伏龙泉气田结蜡机理及清防蜡剂研究

李坤豫，廖奉武，胡友林，何宏，何芬

(1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

伏龙泉气田的气藏类型为凝析气藏，该区块生产井具有夏季不结蜡而冬季结蜡的特点。国内外现场处理气井结蜡问题时沿用油井清防蜡技术[1-4]，但油井清防蜡技术在气井清防蜡应用中存在一定局限性[5-8]。本文探讨了伏龙泉气田结蜡机理，在此基础上通过室内实验优选出复合有机溶剂、蜡晶改性剂和分散剂，并构建了一种适用于伏龙泉气田的化学清防蜡剂配方。该清防蜡剂能有效解决伏龙泉气田在冬季生产过程中结蜡严重问题，易溶于伏龙泉气田高黏度凝析油，且在低温下具有良好的流动性以便于在冬季储存和泵入。

1 伏龙泉气田蜡样碳数分布的分析

使用Agilent HP6890N气相色谱仪(US10615058)、积分仪等仪器分析了伏龙泉气田伏12-23井蜡样碳数分布，分析结果见图1。

图1 蜡样色谱分析图Fig.1 Wax sample chromatographic analysis

由图1可知，伏12-23井蜡样的碳数主要集中在C14～C21，属于轻质蜡，黏度和硬度较小，与油井中沉积的蜡有本质区别。

2 伏龙泉气井结蜡机理分析

影响伏龙泉气井结蜡的因素主要有以下5个方面：①伏龙泉气田开采过程中，甲烷气体从凝析油中逸出，石蜡所在油相体积减小，导致析蜡点升高、伏龙泉气田冬季生产过程中结蜡现象严重；②伏龙泉气田主要利用气藏气体膨胀自喷生产，气压随气体膨胀而下降，压降导致系统温度降低至伏龙泉气田凝析油的析蜡点以下；③伏龙泉气田部分高产井的凝析气、凝析油产量高，石蜡沉积速度随井中凝析油增多而加快，因此结蜡问题严重；④伏龙泉气田目前整体进入衰竭开发期，气井压力低，油气混合物流入近井筒时，发生的压降导致地层冷却，井底温度降低至伏龙泉凝析油的析蜡点以下，石蜡发生沉积；⑤伏龙泉生产井生产过程中为了有效抑制气体水合物的形成，需注入甲醇抑制剂，甲醇在抑制水合物形成的同时加速了石蜡的沉积。

3 清防蜡剂优选

3.1 复合有机溶剂的优选

原油含水量高低对于清蜡剂类型和配比具有重要影响，通过离心实验对凝析油含水量进行了分析，伏龙泉气田凝析油含水量较低，针对伏龙泉气田凝析油含水量低的特点，本文采用油基型清防蜡剂。

3.1.1 单剂优选 选取煤油、二甲苯、0#柴油、石油醚(60～90 ℃)、环己烷、正庚烷、苯乙烯、5#白油8种试剂作为清蜡剂，参照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6300—2009《采油用清、防蜡剂技术条件》对清蜡效果评价，考虑到低温会影响药剂泵入，确定了8种药品的凝点，各单剂溶蜡速率和凝点，结果见表1。

表1 单剂溶蜡速率和凝点Table 1 Single agent wax rate and pour point

由表1可知，综合考虑溶蜡速率和凝点，结合伏龙泉气田冬季低温的特殊气候条件，选用了正庚烷、石油醚、煤油这3种清蜡效果较好、凝点较低的溶剂进行复配。

3.1.2 复合有机溶剂清蜡效果评价 将正庚烷、石油醚、煤油3种单剂与固定质量石蜡进行溶蜡实验，记录不同加量时的溶蜡速率，确定三者的考察范围分别为：正庚烷4～7.5 g、石油醚7～10.5 g、煤油6～48 g。将加入正庚烷、石油醚、煤油质量作为因素，置于 U8*(53) 均匀设计表中，将三者按设计的质量复配，测得其溶蜡速率，结果见表2。

表2 优选方案及结果Table 2 Optimization scheme and result

对优选组合及对应的溶蜡速率(y)，进行回归分析，回归方程如下式：

y=-0.004 8+0.008 4x1+0.003 7x2-0.000 1x3

根据回归分析结果可知，对溶蜡速率影响由大到小的顺序为：正庚烷、石油醚、煤油。在参考范围内，最优方案为：x1=7.5、x2=10.5、x3=6，代入回归方程，算得y=0.096。即理论上认为，正庚烷、石油醚、煤油质量比为5∶7∶4时，清蜡速率为0.096 g/min。经实验验证，复合有机溶剂中正庚烷∶石油醚∶煤油质量比为5∶7∶4时，其溶蜡速率为0.091 g/min，清蜡效果最优。

3.2 蜡晶改性剂优选

蜡晶改性剂PI40是一种油溶性高分子有机聚合物，其主链和支链上均含有可与蜡分子共晶的非极性部分和使蜡晶晶型产生扭曲的极性部分[9]，能改变油相中蜡晶形态和空间网状结构，抑制蜡沉积，PI40的分子链较长，可形成遍及整个油相的网络结构，使已形成的晶核处于分散状态，不能相互聚集。测得不同浓度蜡晶改性剂PI40的防蜡率，结果见表3。

表3 蜡晶改性剂防蜡率Table 3 Wax crystal modifier wax resistance

由表3可知，蜡晶改性剂加量由3%增至8%的过程中，防蜡率由39.86%增至57.46%，其中加量至6%后，防蜡率增加趋势不明显，因此PI40的浓度主要选用4%，5%，6%三个浓度评价其防蜡率。

3.3 分散剂优选

分散剂是具有酚基的聚合物，其主链可吸附在蜡晶和管道表面上。分散剂萘的亲水性酚基团可使表面水润湿[10]，从而使蜡晶生长趋势和吸附到管道表面的趋势最小化。与此同时，还具有明显的降黏性，改变管内流体的流动性，使蜡晶在未沉降时被携带走。测定不同浓度下分散剂萘的防蜡率和降黏率，结果见表4。

表4 分散剂防蜡率及降黏率Table 4 Dispersant wax resistance andviscosity reduction rate

由表4可知，分散剂加量由5%增加至10%的过程中，防蜡率由25.37%增大至44.73%，加量至13%之后，防蜡率增大趋势不明显，降黏率由19.24%呈线性增加至39.53%。参考防蜡率和降黏率，选择7%，8%，9%三个浓度评价其防蜡率。

3.4 清防蜡剂配方确定

以复合有机溶剂质量、蜡晶改性剂浓度、分散剂浓度作为水平因素，防蜡率作为评定指标，制作L9(33)正交表，因素水平见表5，实验结果见表6。

表5 因素水平表Table 5 Factor and level table

表6 正交实验结果Table 6 Orthogonal experimental results

由表6可知，各因素对清防蜡剂防蜡率的影响的主次顺序依次为：复合有机溶剂>蜡晶改性剂>分散剂。最终确定的清防蜡剂最佳配比为A3B3C2，即复合有机溶剂∶蜡晶改性剂∶分散剂=15∶6∶8。

3.5 清防蜡剂性能评价

参照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6300—2009《采油用清、防蜡剂技术条件》对清防蜡效果评价，结果见表7。

表7 清防蜡剂评价结果Table 7 Clear paraffin inhibitor evaluation results

由表7可知，清防蜡剂溶蜡速率为0.098 g/min、防蜡率为57.98%、降黏率为35.65%、凝点为-37 ℃，各项指标均优于中华人民共和国石油天然气行业标准，同时该清防蜡剂不含有机氯、二硫化碳。研究结果表明该清防蜡剂清防蜡效果较好，低温流动性良好，能有效解决伏龙泉气田在冬季生产过程中结蜡严重问题。

4 结论

(1)伏龙泉气田结蜡机理是开采过程中天然气从油相逸出所导致的凝析油析蜡点升高，自喷生产造成的压降导致体系温度下降，衰竭开发期开采导致地层温度降低和甲醇抑制剂促使的石蜡沉积。

(2)有机溶剂之间相互作用，可以促进或者干扰溶蜡速率，伏龙泉气田对清防蜡剂除了有溶蜡效果良好的要求外，还需要其可以在低温下泵入。将3种清蜡效果好的低凝点有机溶剂复配，质量比为正庚烷∶石油醚∶煤油=5∶7∶4时，复合有机溶剂溶蜡速率最大，为0.091 g/min。

(3)针对伏龙泉气田的清防蜡剂配方是复合有机溶剂∶蜡晶改性剂∶分散剂=15∶6∶8。该清防蜡剂溶蜡速率为0.098 g/min，防蜡率为57.98%，降黏率为35.65%。凝点-37 ℃，低温流动性良好，能有效解决伏龙泉气田冬季结蜡问题。