操作,但不适合高套压井,高套压井(大于2MPa)循环热洗时必须先放套
7、压,而放套压循环,常常会因改变压差造成含水上升且居高不下严重影响产量。 CX-100型热洗清蜡机,与原CX-80型热洗清蜡机相比,此清蜡机具有以下特点: 1.燃烧温度高 CX-100型清蜡机炉体为干式炉,最高温度可达到160度,而原CX-80型清蜡机炉体为水套炉,最高温度只能达到100度 2.提温快 CX-100型清蜡机循环后20分钟内温度就可达到100度以上,CX-80型清蜡机循环后1小时温度达到90度。 3.缩短循环时间、减少产量损失 原CX-80型热洗清蜡机循环时间为16-24小时,而CX-100型每口油井
8、的循环时间为8-12小时。 4.清蜡效果好 新型清蜡机带有采气器装置,此装置与油井套管连接,采气器内部鸭嘴可直接探入油套环空,与油管外壁相接,这样可使传入高温液体直接接触油管,提高清蜡效果。 从循环效果上看:原邻井补液循环效果受供液井影响较大.即供液井出液的连续性、平稳
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