江華（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠規(guī)劃設(shè)計(jì)研究所）

引言

目前，大慶油田葡北地區(qū)有290 口油井采用不摻水單管冷輸集油流程，取得了良好的節(jié)能效果。但由于冷輸油井采用不摻水集輸技術(shù)，在集輸過程中沒有熱源提供，管輸介質(zhì)的溫度在析蠟點(diǎn)以下，根據(jù)油品物性差異，管壁勢必會出現(xiàn)不同程度的結(jié)蠟現(xiàn)象，影響集輸管道的輸送能力，需定期采取高溫化清的方式清除管內(nèi)壁的蠟結(jié)晶。

針對冷輸油井管線結(jié)蠟的問題，目前主要通過加熱的方式解決：通過化清車定期高溫蒸汽熱洗，減少管壁附著的蠟結(jié)晶；在井口安裝電加熱器，一般功率為8～50 kW 不等，為油井產(chǎn)液瞬時(shí)加溫10～20℃，減少蠟結(jié)晶析出，降低油井回壓。高溫化清作業(yè)需人工、燃料、熱水等消耗，工人勞動量大；電加熱器在一定程度上可以緩解管線結(jié)蠟的情況，但僅適用于短距離輸送，且耗電量巨大。因此，研究冷輸油井防蠟技術(shù)具有重要的意義。

1 原因分析

原油從井底到井口，溫度和壓力是逐漸降低的，當(dāng)溫度低于初始結(jié)晶溫度時(shí)，便有蠟的結(jié)晶出現(xiàn)。溫度繼續(xù)降低，蠟便不斷析出，結(jié)晶體也不斷長大，并聚集沉積在油管上，造成油井結(jié)蠟。原油在管道輸送過程中結(jié)蠟主要?dú)w因于三個(gè)方面：

1）油溫[1,2]。在接近析蠟溫度的較高溫度時(shí)，此時(shí)油溫和管內(nèi)壁溫度都比較高，蠟分子的濃度梯度較小，油流中的蠟分子向管壁處遷移的動力較弱，因此蠟沉積較輕；在接近凝點(diǎn)的較低溫度下時(shí)，油流與管內(nèi)壁的溫差較小，蠟分子擴(kuò)散動力較弱。

2）原油與管壁溫差[3]。原油通過管道不斷向地層傳遞熱量，溫度逐漸下降，當(dāng)溫度低于析蠟點(diǎn)溫度時(shí)，管壁與油流的溫差越大，蠟分子濃度梯度越大，分子的擴(kuò)散作用越強(qiáng)。

3）流速[4]。在輸送過程中，管壁的摩阻消耗了部分能量，輸油泵的壓力逐漸減小，下降至原油飽和壓力以下時(shí)，原油中的一些輕質(zhì)組分氣體會不斷逸出，除了帶走部分熱量，還將影響原油的溶蠟?zāi)芰Α?/p>

根據(jù)這三個(gè)方面，原油在輸送過程中，管道內(nèi)的溫度和壓力會逐漸降低，當(dāng)溫度下降至析蠟點(diǎn)時(shí)，原油中的蠟開始以結(jié)晶形式析出，形成晶核，以固體顆粒的形式存在于液態(tài)原油中，此時(shí)原油呈現(xiàn)出觸變性、假塑性等一些非牛頓流體的流變性質(zhì)。溫度繼續(xù)降低，蠟晶數(shù)量劇增，它們逐漸長大、聚集，并形成三維空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，將液態(tài)原油包裹于其中，原油逐漸凝固并失去流動性，此時(shí)的原油具有觸變性、黏彈性和屈服應(yīng)力等非牛頓流體特性。

2 技術(shù)對策

2.1 低溫旋流防蠟裝置

該裝置利用油田集輸系統(tǒng)中的自有水力能量（圖1），通過不同的流通方式轉(zhuǎn)換成具有橫向旋轉(zhuǎn)與縱向向前沖擊的離心力，在旋轉(zhuǎn)力的作用下，使得輸送的混合介質(zhì)按照不同密度進(jìn)行離心分層與降溫，在向前沖擊力的作用下，介質(zhì)在管道內(nèi)旋轉(zhuǎn)的同時(shí)向前低溫移動輸送，以此來解決油田采油井采輸過程中，產(chǎn)量低、漏失量大、井口回壓高、管線結(jié)垢結(jié)蠟、管線腐蝕嚴(yán)重以及能耗加大的問題。

圖1 低溫旋流防蠟裝置工藝安裝圖

2.2 金屬防蠟器

金屬防蠟器內(nèi)置是一種由9 種金屬組成的特殊合金材料的芯片。其原理是合金所含元素的電負(fù)性比液相（介質(zhì)）中的離子要低，易失去電子，而這些電子會與介質(zhì)中的正價(jià)離子相結(jié)合發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，通過電化學(xué)的作用使流體及流體內(nèi)的物質(zhì)靜電位發(fā)生改變，把離子還原成零價(jià)位的原子。流體中的固相顆粒受其作用的影響，始終處于懸浮狀態(tài)和溶解狀態(tài)，從而防止蠟垢腐蝕的產(chǎn)生，不再沉淀或吸附到管壁上。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 低溫旋流防蠟裝置

在葡北8#站地區(qū)選定2 口油井，采取在出口匯管10 m 處安裝低溫旋流防蠟裝置。為了保證低溫旋流防蠟裝置能夠滿足試驗(yàn)油井的正常生產(chǎn)，達(dá)到防蠟的效果，對試驗(yàn)油井開展進(jìn)一步的化驗(yàn)工作。分別對試驗(yàn)油井的含蠟量、含水率、原油黏度、原油密度、凝固點(diǎn)以及析蠟點(diǎn)進(jìn)行了化驗(yàn)分析，見表1。

通過化驗(yàn)分析，將低溫旋流防蠟裝置參數(shù)調(diào)配至適合試驗(yàn)油井運(yùn)行狀態(tài)，對試驗(yàn)油井的輸油管道進(jìn)行掃線，使油管管壁無蠟質(zhì)殘留，以更好地觀察設(shè)備運(yùn)行效果。設(shè)備于2013年8月27日開始安裝調(diào)試，2013年9月5日投用，投用期間井口壓力處于0.3～1.5 MPa 之間。

表1 第一油礦708 隊(duì)91-CS78、91-782 油井化驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

低溫旋流防蠟裝置安裝后，其運(yùn)行5～30 天及30 天后回壓情況見圖2。

圖2 91-CS78、91-782 井口回壓統(tǒng)計(jì)

從上述試驗(yàn)結(jié)果可以看出，試驗(yàn)油井化清周期從15～30 天延長至2 個(gè)月，且回油壓力控制在1.5 MPa 以下。

3.2 金屬防蠟器

在葡北10#站地區(qū)選定2 口油井，在油井出口匯管5 m 處安裝金屬防蠟器，以達(dá)到防蠟的效果。通過對選定油井運(yùn)行參數(shù)的跟蹤、記錄、分析來確定金屬防蠟器的運(yùn)行效果。

1）2013年10月18日 在69-782 油 井 上 安 裝 金屬防蠟器1 臺。通過對比安裝前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)，69-782 油井回壓從平均1.24 MPa 降至0.74 MPa，化清周期冬季延長至2 個(gè)月，夏季最長至5 個(gè)月。

2）2013年10月15日在63-72 油井上安裝金屬防蠟器1 臺。通過對比安裝前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)，63-72油井回壓從平均1.1 MPa 降至0.67 MPa，化清周期冬季延長至2 個(gè)月，夏季最長至7 個(gè)月。

從試驗(yàn)結(jié)果可以看出，試驗(yàn)油井化清周期從30 天延長至2～3 個(gè)月，且回油壓力控制在0.8 MPa以下。采用該防蠟裝置后，在1000～5000 m 的作用范圍內(nèi)，使水包油的乳化結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，防止蠟從膠束結(jié)構(gòu)中釋放出來而形成固態(tài)沉積。

部分區(qū)塊原油含蠟量高，清蠟周期在30 天以下的油井約有100 口，安裝井口電加熱器的井有30口，電加熱器功率按25 kW 計(jì)算，每年可節(jié)約電量360×104kWh，節(jié)約電費(fèi)229 萬元。

4 結(jié)論

1）引起集輸油管道結(jié)蠟的主要原因是油溫、原油與管壁間的溫差及流速。影響結(jié)蠟的因素包括原油的組成、膠質(zhì)及瀝青質(zhì)含量、運(yùn)行時(shí)間等。對于實(shí)際運(yùn)行的管道，結(jié)蠟速率受到這些因素的共同作用。

2）低溫旋流防蠟裝置、金屬防蠟器的投入使用，可有效降低工程投資，延長冷輸油井的化清周期，有效控制油井回壓，顯著減少了耗電量。

3）通過對2 種不同防蠟裝置試驗(yàn)期間的除垢效果、防垢效果、管線損傷程度、環(huán)境污染程度、費(fèi)用投資等情況進(jìn)行分析，金屬防蠟器較其除垢和防垢效果良好，投資費(fèi)用相對低，投資回收期短。

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