高粘、高含蜡稠油井管理对策探讨

邱姗姗

摘要：在原油开采过程中，随着温度的降低和气体的析出，石蜡便以晶体析出、长大、聚集并沉积在管壁上，即出现结蜡现象。油田开发后期，由于采油地质，工艺条件的变化，导致油井的结蜡机理发生变化，结蜡范围扩大.本文结蜡状况和现场清蜡工作的实际情况，特别是对高含蜡、低能量油井的清蜡情况的探索跟踪，形成了适合低能量油井清蜡的新技术并推广应用。

关键词：高粘度；高含蜡；稠油井；清蜡技术；增产增效

本文从油藏类型的出发，对不同物性的原油清防蜡状况进行分析，结合结蜡状况和现场清蜡工作的实际情况，特别是对高含蜡、低能量油井的清蜡情况的探索跟踪，形成了新式加热炉洗井、空心杆洗井、热油洗井等油井清蜡新技术。这些新技术避免了常规水泥车热水洗井造成的油层污染、排液期长、不返液、热洗质量不高等问题，效果显著。通过改进工艺，加大推广力度，高含蜡低能量油井的清防蜡新技术必将在生产中发挥更加积极增产增效作用。

1.油井的结蜡机理

薄膜吸附：当油水乳化液与油管和设备表面接触时，通常形成两种定向层，即憎水定向层和亲水定向层。一方面，烃类中的油溶表面活性剂被油管或设备表面吸附，形成具有憎水倾向的定向层和一层原油薄膜；另一方面，该原油薄膜与不含表面活性剂的水接触时破裂，在其表面上形成亲水定向层。此时，烃类中大量未被金属表面吸附的表面活性剂，开始以亲水基吸水，憎水基吸油的方式吸附在这一新的油水界面上，从而在金属表面形成由双层表面活性剂分子组成的憎水层，油膜薄层则浸润油管和设备表面并向周围延伸，当温度降至低于石蜡结晶温度时，在油膜上形成蜡晶格网络，并不断长大，形成沉积水。这一过程的循环往复可使结蜡层不断增厚。

液滴吸附：在紊流搅动下，油水乳化液沿油管向上运动时的能量足以使孤立液滴径向运动并与油管壁相撞。计算表明，在距泵入口20m的范围内液流中的每一油滴与油管壁的接触多于100次，这时含有沥青、胶质和石蜡的油滴被金属表面的油膜吸附，其中具有足够动能的油滴进入油膜，石蜡则在油管壁上沉积。

引起管内壁结蜡的关键因素是温度，一方面由于管壁处的油温低于蜡的初始结晶温度，使油流中的石蜡分子借助于管内壁所提供的结晶中心（如内壁的粗糙突起、机械杂质和砂等）结晶折出，形成不流动的结蜡层，并进一步吸附液相中的蜡晶，形成网络结构，把部分液态原油包围其中；另一方面，由于热油管路横截面上邻近管壁处的温度梯度，当温度最低的内壁面处温度析出蜡晶后，该处溶液中溶解的石蜡分子浓度就低于离内壁面远处的溶液。

2 油井结蜡的危害及影响因素

油田开发过程中的油井结蜡，严重影响了油井的正常生产，油井由于结蜡造成的危害程度按從轻到重的情况可分三个阶段：1）当油井管壁结蜡逐渐增多时，会造成油流通道减小，井口回压上升，降低油井产量，自喷井甚至会停喷；地层射孔炮眼和泵入口处结蜡，会增大油流阻力降低泵效；地层内部结蜡会大幅度降低其油相渗透率，使油井大幅度减产或停产等。2）随着蜡量增多，大量蜡附着在油管内壁和抽油杆上，会导致管柱载荷出现明显的变化，电流上升，影响杆、管使用寿命，缩短油井免修期。

2.2 油井结蜡的影响因素

2.2.1 原油温度对结蜡的影响

一般来说，当温度保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，就不会结蜡，而当温度降到析蜡温度以下时，开始析出石蜡，温度越低，析出的石蜡越多（但是，析蜡温度随着开采过程中原油组分变化而变化）。当压力降到泡点以下时，天然气开始分离出来，由于天然气的气化过程和压力降低、天然气膨胀都要吸热，使温度下降，更促进结蜡。

2.2.2 原油成分对结蜡的影响

原油中石蜡和胶质含量高，管道石蜡沉积强度就大，这是因为在其它条件相近的情况下，原油含蜡量高，其石蜡的析出量也多；而胶质的增加，将使蜡胶分子团表面发生吸附，蜡晶表面很多地方被胶质的极性部分所占据，再吸附的胶质其非极性部分必然向外，这将有利于蜡分子的集结，从而增加结蜡，这样的蜡晶中分子排列不可能非常规则，必然是较为松散的，混乱的，含油较多的。这表现为胶质浓度增加至一定程度后，结蜡量上升。

2.2.3 原油含水率对结蜡的影响

一般来说，当原油含水率增高时，水容易在管壁处形成水膜，削弱了石蜡直接在管壁上析出结晶的亲合力，减少了石蜡与管壁直接接触的机会；特别是当原油含水率超过了转相点后，原油乳状液从油包水型转变为水包油型，作为分散相的水成为连续相，从而导致石蜡沉积强度大幅度下降。

3 热洗清蜡新方法

3.1 新式加热炉洗井

油井均为掺水伴输，掺水水源有一定的压力、温度，所以产生新式加热炉洗井方法。这种方法正是利用掺水系统的压力，通过高效热传导炉把掺水加热到80度以上，再进入套管进行洗井。控制好温度和压力就可以完成边加热边洗井。这一新式洗井方法改变了以往水泥车洗井的老模式。在掺水管线上栽1寸闸门并与加热炉进口相连，炉子出口与套管连接，实际操作过程中我们通过控制1寸闸门来控制水量，控制干气来调节炉火，使掺水通过炉子出口时温度应大于80度小于90度，再进入套管，达到洗井的目的。

虽然这一洗井方法很方便，但存在局限性：由于该洗井方式，是利用掺水和掺水压力，并利用干气进行加热，所以要用该方式洗井就必须同时具备掺水和干气的油井。在实际操作过程中，应该注意掺水量不能超过1方/小时，如果超过1方/小时，温度很难达到80度。炉子出口压力不能超过掺水压力，洗井水量不得少于40方，并在洗井过程中时刻记录电流变化情况。

3.2 空心杆洗井

油井多是稠油开采，粘度大，所以多使用空心杆降粘技术开采。在此基础上，产生了用空心杆洗井防蜡降粘，节约人力，经济又不伤害油层。（1）存在问题：1、产出液油气比在200m3/ T以上的油井由于气体压力恢复过快，不适用该清蜡工艺。2、产液量低于5m3/d或高于20m3/d的油井，由于液量太低或太高在短时间内不能实现循环传热，不适用该工艺。3、不适用于稠油、高凝油井。4、液面太浅（低于700米）的油井由于自产液无法形成循环导致压力上升，不适用于该工艺。（2）下步建议：1、可以选择液量在5-20 m3/d之间的油井、地层能量低、常规洗井易倒灌地层的油井及水敏严重的油井，推广使用HYCD防污染洗井清蜡工艺。2、在施工前对井况进行充分了解，并对现场设施仔细检查，及时排除隐患，确保施工安全顺利进行。3、做好洗井前后电流、载荷、液量的监测工作，及时分析清蜡效果。

4 结束语

在原油生产的过程中，防蜡和清蜡工作是油井现场管理日常工作的重要内容之一。探索高含蜡、低能量油井的清防蜡新技术，形成了新式加热炉洗井、空心杆洗井、热油洗井等油井清蜡新技术。这些新技术避免了常规水泥车热水洗井造成的油层污染、排液期长、不返液、热洗质量不高等问题，效果显著。通过改进工艺方法，加大推广力度，高含蜡低能量油井的清防蜡新技术必将在生产中发挥更加积极的增产增效作用。

参考文献

[1] 张新强，李继原，王惠英，张军，杨智，等。GKA超导自动热洗清蜡装置适应性研究。化工管理[J].2017（08）

（作者单位：中油辽河油田公司锦州采油厂）