安塞油田化学清防蜡工艺效果分析

赖南君，李俊，吕亿明，刘中嵘，李敏，乔东宇，4，邓嘉雯

（1 西南石油大学化学化工学院，四川成都610500；2 长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018；3 长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳745000；4 中国石油西部钻探工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011）

在含蜡原油开采过程中，复杂油气水三相流下的井筒蜡沉积问题愈发突出，是产能下降的一个重要影响因素[1-3]。油井蜡沉积过程复杂，受多种因素共同作用，目前国内外学者对不同流态下的蜡沉积机理和预测取得了众多成果[4-7]。为清除或缓解蜡堵问题，国内外学者提出了清防蜡工艺，具有物理、化学和生物等方法，而由于化学清防蜡工艺的独特优点使其在油田应用广泛[8-10]。沉没度、产液量和含水率是影响清防蜡工艺效果的重要因素，目前各油田不同区块和开发时期选取的评价指标不尽相同，主要是单一指标评价法。王静等[11]以清防蜡周期和增油量为指标对筛选的清防蜡菌种进行了研究分析；都芳兰等[12]以压力为指标研究了清防蜡工艺与沉没度和产液量的关系；孙艳[13]通过计算长庆油田下5个区块的管流摩阻，发现加入清防蜡剂后能够降低耗能；张廷[14]通过清防蜡工艺应用前后的抽油杆载荷和油井结蜡周期分析了H区块清防蜡剂的现场应用效果。

安塞油田的开发层系有长2、长6、延9 和延10 等，油层中深为1400～1600m，原油蜡含量为10%～20%（质量分数，下同），属高含蜡原油，油井普遍存在结蜡现象。目前，年实施油井清防蜡作业数千井次，其中化学清防蜡剂主要有CQ-1、CQ-2、CQ-3 和CQ-4，现场作业人员一般根据抽油机电流、压力、增油量和清防蜡周期判断清防蜡工艺效果，存在准确度低和资源浪费的问题。受评价方法及现场生产因素限制，化学清防蜡工艺在安塞油田应用效果不明确。针对清防蜡工艺应用效果问题，许多学者将目光转向原油和蜡的物性，都芳兰等[15]研究了原油与井壁蜡组分，结果表明组分差距大；刘韵秋等[16]开展了油井上部和下部蜡样研究，表明粗晶蜡和微晶蜡含量差别较大。

本文以安塞油田长6 层位为研究对象，分析4种油井化学清防蜡剂的现场应用效果。清防蜡剂通过井口连续加药方式加入油套环空，清防蜡剂的加入浓度为150mg/L，3 天后在油井井口进行取样工作，清防蜡工艺如图1 所示。清防蜡工艺的应用导致原油组成发生改变，在结合清防蜡工艺作用机理的基础上，通过油田现场井口采集原油样品，系统分析清蜡防工艺应用前后原油族组成、蜡组分、析蜡点、黏度和溶蜡速率。油井结蜡是一个动态和静态相结合的过程，清防蜡工艺效果是一个多目标问题。多目标模糊评价方法是多因素复杂系统优选评价的最常用方法之一[17-18]，通过确定评价指标，结合多目标评价方法建立了一种评价油井清防蜡工艺现场应用效果的方法，为复杂油井条件下清防蜡工艺应用效果提供了简单有效的评价指标和方法。

图1 清防蜡工艺示意图

1 实验材料和方法

1.1 材料

正庚烷、苯、甲苯、丙酮、石油醚（60～90℃）、中性氧化铝（100～200 目）、二硫化碳、乙醇，成都市科隆化学品有限公司，分析纯；油基清蜡剂CQ-1、水基清防蜡剂CQ-2、水基清防蜡剂CQ-3、乳液型清防蜡剂CQ-4，安塞油田提供；实验油样，安塞油田各油井井口取样，每口油井取清防蜡工艺应用前和应用后的油样；实验蜡样，从采集的原油中分离得到。4 种清防蜡剂各项指标见表1；取样井号、油井清防蜡剂应用情况、日产液和含水率等资料见表2。

表1 清防蜡剂数据表

表2 油井数据表

CQ-1 型清防蜡剂是油基清蜡剂，其凝点低、低毒和安全，配方主要药剂为芳香烃和饱和烃，以及少量渗透剂和高分子聚合物；CQ-2 型清防蜡剂是水基清防蜡剂，其凝点低、低毒和安全环保，配方主要药剂为乙醇、非离子表面活性剂、增溶剂A和渗透剂B；CQ-3 型清防蜡剂是水基清防蜡剂，其凝点低、低毒和安全，配方主要药剂为表面活性剂（吐温、OP-10）和渗透剂X、增溶剂Y；CQ-4型清防蜡剂是乳液清防蜡剂（水包油型），其凝点低、低毒和安全环保，配方主要药剂为苯及其他芳香烃、表面活性剂、石油醚和碱性物质。4种类型清防蜡剂结构稳定，不易分层或者产生沉淀物质，满足密度、闪点和凝点的使用要求，且不含有机氯和二硫化碳等有毒物质。

18 口试验油井的开发层位均为长6，开采深度、方式和原油性质相似。WY 作业区的6 口油井蜡堵严重，结合油井前期清防蜡剂的应用情况和油基清蜡剂在清除蜡堵上的优势，因此应用CQ-1油基清蜡剂。WQ和HLM作业区的原油蜡含量较高和含水率适中，需要清蜡和防蜡相结合以保证油井产量，且前期一直应用水基清防蜡剂，因此分别应用CQ-2 和CQ-3 水基清防蜡剂。PQ 作业区的油井含水率较高且原油含蜡量较高，油基和水基清防蜡剂的应用受到限制，CQ-4 乳液型清防蜡剂的结构稳定，具有清蜡和防蜡效果，因此选用CQ-4乳液型清防蜡剂。

1.2 分析测试仪器

蜡含量测定仪，DYH-210B型，大连雨禾石油仪器有限公司；气相色谱-质谱联用仪，SQI 型，美国Thermo Fisher 公司；热分析仪，DSC823 型，瑞士梅特勒-托利多公司；黏度计，DV-Ⅲ型，美国Brookfiled 公司；玻璃吸附柱，成都市科隆化学品有限公司。

1.3 实验方法

由表2可知，原油样品含水率均大于0.5%，在实验前需将原油进行脱水和预处理，使其组成均一19]。采用的方法为水浴密闭加热至80℃，恒温2h，自然冷却至室温，阴暗处存放48h以上。

1.3.1 原油中蜡、胶质、沥青质含量

按照SY/T 7550—2012《原油中蜡、胶质、沥青质含量的测定》[20]规定的方法测定原油族组成。采用冷冻结晶法测定蜡含量，甲苯回流法测定沥青质含量，差减法计算胶质含量。蜡含量变化率由清防蜡工艺前后原油的蜡含量计算得到。

1.3.2 蜡组分

采用GC-MS 分析蜡的碳数分布，溶剂为二硫化碳。色谱质谱接口最高温度400℃，离子源最高温度350℃，柱箱最高操作温度450℃。柱温60℃，恒温5min，然后以5℃/min 的速率升温，载气为氦气，进样量为0.2µL。

1.3.3 析蜡点

按照SY/T 0545—2012《原油析蜡热特性参数的测定-差示扫描量热法》[21]规定的方法测试原油的析蜡点。称取处理后的原油样品4～8mg于试样皿中，从40℃升温到90℃，恒温1min，然后降温至-30℃，记录DSC 曲线，由DSC 曲线得到原油析蜡点。析蜡点变化率由清防蜡工艺前后原油的析蜡点计算得到。

1.3.4 黏度

按照SY/T 0520—2008《原油黏度测定-旋转黏度计平衡法》[22]规定的方法测定原油的黏度。将原油在黏度计的恒温系统中保持20～30min，温度为50℃，剪切速率为7.34s-1，接下来进行测试和读数。降黏率由清防蜡工艺前后原油的黏度计算得到。

1.3.5 溶蜡速率

按照SY/T 6300—2009《采油用清、防蜡剂技术条件》[23]规定的方法测定清防蜡剂的溶蜡速率。测定规定质量的蜡球在清防蜡剂中的溶解时间，计算得到清防蜡剂的溶蜡速率。

2 实验结果与讨论

2.1 原油族组成

长6层位18口油井的原油族组成实验结果如表3所示。化学清防蜡剂的成分为溶蜡性能较好的化学溶剂和其他助剂，具有溶解蜡晶的作用，将沉积在管壁上的蜡溶解或者剥离下来，抑制蜡晶的聚集和沉积，然后随流体流出，达到缓解蜡沉积的目的[24-25]。实验结果表明清防蜡工艺后原油中蜡含量高于工艺前原油中蜡含量；沥青质含量低；胶质和沥青质含量呈无规律变化。清防蜡工艺后原油中蜡含量的增加反映了井筒中蜡沉积量的降低，表明清防蜡剂清除或减缓了油井蜡堵问题。

2.2 蜡组分

原油组成测试结果表明清防蜡工艺应用后原油中蜡含量升高，这必然导致蜡的碳数发生改变[26]。将4种清防蜡剂作用后的蜡进行碳数分布测试，实验蜡样从原油中分离而得，包含化学清防蜡工艺前和工艺后的蜡样。蜡的碳数分布测试结果见图2。清防蜡工艺前后蜡的碳数变化幅度如表4所示。

从图2 和表4 得蜡的碳数变化情况：清防蜡工艺应用后，C16～C30的质量分数下降，C30以上的质量分数增加；蜡的碳数主要分布在C20～C35。蜡组分碳数变化幅度不同是由于清防蜡剂的适应性及油井条件导致。油井生产过程中的蜡是多种物质的混合物，其熔点为复杂混合物熔点的宏观体现。高碳数的蜡分子因其饱和度较低，会先于低碳数蜡分子结晶析出，因此原油中烷烃的熔点随蜡的碳数增高而上升。随着油井中原油向井口运移，井筒内温度和压力不断降低，熔点较高的高碳数蜡会首先结晶析出，形成结晶中心，随后其他碳数的蜡也会不断结晶析出。4种清防蜡工艺通过溶解井筒内壁的蜡或者抑制蜡的析出和结晶，致使清防蜡工艺应用后C30以上的含量升高，C16～C30的含量降低。客观上，C30以上含量的升高导致蜡质变软而易于清理。

表3 原油组分测试结果表

表4 清防蜡工艺前后蜡组分碳数变化表

2.3 蜡含量

基于原油组分（蜡、胶质和沥青质）的测试结果，即清防蜡工艺后原油中蜡含量高于工艺前原油中蜡含量，因此进行了蜡含量变化率的计算。

图2 清防蜡工艺应用前后蜡样的碳数分布

蜡含量变化率实验结果如表5示。清防蜡工艺前原油的蜡含量分布在5%～12%，清防蜡工艺后原油的蜡含量分布在9%～17%；原油平均蜡含量变化率为22.99%，CQ-1的蜡含量变化率最大。油基清蜡剂CQ-1 对井筒内壁的蜡有着良好的溶解能力，溶解的蜡随井筒内流体运移到井口，所以清防蜡工艺应用后原油的蜡含量高于工艺应用前原油中的蜡含量。清防蜡剂CQ-2、CQ-3 和CQ-4，一是对井筒内壁已经沉积的蜡有溶解作用，二是抑制蜡晶的析出、聚集与沉积和在井筒内壁创造不利于蜡沉积的环境，溶解井筒内壁的蜡和结晶的蜡随井筒内流体运移到井口，因此清防蜡工艺应用后蜡含量增加。清防蜡工艺后原油中蜡含量的增加反映了井筒中蜡沉积量的降低，受清防蜡工艺、原油性质及现场生产条件等的影响，由原油中蜡含量计算得到的蜡含量变化率存在大小差异，表现为化学清防蜡工艺的现场应用效果差异，因此蜡含量变化率可作为评价指标。

表5 蜡含量测试结果表

2.4 析蜡点

析蜡点在DSC 曲线上是开始偏离基线形成放热峰时对应的起始温度，基于原油组分的分析结果可知清防蜡工艺应用后原油中的蜡、胶质和沥青质含量发生了变化，这必然造成析蜡点的变化[27]。析蜡点测试结果如表6所示，清防蜡工艺前原油析蜡点分布在32～38℃，清防蜡工艺后原油析蜡点分布在31～35℃；原油平均析蜡点变化率为2.86%，CQ-1 工艺的析蜡点变化率最大。化学清防蜡工艺应用前原油的析蜡点大于化学清防蜡工艺应用后原油的析蜡点，主要原因是：一般情况下原油中蜡含量越高其析蜡点越大，虽然化学清防蜡工艺应用后原油中蜡含量增加，但是化学药剂既对沉积的蜡晶有溶解作用，也能够抑制蜡晶的析出和沉积，所以化学药剂降低了原油的析蜡点。因此，析蜡点变化率可作为评价指标。

表6 析蜡点测试结果表

2.5 黏度

黏度是评价油井内原油流动性的重要参数，黏度与原油烃类组成密切相关[28-29]。表7 是降黏率测试结果，清防蜡工艺应用后原油黏度均下降，由于各油井沉没度、清防蜡工艺、产油量和含水率等不同，因此降黏率不同，降黏率可作为评价指标。清防蜡工艺前原油黏度分布在5～31mPa·s，清防蜡工艺前原油黏度分布在3～15mPa·s，主要原因是清防蜡剂能够抑制蜡和沥青质等形成网络结构。

2.6 溶蜡速率

CQ-1、CQ-2、CQ-3 和CQ-4 为化学药剂，溶蜡速率是其性能的一个重要指标。在45℃条件下测试了清防蜡剂针对不同蜡样的溶蜡速率，实验结果如表8 所示。除CQ-3 外，其他清防蜡剂的溶蜡速率均大于或等于标准中规定的0.0160g/min，清防蜡剂CQ-2的平均溶蜡速率最大，针对13#油井蜡样的溶蜡速率最高为0.0516g/min，CQ-3针对16#油井蜡样的溶蜡速率最低为0.0054g/min，这是因为清防蜡剂的适应性和油井蜡的碳数各不相同，因此溶蜡速率可作为评价指标。

表7 黏度测试结果表

表8 溶蜡速率测试表

2.7 工艺效果综合分析

油井清防蜡是一个动态和静态相结合的过程，清防蜡工艺现场应用效果是一个多目标问题，因此需要综合分析[30-31]。由于4 种化学清防蜡工艺在不同指标各有优势，以溶蜡速率、蜡含量变化率、析蜡点变化率和降黏率为评价指标，结合多指标评价方法建立了评价体系，通过设定各项指标的权值等对化学清防蜡工艺现场应用效果进行综合分析。

对于单项指标Xj（1≤j≤4）和工艺Ai（1≤i≤4），令该指标的平均水平为Xji，则工艺集Aji在单项指标Xj中的平均水平为-Xj。为消除不同单项指标之间的数值差，则工艺Ai在单项指标中Xj的实际表现如式(1)所示。

式中，Xji为指标的平均水平，量纲为1；-Xj为工艺集Aji在单项指标Xj中的平均水平，量纲为1；Kji为比平均值，即工艺Ai在单项指标中Xj的实际表现值，量纲为1。

由于不同评价指标评价的取向不同，分为越大越优型和越小越优型两种。本实验中的蜡含量变化率、降黏率、析蜡点变化率和溶蜡速率均为越大越优型指标。为消除不同指标之间的极限差别，进行综合分析，工艺Ai的得分如式(2)所示。

式中，K'ji为评价指标分值，量纲为1。

K'ji落在（-1,1）之间。接着对K'ji进一步归一化处理，使之处于（0,1）之间，最后结合多目标模糊评价方法分析工艺效果。

2.7.1 评价指标

以蜡含量变化率为例，取不同清防蜡工艺的蜡含量变化率为单位指标值，具体数据如表9。同一清防蜡工艺的单位指标值的平均值X1i计算方式如式(3)所示。

式中，S1i，S2i，⋅⋅⋅，Sni分别为各工艺的蜡含量变化率，量纲为1；X1i为同一清防蜡工艺的单位指标值的平均值，量纲为1；n 为数据个数，量纲为1。

接着计算所有清防蜡工艺的单位指标平均值之和，再求平均值作为该指标的定量评价标准，如式(4)。

表9 各清防蜡工艺的蜡含量变化率数据表

蜡含量变化率指标平均值X1i与评价标准间的比值，即该工艺在蜡含量变化率上的定量评价指标比平均值，如式(5)。

将所得的比平均值转化成带有正负号，可在不同参数间比较的加减评分数，如式(6)。

将所得的蜡含量变化率评分数进行归一化处理，如式(7)，由此可得蜡含量变化率评价指标值，如表10所示。

式中，Xnorm为单位指标值经归一化处理后的值，量纲为1；Xmax为各工艺蜡含量变化率的最大值，量纲为1；Xmin为各工艺蜡含量变化率的最小值，量纲为1。

表10 各清防蜡工艺的蜡含量变化率评价指标评价表

应用同样的方法得到降黏率、溶蜡速率和析蜡点变化率的参数表。

表11、表12 分别为各清防蜡工艺的降黏率数据表与降黏率评价指标评价表，表13、表14 分别为各清防蜡工艺的溶蜡速率数据表与溶蜡速率评价指标评价表，表15、表16 分别为各清防蜡工艺的析蜡点变化率数据表与析蜡点变化率评价指标评价表。

表11 各清防蜡工艺的降黏率数据表

表12 各清防蜡工艺的降黏率评价指标评价表

表13 各清防蜡工艺的溶蜡速率数据表

表14 各清防蜡工艺的溶蜡速率评价指标评价表

表15 各清防蜡工艺的析蜡点变化率数据表

2.7.2 综合评价

设多目标评价问题的工艺集为A＝(A1,A2,A3,A4)，目标集为X=(X1,X2,X3,X4），则4种工艺对4个评价指标的决策特征值矩阵如式(8)所示。

将式(8)中各指标按越大越优进行归一化处理，转化为各指标相对于优的相对隶属度，按照越大越优型指标计算，如式(9)。

式中，K″ji为工艺i 第j 个评价指标的相对隶属度，量纲为1；为工艺i 第j 个评价指标的最小值，量纲为1；为工艺i 第j 个评价指标的最大值，量纲为1。

对式(8)进行归一化转化为相应的隶属度矩阵，结合熵的性质，定义工艺i的第j个评价指标的熵，如式(10)所示。

假定当fji=0时，fjilnfji=0，k=-1/ln4。第j个评价指标的权重如式(12)所示。

式中，Hj为工艺i的第j个评价指标的熵，量纲为1；fji为工艺i 的第j 个评价指标常数，量纲为1；k 为常数，量纲为1；wj为评价指标的权重，量纲为1。

根据权重的性质，评价对象的熵与其权重成反比，熵越大，权重越小，且满足1≤wj≤1，各权重之和为1；各评价工艺在评价指标Xj上的值完全相同时，熵值为最大值1，权重为0。通过4个指标权重的确定并进行综合比较，其中每个清防蜡工艺Ai的得分为Xi与对应权重wj的乘积之和，结果如表17所示。

表17 清防蜡工艺综合评价结果

总得分是清防蜡工艺在4 个指标上的综合体现，分值越大表示效果越好。4种清防蜡工艺的综合应用效果排序为：CQ-1＞CQ-2＞CQ-3＞CQ-4。在油井清防蜡问题上，基本思路为：以防为主、以清为辅、清防结合。对于高含蜡原油的油井，其结蜡严重且沉积物质硬，最直接有效的方法是加入油基清蜡剂，此方法能够快速解决一定时期内的蜡堵问题；但在油井稳产方面，防蜡是一项长期工作。因为CQ-1型清防蜡剂是油基清蜡剂，芳香烃和饱和烃是其主要成分，溶蜡能力强，能够较好地解决蜡堵问题；CQ-2 型清防蜡剂是水基清防蜡剂，主要药剂为乙醇、非离子表面活性剂、增溶剂A和渗透剂B，在抑制蜡分子结晶和改善润湿性两方面效果较好。计算结果与目前安塞油田应用工艺的方向基本一致，说明此综合分析的方法是合理的，可对化学清防蜡工艺的综合表现做出判断。

2.8 评价方法分析

油田现场常用油井结蜡周期或清防蜡周期、产量和电流判断清防蜡工艺的效果，但常规指标易受油井出砂或结垢等因素影响，导致清防蜡工艺效果不明确。

清防蜡工艺应用后油井生产数据见表18，通过与表2对比可得经过4种油井化学清防蜡剂的处理，各油井的日产液和日产油数据变化无规律。一般情况下，油井产液量是评价清防蜡工艺效果的一个重要指标，因为清防蜡工艺清除或减缓了油井蜡堵，增大了流通面积，因此产液量增加。生产实践中，由于油井出砂等其他非正常生产因素而导致产液量变化无规律。清防蜡工艺应用前后油井结蜡情况如表19 所示，清防蜡工艺能够降低油井的结蜡速度并延长结蜡周期，但是效果较差。清防蜡工艺应用前后的负载电流如表20 所示，清防蜡工艺作用后多数油井的负载电流呈下降趋势，降低了能耗，减少了开采成本；但6#、15#和17#油井的负载电流增加，因此负载电流无法定性或定量分析清防蜡工艺效果。

表18 清防蜡工艺应用后油井生产数据

通过原油和蜡的物性分析结果可知，原油中的沥青质含量、胶质含量以及蜡组分难以定量分析清防蜡工艺的现场应用效果。针对蜡含量这一指标，清防蜡工艺应用后原油中蜡含量呈上升趋势，应用CQ-1 清蜡剂的油井其平均蜡含量变化率最大，CQ-4 最小；主要是因为CQ-1 清蜡剂对蜡晶有着良好的溶解能力，蜡堵严重的油井应用CQ-1清蜡剂会取得较好的效果，能够增加原油流通面积。对于析蜡点而言，清防蜡工艺应用后原油析蜡点呈下降趋势，平均析蜡点变化率最大的油井应用的是CQ-1清蜡剂，CQ-4清防蜡剂的平均析蜡点变化率最小；CQ-1 成分中烃类物质能够增大蜡晶的溶解度，高分子聚合物具有与蜡结构相似的链节，在冷却过程中与蜡形成共晶，从而抑制蜡晶的聚集和沉积。针对黏度这一指标，应用CQ-2清防蜡剂的油井其平均降黏率最大，CQ-4 最小；主要原因是CQ-2 清防蜡剂中的表面活性剂等物质能够抑制蜡和沥青等杂质形成三维网络结构，原油流动性较差的油井应用CQ-2 清防蜡剂能够改善原油流动性，降低设备的能耗。针对溶蜡速率这一指标，CQ-2清防蜡剂的平均溶蜡速率最大，可以较快地溶解已经沉积的蜡；CQ-3清防蜡剂的平均溶蜡速率最小，其不适用于产液量较大且结蜡严重的油井。

表19 清防蜡工艺应用前后的结蜡情况

表20 清防蜡工艺应用前后的负载电流

综上，清防蜡工艺在不同评价指标上表现各异，单一指标能够解决一项特定的结蜡问题；但油井清防蜡效果是一个多目标问题，需要结合多个指标进行全面评价分析。

3 结论

（1）清防蜡工艺应用后井口产出液蜡含量上升，表明清防蜡工艺有效抑制了油井内蜡的沉积，原油平均蜡含量变化率为22.99%，其中CQ-1工艺的蜡含量变化率最大；清防蜡工艺应用后井口产出液析蜡点降低，原油平均析蜡点变化率为2.86%，其中CQ-1工艺的析蜡点变化率最大。

（2）4种清防蜡工艺应用后蜡组成中C30以上的百分含量升高，C16～C30的百分含量降低，这使得油井内壁蜡质变软而易于清理。

（3）清防蜡剂能够抑制原油内物质形成三维网状结构，清防蜡工艺后原油黏度降低；清防蜡剂的蜡速率均大于或等于标准中规定的0.0160g/min。

（4）各清防蜡工艺在不同评价指标上各有优势，4 个评价指标能够反映清防蜡工艺的应用效果，4种油井化学清防蜡工艺中CQ-1工艺和CQ-2工艺的综合应用效果表现较好，较为适用于目前油井清防蜡作业；计算结果与目前安塞油田应用油井化学清防蜡工艺的方向相吻合，准确性较高，根据结果可以优化清防蜡工艺；此方法具有较强的可参考性，适用于其他油田油井化学清防蜡工艺效果评价。