超临界二氧化碳驱油井结蜡机理及清防蜡对策研究

2015-05-30 15:14:38许万丰
科技创新与应用 2015年25期
关键词:对策研究

许万丰

摘 要:随着超临界二氧化碳驱油井的开发,二氧化碳与原油伴生气会一同被举升到井口。在油井生产过程中,一同采出的二氧化碳是油井结蜡的重要影响因素,增加了油井的清防蜡工作难度。因此,在二氧化碳驱油井结蜡机理及清防蜡对策研究中,既要考虑常规水驱油井的结蜡因素,又要分析二氧化碳采出对油井结蜡的影响以及二氧化碳驱油井结蜡各因素间的相互影响和相互作用。

关键词:超临界二氧化碳;结蜡机理;清防蜡;对策研究

1 超临界二氧化碳驱油井结蜡机理

二氧化碳的临界温度约31℃,临界压力7.3MPa,当温度和压力均超过临界值时的压缩气体为超临界二氧化碳,特点是稠密,密度大且随着压力的增大而增大,具有液体的溶解能力及气体的扩散性,具有低黏度、低表面张力的特性。根据超临界二氧化碳驱油井作业现场杆管结蜡的实际情况,大致认为是井底温度较高,基本上不存在结蜡现象,随着油流的举升,温度、压力发生变化,油流中蜡与胶质、沥青质、机械杂质等混合析出,黏附在油杆、配件和油管内壁,状态呈固态和半流动状,井口300-500米井段结蜡最为严重,蜡与胶质、沥青质等重组分析出,油流的成分继而也发生了变化,井口至井深300米井段结蜡轻微。油井结蜡归根结底是由于压力、温度、油流成分等的变化造成油流对蜡的溶解力的下降造成的。下面就井筒压力、溶解气,油流温度、油流流速、含水,油流胶质、沥青质、机械杂质含量,油流组分,管杆表面粗糙程度、管杆表面亲水性,伴生气成分,采出二氧化碳含量等因素进行简要分析。

1.1 井筒压力、溶解气

在油田开发初期,如果地层能量得不到较好的补充,原始地层压力衰减非常快,地层压力与溶解气饱和压力的差就会越来越小,机采抽油过程中,油流被举升,井筒液流压力逐步下降,当井筒压力低于溶解气的饱和压力时,溶解气析出,液流温度下降,蜡容易析出。

1.2 油流温度、流速、含水

高产井井底地层能量足,产出液温度高,蜡不析出;当机采抽油井筒油流流速较快,热量损失较少,油流温度下降较慢,油流中蜡析出较少,即使有少量的蜡析出,较快的流速容易将析出的蜡带走,因此管壁及抽油杆结蜡轻微;油井开采初期,产出液含水较低,杆管容易结蜡。当水驱见效后,产出液含水上升到一定数值时,由于水的热容值较大,液流温度下降较慢,杆管结蜡程度减轻。又由于水的润湿性较好,油流中的蜡结晶体不易黏附在杆管表面上,析出的蜡较容易被油流带走,杆管结蜡轻微。

1.3 油流胶质、沥青质、机械杂质含量

胶质、沥青质都可以阻止油流中蜡的析出,胶质、沥青质从某种角度上说起到了防蜡的作用,但胶质、沥青质与原油中的机械杂质混合后黏附在杆管上就不容易被油流冲走,因此产出液中含有泥沙等机械杂质较多时,油流中胶质、沥青质与机械杂质容易和析出的蜡混合,而且较难清除掉;当产出液含泥沙等机械杂质较少时,油流中胶质、沥青质对防止油井结蜡能起到一定的阻止作用。

1.4 油流组分

我国的油田大多原油含蜡量都较高,原油中蜡含量较高,容易结蜡;反之,原油中蜡含量较低,不容易结蜡。

1.5 管杆表面粗糙程度、管杆表面亲水性

抽油井杆管表面粗糙,容易结蜡;杆管表面亲水性较好,不容易结蜡。

1.6 伴生气成分

地层中原油通过抽油泵的举升进入井筒,原油中伴生气逐渐析出,轻质溶解气组分先析出,重质溶解气组分后析出。重质组分对蜡的溶解能力较强,当重质组分析出时,液流中的蜡伴随着析出,黏附在油杆、配件和油管内壁。

1.7 采出二氧化碳含量

二氧化碳驱油井驱油效果较好,注入井注入量较大往往突进较快,采出的二氧化碳逐渐增多。因此,要控制好二氧化碳注入量。当采出液二氧化碳含量较高,二氧化碳析出吸收大量的热,油流温度下降较快,原油中的蜡容易大量析出。因此二氧化碳的采出对油井结蜡影响较大。相比传统水驱油井来说,结蜡剖面也发生一些变化。另外,二氧化碳与原油中的水反应形成碳酸,碳酸与原油中的盐类反生反应,容易形成沉淀物。这些沉淀物与机械杂质、蜡形成的混合物较难清理,增加了清蜡的难度。因此,二氧化碳对油井结蜡的影响还是较新的课题,也较复杂,需要在生产实践中摸索规律,加以总结,以便于更好地指导生产。

2 超临界二氧化碳驱油井清防蜡对策

只有对油井结蜡规律摸索清楚,清防蜡工作才具有针对性及有效性。早期的机械清蜡法在油井正常生产中已较少见;泵车水洗、热油锅炉蒸汽洗井等主要是在油井环套空间注入热水及蒸汽,通过泵车和抽油泵返排液,把融化的蜡返排到井口进入掺输流程;电加热空心抽油杆清蜡则主要是采取加热抽油杆上粘附的蜡结晶体,以达到融解蜡的目的;强磁防蜡、超声波防蜡等防蜡技术,主要是阻止蜡结晶体形成和聚集,从而达到防止油井结蜡的目的。以上都称之为物理法清蜡。另一种方法是化学法清蜡,它主要是使用清防蜡剂等化学药剂进行清蜡。

根据二氧化碳驱油井结蜡机理,深入分析二氧化碳驱油井结蜡原因,采取针对性较强的清防蜡技术。二氧化碳驱油井结蜡的主要因素是井筒压力,胶质、沥青质含量以及采出二氧化碳含量等。

2.1 井筒压力

油井超临界二氧化碳驱见效后,环套空间压力上升,这样对伴生气及二氧化碳溶解气的析出起到一定的抑制作用,但正常生产中不能保持超临界压力,液流温度也达不到超临界温度,二氧化碳部分发生相的变化,井筒液流温度下降,对蜡的析出起到促进作用。油井的结蜡剖面较水驱油井发生较大变化。因此在着重摸索二氧化碳驱油井结蜡的特点,制定好洗井周期,洗井方式尽可能采取热油泵车蒸汽洗井。

2.2 胶质、沥青质含量

超临界二氧化碳有较好的溶解能力,对胶质及沥青质有较好的适应能力。在满足超临界条件时,二氧化碳与地层中的原油有较好的配伍性,渗流到井底时温度能满足超临界要求,生产时要尽可能满足超临界压力的要求,避免泵下防砂网及泵凡儿、凡尔罩等部位结蜡。建议在安全的前提下控制好环套空间压力,保证二氧化碳超临界压力的要求。防蜡尽可能采取清防蜡剂等药剂清防蜡。

2.3 采出二氧化碳的含量

超临界二氧化碳具有液体的溶解能力及气体的扩散性,具有低黏度、低表面张力的特性,驱油的效果较好,又解决了石油开采过程中温室气体排放的环保问题。随着二氧化碳的注入,油井产出原油的同时,也采出二氧化碳。而且二氧化碳采出后续处理也较复杂,投入也比较大因此,气井配注时要综合考虑配注量及油层砂岩的厚度、裂缝发育等。套压升高要控套生产,保证生产安全。

以上仅仅是影响二氧化碳驱油井结蜡的几个主要因素,其他方面的因素也不能忽视。总体而言,二氧化碳驱油井结蜡既有水驱油井的结蜡特点,又有二氧化碳驱油井结蜡的特殊性。

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