冷输油井防蜡技术研究

江华（大庆油田有限责任公司第七采油厂规划设计研究所）

引言

目前，大庆油田葡北地区有290 口油井采用不掺水单管冷输集油流程，取得了良好的节能效果。但由于冷输油井采用不掺水集输技术，在集输过程中没有热源提供，管输介质的温度在析蜡点以下，根据油品物性差异，管壁势必会出现不同程度的结蜡现象，影响集输管道的输送能力，需定期采取高温化清的方式清除管内壁的蜡结晶。

针对冷输油井管线结蜡的问题，目前主要通过加热的方式解决：通过化清车定期高温蒸汽热洗，减少管壁附着的蜡结晶；在井口安装电加热器，一般功率为8～50 kW 不等，为油井产液瞬时加温10～20℃，减少蜡结晶析出，降低油井回压。高温化清作业需人工、燃料、热水等消耗，工人劳动量大；电加热器在一定程度上可以缓解管线结蜡的情况，但仅适用于短距离输送，且耗电量巨大。因此，研究冷输油井防蜡技术具有重要的意义。

1 原因分析

原油从井底到井口，温度和压力是逐渐降低的，当温度低于初始结晶温度时，便有蜡的结晶出现。温度继续降低，蜡便不断析出，结晶体也不断长大，并聚集沉积在油管上，造成油井结蜡。原油在管道输送过程中结蜡主要归因于三个方面：

1）油温[1,2]。在接近析蜡温度的较高温度时，此时油温和管内壁温度都比较高，蜡分子的浓度梯度较小，油流中的蜡分子向管壁处迁移的动力较弱，因此蜡沉积较轻；在接近凝点的较低温度下时，油流与管内壁的温差较小，蜡分子扩散动力较弱。

2）原油与管壁温差[3]。原油通过管道不断向地层传递热量，温度逐渐下降，当温度低于析蜡点温度时，管壁与油流的温差越大，蜡分子浓度梯度越大，分子的扩散作用越强。

3）流速[4]。在输送过程中，管壁的摩阻消耗了部分能量，输油泵的压力逐渐减小，下降至原油饱和压力以下时，原油中的一些轻质组分气体会不断逸出，除了带走部分热量，还将影响原油的溶蜡能力。

根据这三个方面，原油在输送过程中，管道内的温度和压力会逐渐降低，当温度下降至析蜡点时，原油中的蜡开始以结晶形式析出，形成晶核，以固体颗粒的形式存在于液态原油中，此时原油呈现出触变性、假塑性等一些非牛顿流体的流变性质。温度继续降低，蜡晶数量剧增，它们逐渐长大、聚集，并形成三维空间网状结构，将液态原油包裹于其中，原油逐渐凝固并失去流动性，此时的原油具有触变性、黏弹性和屈服应力等非牛顿流体特性。

2 技术对策

2.1 低温旋流防蜡装置

该装置利用油田集输系统中的自有水力能量（图1），通过不同的流通方式转换成具有横向旋转与纵向向前冲击的离心力，在旋转力的作用下，使得输送的混合介质按照不同密度进行离心分层与降温，在向前冲击力的作用下，介质在管道内旋转的同时向前低温移动输送，以此来解决油田采油井采输过程中，产量低、漏失量大、井口回压高、管线结垢结蜡、管线腐蚀严重以及能耗加大的问题。

图1 低温旋流防蜡装置工艺安装图

2.2 金属防蜡器

金属防蜡器内置是一种由9 种金属组成的特殊合金材料的芯片。其原理是合金所含元素的电负性比液相（介质）中的离子要低，易失去电子，而这些电子会与介质中的正价离子相结合发生化学反应，通过电化学的作用使流体及流体内的物质静电位发生改变，把离子还原成零价位的原子。流体中的固相颗粒受其作用的影响，始终处于悬浮状态和溶解状态，从而防止蜡垢腐蚀的产生，不再沉淀或吸附到管壁上。

3 现场应用

3.1 低温旋流防蜡装置

在葡北8#站地区选定2 口油井，采取在出口汇管10 m 处安装低温旋流防蜡装置。为了保证低温旋流防蜡装置能够满足试验油井的正常生产，达到防蜡的效果，对试验油井开展进一步的化验工作。分别对试验油井的含蜡量、含水率、原油黏度、原油密度、凝固点以及析蜡点进行了化验分析，见表1。

通过化验分析，将低温旋流防蜡装置参数调配至适合试验油井运行状态，对试验油井的输油管道进行扫线，使油管管壁无蜡质残留，以更好地观察设备运行效果。设备于2013年8月27日开始安装调试，2013年9月5日投用，投用期间井口压力处于0.3～1.5 MPa 之间。

表1 第一油矿708 队91-CS78、91-782 油井化验数据统计

低温旋流防蜡装置安装后，其运行5～30 天及30 天后回压情况见图2。

图2 91-CS78、91-782 井口回压统计

从上述试验结果可以看出，试验油井化清周期从15～30 天延长至2 个月，且回油压力控制在1.5 MPa 以下。

3.2 金属防蜡器

在葡北10#站地区选定2 口油井，在油井出口汇管5 m 处安装金属防蜡器，以达到防蜡的效果。通过对选定油井运行参数的跟踪、记录、分析来确定金属防蜡器的运行效果。

1）2013年10月18日 在69-782 油 井 上 安 装 金属防蜡器1 台。通过对比安装前后生产数据，69-782 油井回压从平均1.24 MPa 降至0.74 MPa，化清周期冬季延长至2 个月，夏季最长至5 个月。

2）2013年10月15日在63-72 油井上安装金属防蜡器1 台。通过对比安装前后生产数据，63-72油井回压从平均1.1 MPa 降至0.67 MPa，化清周期冬季延长至2 个月，夏季最长至7 个月。

从试验结果可以看出，试验油井化清周期从30 天延长至2～3 个月，且回油压力控制在0.8 MPa以下。采用该防蜡装置后，在1000～5000 m 的作用范围内，使水包油的乳化结构稳定，防止蜡从胶束结构中释放出来而形成固态沉积。

部分区块原油含蜡量高，清蜡周期在30 天以下的油井约有100 口，安装井口电加热器的井有30口，电加热器功率按25 kW 计算，每年可节约电量360×104kWh，节约电费229 万元。

4 结论

1）引起集输油管道结蜡的主要原因是油温、原油与管壁间的温差及流速。影响结蜡的因素包括原油的组成、胶质及沥青质含量、运行时间等。对于实际运行的管道，结蜡速率受到这些因素的共同作用。

2）低温旋流防蜡装置、金属防蜡器的投入使用，可有效降低工程投资，延长冷输油井的化清周期，有效控制油井回压，显著减少了耗电量。

3）通过对2 种不同防蜡装置试验期间的除垢效果、防垢效果、管线损伤程度、环境污染程度、费用投资等情况进行分析，金属防蜡器较其除垢和防垢效果良好，投资费用相对低，投资回收期短。

[1]杨筱蘅.输油管道设计与管理[M].东营:中国石油大学出版社,2006:52-56.

[2]李露,李艺明.原油生产中的石蜡沉积及其控制[J].油气田地面工程,2001,20(3):82-83.

[3]李俊刚,王志华,龙安厚,等.输油管道系统管壁温度与原油温度对蜡沉积的影响[J].大庆石油学院学报,2006,30(3):21-23.

[4]潘永梅.长输管线析蜡特点分析及应用[J].油气田地面工程,2001,20(6):28-30.