NH201 区块清防蜡工艺研究及应用

张 磊，王伟琳

（1.中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州 225300；2.胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司，山东东营 257000）

NH201 区块位于苏北盆地溱潼凹陷西斜坡，属于层状边水驱动构造-岩性复合油藏，开采目的层主要是阜三段油藏Ⅲ、Ⅳ油组，是一个常规高孔高渗透浅层油藏［1］。NH201 区块于2015 年11 月获得商业发现，经过三轮滚动开发，共部署注水井15口、采油井53 口，落实含油面积6.47 km2，地质储量298×104t。地层原油密度0.797 g/cm3，地层原油黏度3.735 mPa·s，体积系数1.084 8，油气比46，饱和压力5.327 MPa。地面原油密度0.853 g/cm3，地面原油黏度12.23 mPa·s，凝固点32 ℃，初馏点108.8 ℃，属于常规稀油。

生产至2018 年6 月，前期投产的油井陆续出现蜡卡现象，油井蜡卡后通过常规的热洗方法解卡成功率低，导致检泵。2018年共蜡卡8井次，严重影响了NH201 区块的生产效率，增加了采油成本。如果仅通过常规热洗的方式清蜡，不但工作量大，而且容易造成入井液污染地层［2-3］。为降低蜡卡频次，保证NH201 区块正常生产，从结蜡预防和蜡卡后治理方面开展清防蜡工艺研究，并在应用过程中逐渐完善，形成了适合NH201区块的高效清防蜡工艺。

1 结蜡概况及原因分析

1.1 结蜡概况

NH201 区块因蜡卡导致检泵井主要出现在2018 年6 月至2019 年4 月期间，后期实施治理措施后，蜡卡检泵井大幅度减少。对2018 年6 月至2019年4 月期间检泵的13 口井结蜡情况进行统计发现，结蜡段集中在井口以下300～700 m 之间，蜡块堵塞油管与抽油杆之间环空，导致抽油杆无法正常活动。结蜡段长、导热差，热洗过程中蜡无法熔解，是导致检泵的主要原因。

1.2 原因分析

一般认为，影响结蜡的因素主要包括：石油的组分和温度、原油中的胶质和沥青质、压力和溶解气、原油中的水和机械杂质、液流速度、管杆表面粗糙度和表面性质等［4-6］。通过NH201 区块与苏北工区已开发阜三段油藏流体性质对比表明，地面原油性质差异不大，而油气比和饱和压力差异较大（见表1）。因此，分析认为压力和溶解气是影响NH201结蜡的主要因素，在举升过程中，当油管内的压力低于饱和压力时，溶解气大量脱出，造成析蜡，同时，井口以下700 m井段温度低于结蜡温度。

表1 NH201区块与苏北阜三段油藏流体性质对比

2 清防蜡工艺研究

为降低蜡卡频次，保证NH201 区块正常生产，从结蜡预警、结蜡预防和蜡卡处理3 个方面开展研究，并在应用过程中逐渐完善，形成了适合NH201区块的高效清防蜡工艺。

2.1 结蜡预警

NH201 区块油井投产初期建设了信息化采集系统，采集内容主要包括：示功图、电参（电压、电流、功率）、出液温度、回压。采集频率为：示功图每半小时1 次，电参、出液温度、回压每分钟1 次。信息化的建设为结蜡预警提供了条件，前期设置示功图结蜡预警，但是在生产中发现示功图采集频率不能满足需要，通过对生产信息化系统采集的数据进行分析得出，在出现蜡卡现象前，有10～20 min 的时间，功率上升，而油井不遇阻，为防止蜡卡产生的黄金期（见图1）。为提高预警频率，保证在黄金期内采取有效措施，设置了示功图（最大、最小载荷）和有功功率双预警组合（见表2）。应用实践证明，结蜡预警发出报警后，及时通过远程调参的方式启动快抽可以有效地避免油井遇阻，在遇阻发生的初期调快冲次也可以有效地解卡（见图2）。随着发生蜡卡时间的延长，快抽解卡的成功率逐渐降低。因此，设置合理的蜡卡预警值，快速预判蜡卡的发生，对于快速处置蜡卡具有重要意义。

图2 NH201区块典型井快抽处置示功图对比

表2 NH201区块示功图和有功功率阈值设置

2.2 结蜡预防

2.2.1 热洗清蜡

为减少入井液对地层的伤害，使用油井自循环洗井装置进行油井热洗清蜡，该装置由机车、壳体、加热管、控制系统、进液口、出液口组成。工作时，液体自进液口进入加热管加热，后由出口压入油井。装置可以实现进出口压力、温度自动采集，及电加热管的远程启停和报警等功能，结构简单，操作方便，效率高，成本低，安全可靠，并能实现无人值守。在热洗过程中，充分利用NH201 区块平台井开发的特点，将平台所有井的产出液用于一口井的热洗，提高热洗速度。

2.2.2 加药防蜡

油井加药因其效果好、对产量影响小、低伤害等优点，作为NH201 区块防蜡的首选措施。在实验室优选的水溶性清蜡剂的溶蜡速率为0.039 71 g/min。为充分发挥加药效果，并结合NH201 区块套管气回收的特点，设计了平台井密闭加清蜡剂装置，并经过两次改进，实现了自动化加药，提高了加药质量，降低了劳动强度。改进后的密闭加清蜡剂装置利用1 台计量泵实现清蜡剂和水分开计量，同时井与井之间加药实现自动切换。

2.3 蜡卡处置

当蜡卡严重，通过调快冲次生产或热洗均无法解卡时，会发生蜡卡躺井的问题，以往只能通过检泵的方式恢复生产。在NH201 区块检泵过程中，通过对蜡性质的观察以及探索试验，形成了相应的蜡卡处置方法，该方法是利用提抽油杆的方式对油管内进行机械刮蜡，从而建立热洗通道。此过程需要借助吊车等起重设备，具体实施步骤为，首先对蜡卡井进行套管热洗，无法解卡时，利用吊车或修井车等起重设备上下活动抽油杆，以辅助建立热水循环通道，达到逐步熔蜡的目的，提高解卡成功率［7］。

3 应用效果

3.1 降低了蜡卡井次和平均处置时间

通过优化加药和自循环热洗等预防措施，NH201 区块油井结蜡问题明显缓解。油井蜡卡后处置方法由检泵向快冲次强抽转变，平均处置时间由2018年的4 d下降至2022年的3 h，年减少因结蜡造成的产量损失超300 t。2020年以来，无因结蜡导致的检泵作业，截至2022 年底，NH201 区块平均检泵周期达到1 489 d。2018—2022年，NH201区块结蜡及后续措施如表3所示。

表3 2018—2022年NH201区块结蜡情况统计

3.2 降低了清防蜡成本

油井自循环洗井装置的运行费用，仅为常规热洗车费用的10%，平均单井洗井费用可以节约4 000元，按照平均每月5口井计算，仅此一项平均每年可节约费用24×104元。

统计2019 年与2022 年清防蜡费用，与2019 年比较，2022 年节约费用45×104元（见表4）。其中预防性费用包括药剂和预防性洗井的费用；自救费用包括油井蜡卡后通过各种手段恢复生产的费用；检泵费用指自救无效后检泵发生的费用。

表4 2019年与2022年清防蜡费用对比 104元

4 结论

（1）针对NH201 区块在举升过程中脱气引起的结蜡问题，从结蜡预警、结蜡预防和蜡卡处置3个方面开展研究，以油井信息化建设为依托，清防蜡工艺向信息化、自动化转变，提高了判断的准确率和处置的及时率。

（2）通过清防蜡技术的应用和完善，有效缓解了NH201区块因结蜡对生产的影响，年减少产量损失超过300 t，节约清防蜡费用45×104元，延长了检泵周期。