H油田Y区井组输油管线清蜡技术研究及应用

赵小光，黄 燕，邵 波，曹 婷

(1.长庆油田分公司第十采油厂，甘肃 庆阳 745100； 2.长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100)

H油田储层致密，渗透率一般不超过0.3 m D[1]，属典型的超低渗透油藏[2]。Y区是近两年刚开发的新区块，但井组输油管线结蜡对油流顺利从单井和井站输送到指定处理站库影响较大，对油井正常稳产也有一定的影响[3]。结蜡原因复杂，影响因素较多，为保证原油正常生产，必须尽快研究适应该区块的清蜡技术。目前，井组输油管线清蜡技术手段主要有化学清蜡、热洗清蜡和机械清蜡(投收球清蜡)。其中，热洗清蜡成本高，在一定程度上影响了原油生产效率，且存在火灾、爆炸等安全风险；投收球清蜡因受地形高低起伏、管线布局复杂、弯角较多等因素的影响，许多管线不能进行投收球操作。因而，从井组管线结蜡原因出发，加强了化学清蜡，即清蜡剂清蜡技术，明确了Y区井组输油管线化学清蜡技术的基本参数，并用于实际生产中，取得了较好的效果。

1 井组输油管线结蜡原因

油田开发前，原油存储在地下深处的岩层内，处于一种高温、高压环境下，以液态形式存在。油田开发后，原油会从储层流入到井底，从井底沿着井筒被举升到井口，再从井组输油管线输送出去，这一过程中，压力和温度都会下降，当压力、温度下降到一定程度时，就会破坏石蜡在原油中的溶解平衡，结晶微粒开始析出[4]。石蜡结晶一部分会随着原油的流动被采出来，但有一部分会凝聚并粘附在输油管壁上，即管道结蜡现象。井组输油管线结蜡原因主要包括以下几个方面：一是原油的组分因素。原油中所含的重质组分对结蜡有直接影响，重质组分越多，原油中的蜡越不易溶解，蜡沉积倾向越严重。H油田原油属性为轻质油，故重质成分影响不是该油田井组输油管线结蜡的主要原因。二是原油中的机械杂质因素。原油中的固态机械杂质有利于蜡分子的析出，促进结晶生成。原油中所含的机械杂质越多，井组输油管线越容易发生蜡沉积。三是管壁粗糙度及表面材质因素。井组输油管线结蜡与管道材质有关，管道内壁越粗糙，原油在输送流动过程中越容易粘附在管道内壁，越容易造成结蜡。另外，管道表面材质亲油比亲水更易造成结蜡。四是温度因素。蜡析出受温度影响较大[5]，温度较低时，原油中蜡分子运动减慢，易结晶析出，因此温度较低状态下易结蜡。另外，原油温度和管壁温度之间的温差也会导致管道蜡析出。从以上原理可判断出温度变化是Y区结蜡的要因之一。五是流速因素。管道内油流速度越快，对管壁的剪切应力越大，油流对管壁的冲刷作用越强，结蜡速率越低，原油中的蜡越不易沉积。油田位于山区，地势高低起伏不定，地形复杂，因而液体流速是造成Y区结蜡的要因之一。

2 机械清蜡与热洗清蜡存在的不足

2.1 投收球清蜡存在的不足

对于井组输油管线的机械清蜡，主要采用投收球。但受地形高低起伏、管线布局复杂、弯角较多等因素的影响，许多管线不能进行投收球操作。目前现有井组输油管线156条，具备投球条件的管线93条，占比59.6%，而一般投收球成功率只有80%左右，Y区某时间段内投收球情况统计见表1，故运用此机械清蜡方法无法满足Y区清蜡实际所需。

表1 Y区某时间段内投收球情况统计表Tab.1 Statistics of ball throwing and receiving in Y area in a certain period of time

2.2 热洗清蜡存在的不足

如果采取热洗清蜡，按经验统计，平均热洗周期为1.6次/月·条，管线热洗平均费用2 500元/条·次，那么全年热洗费用高达748.8万元。频繁的管线热洗会影响原油生产，且热洗过程存在较高的爆炸、火灾等安全风险。

3 化学清蜡的研究与应用

因机械清蜡(投收球清蜡)和热洗清蜡存在许多不足，故重点加强了对化学清蜡技术的研究。化学清蜡[6]是投加清蜡剂来清除凝结在管壁上的蜡质成分，基本原理是加入溶蜡剂，通过对沉积蜡的溶解，使管壁上的蜡脱落，部分或全部重新溶解在原油中，并随油流走，从而完成清蜡。影响化学清蜡效果的两个重要因素是清蜡剂投加量和投加周期，故对此开展研究，以确定Y区化学清蜡技术参数。

3.1 清蜡剂投加量的确定

目前，H油田普遍使用的清蜡剂为油田化工厂自行生产的CX型清蜡剂，质量可靠，在油田其他区块应用效果较好，故Y区开发后也使用该型号清蜡剂。为准确确定清蜡剂的投加量，在Y区选取A和B两个井组进行清蜡试验，过程如下：

两个井组清蜡剂每次投加量从55 kg起步，按“从多到少—从少到多”规律逐渐变化，投加周期参考H油田其他区块经验，按每6天投加1次，绘制清蜡剂投加量与井组回压关系曲线(见图1和图2)。从图1曲线可以看出，当清蜡剂投加量为40kg时，井组回压下降至1.2 MPa，且投加量更大时井组回压没有明显下降趋势，说明A井组清蜡剂最佳投加量为40 kg/次；同理，从图2曲线判断B井组清蜡剂最佳投加量为38 kg/次。

图1 A井组清蜡剂投加量与井组回压变化关系曲线图Fig.1 Curve of the relationship between paraffin removal agent dosage and the back pressure change in well group A

图2 B井组清蜡剂投加量与井组回压变化关系曲线图Fig.2 Curve of the relationship between the paraffin removal agent dosage and the back pressure change of well group B

试验表明，CX型清蜡剂投加量保持在38～40 kg即可达到良好清蜡效果，考虑实际使用过程有少量损失，故将投加量设定为40 kg。

3.2 清蜡剂投加周期的确定

为准确确定投加周期，参考其他区块，在以上两个井组开展试验，过程如下：

两个井组投加周期均从10 d开始，逐渐递减天数，每次清蜡剂投加量均为40 kg不变，绘制投加周期与井组回压关系曲线(见图3和图4)，其中横轴为每次投加量，两个纵轴分别为投加周期和井组回压值。从图3和图4可以看出，投加周期越短，效果越好，但当投加周期达到5 d时，再缩短投加周期，井组回压没有明显下降趋势，说明两个井组清蜡剂最经济有效的投加周期均为5 d。

图3 A井组清蜡剂投加周期与井组回压变化关系曲线图Fig.3 Curve of the relationship between the period of paraffin removal agent in well group A and the change of back pressure in well group

图4 B井组清蜡剂投加周期与井组回压变化关系曲线图Fig.4 Curve of the relationship between the period of paraffin removal agent in well group B and the change of back pressure in well group

试验表明，CX型清蜡剂投加周期为1次/5 d即可达到较好效果，故将投加周期确定为1次/5 d。

4 应用效果

从2020年开始探索Y区井组输油管线清蜡方法，对化学清蜡技术进行分析。目前，对全区112条管线实施了化学清蜡，平均回压由2.0 MPa下降至1.1 MPa，并持续保持平稳运行，其间未实施热洗清蜡、投收球清蜡等措施，与以往同期对比，平均回压下降0.9 MPa，同时产量呈上升趋势，平均单井产液量提高0.3 m3，而含水则保持稳中有降，取得了较好的效果。

表2 Y区化学清蜡效果统计Tab.2 Statistics of chemical paraffin removal effect in Y area of H oilfield

5 结论

经现场试验验证，明确了Y区井组输油管线化学清蜡技术基本参数：清蜡剂投加量为40 kg/次，投加周期为1次/5 d。化学清蜡技术的研究与应用有效降低了回压，保证了油井产出液的顺利输送，消除了热洗清蜡潜在的火灾、爆炸等安全风险，促进了油井稳产。