李長(zhǎng)生 李光 苗苗 王靖利 張艷艷 婁治生

（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

清防蠟是保證機(jī)采井正常合理生產(chǎn)的有效措施之一，清防蠟方式有物理類、化學(xué)類、生物類等多種，國(guó)內(nèi)外各油田對(duì)各類清防蠟技術(shù)有不同程度的研究與應(yīng)用。其中，國(guó)內(nèi)外各油田對(duì)于熱洗清蠟研究較多，包括熱水熱洗、熱油熱洗、采出液循環(huán)熱洗以及電加熱等多種技術(shù)，同時(shí)研究了不同井況條件下的適應(yīng)性，為機(jī)采井有效選擇不同清蠟方式提供了理論依據(jù)。近些年來，M油田大力開展以熱洗為主要內(nèi)容的機(jī)采井清防蠟技術(shù)研究并付諸實(shí)踐，取得較好效果，全油田平均單井清蠟周期由原來的94 d增加至172 d，延長(zhǎng)了83.0%。但由于M油田由多個(gè)區(qū)塊組成，不同區(qū)塊地質(zhì)條件不同，采出液性質(zhì)差異大，個(gè)別區(qū)塊因采出液含水率低、蠟質(zhì)瀝青質(zhì)含量高而導(dǎo)致清蠟周期仍然較短，最短的清蠟周期不足30 d。機(jī)采井清防蠟技術(shù)應(yīng)當(dāng)滿足特殊井的需要，改“大水漫灌”為“精準(zhǔn)滴灌”。治理方式的轉(zhuǎn)變要求技術(shù)思路的改變，不能以熱洗這項(xiàng)單一技術(shù)施策所有機(jī)采井，應(yīng)當(dāng)研究和試驗(yàn)新技術(shù)。為進(jìn)一步提升M油田機(jī)采井的清蠟周期，開展了井下固體防蠟技術(shù)設(shè)計(jì)及實(shí)踐。2020年，M油田率先在4口機(jī)采井開展了井下固體防蠟技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)。截至2021年底，4口井不同程度地見到了較好效果，清蠟周期普遍延長(zhǎng)。對(duì)該技術(shù)的應(yīng)用效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，對(duì)技術(shù)的應(yīng)用界限進(jìn)行分析，為后續(xù)規(guī)模推廣應(yīng)用提供有益借鑒。

1 技術(shù)組成與原理

技術(shù)組成：井下固體防蠟技術(shù)是將化學(xué)藥劑通過物化加工，形成固體防蠟藥塊，封裝在特制的承載器內(nèi)。蠟塊由離子型氟酸鹽類表活劑、離子型檸檬酸鹽類表活劑、非離子型檸檬酸脂類表活劑、有機(jī)蒙脫土和四元共聚物組成。

工作原理：有機(jī)蒙脫土材料采用了納米粒子技術(shù)，納米粒子屬于膠體粒子的范疇，處于原子簇和宏觀物體之間的過渡區(qū)，系微觀體系和宏觀體系之間，是由數(shù)目不多的原子或分子組成的集團(tuán)，既非典型的微觀系統(tǒng)亦非典型的宏觀系統(tǒng)。納米粒子因其特有的尺寸效應(yīng)、宏觀量子隧道效應(yīng)和獨(dú)特形態(tài)結(jié)構(gòu)，其一定程度上能夠降低原油的析蠟點(diǎn)，改變蠟晶形態(tài)結(jié)構(gòu)，減少蠟晶數(shù)量從而改善原油的低溫流動(dòng)性。同時(shí)為了增強(qiáng)納米蒙脫土對(duì)改善原油流動(dòng)性的效果，對(duì)納米蒙脫土進(jìn)行了表面有機(jī)改性，改性后的納米蒙脫土表面由于接枝了含有極性基團(tuán)的有機(jī)長(zhǎng)鏈，從而提高其在原油中的分散性，能同時(shí)起到改善蠟質(zhì)蠟晶行為和抑制膠質(zhì)、瀝青質(zhì)形成大尺寸聚集體的作用。將帶有固體防蠟藥塊的承載器隨動(dòng)管柱作業(yè)將其下至抽油泵下，藥劑在油層溫度作用下發(fā)生緩釋并分散至油管內(nèi)部與油套環(huán)形空間，與井筒內(nèi)蠟質(zhì)發(fā)生作用。分散蠟晶、防止蠟晶聚集、清除桿管壁結(jié)蠟[1]，從而達(dá)到延緩機(jī)采井結(jié)蠟的目的，有效延長(zhǎng)機(jī)采井的清蠟周期。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與設(shè)計(jì)

保證在M油田應(yīng)用效果，開展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與研究分析。主要研究原油成分與藥劑配方情況、含蠟量與藥劑濃度的關(guān)系、油層溫度與緩釋速率的關(guān)系。

2.1 藥劑配方實(shí)驗(yàn)

M油田管理著10個(gè)地質(zhì)條件不同的開發(fā)區(qū)塊，在N區(qū)塊和E區(qū)塊分別選取2口井累計(jì)4口井開展先導(dǎo)試驗(yàn)。4口井分別取樣5 kg對(duì)原油成分進(jìn)行室內(nèi)化驗(yàn)分析，確定含蠟量、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量，并做蠟的具體成分分析。分析后設(shè)計(jì)藥劑各組分比例完成初次配方并做防蠟率、降黏率實(shí)驗(yàn)，通過反復(fù)調(diào)整各組分比例及室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，確定最終的藥劑配方[2-3]。最終藥劑配方1#井和2#井為I型藥劑，3#井和4#井為Ⅱ型藥劑，藥劑配方見表1。

表1 藥劑配方Tab.1 The table of medicament formula

2.2 含蠟量與藥劑濃度關(guān)系

據(jù)經(jīng)驗(yàn)，防蠟率和降黏率超過20%認(rèn)為防蠟與降黏效果較好，為使效果更加顯著，擬將實(shí)驗(yàn)指標(biāo)上提，要求防蠟率和降黏率均要超過30%。將每口井的取樣平均分成更細(xì)的組，分別加入不同濃度的藥劑，進(jìn)行防蠟率和降黏率的測(cè)定，研究合理的含蠟量與藥劑濃度的關(guān)系[4]。

通過對(duì)不同藥劑濃度的防蠟率和降黏率測(cè)定[5]，明確4口井的藥劑濃度，1#井、2#井、3#井、4#井濃度與防蠟降黏率關(guān)系分別見圖1～圖4?？梢姡?#井的藥劑濃度為2.9 ppm以上較好，2#井的藥劑濃度為3 ppm以上較好，3#井的藥劑濃度為2.8 ppm以上較好，4#井的藥劑濃度為3.3 ppm以上較好。

圖1 1#井濃度與防蠟降黏率關(guān)系Fig.1 Relationship between concentration and wax prevention viscosity reduction rate about 1# well

圖4 4#井濃度與防蠟降黏率關(guān)系Fig.4 Relationship between concentration and wax preventionviscosity reduction rate about 4# well

圖2 2#井濃度與防蠟降黏率關(guān)系Fig.2 Relationship between concentration and wax prevention viscosity reduction rate about 2# well

圖3 3#井濃度與防蠟降黏率關(guān)系Fig.3 Relationship between concentration and wax prevention viscosity reduction rate about 3# well

2.3 油層溫度與緩釋速率關(guān)系

研究溫度與藥劑緩釋速率的關(guān)系對(duì)藥劑裝入量具有重要意義[6]。N區(qū)塊和E區(qū)塊油層中部深度分別為1 025.3 m和1 344.5 m，對(duì)應(yīng)的油層溫度分別為51.5℃和60.3℃[7]，即1#井和2#井油層溫度為51.5℃，3#井和4#井油層溫度為60.3℃。實(shí)驗(yàn)室條件下對(duì)不同溫度的藥劑緩釋速率進(jìn)行了測(cè)定，溫度與防蠟降黏率關(guān)系見圖5。結(jié)果顯示，51.5℃條件下的藥劑緩釋速率為10 mg/min，60.3℃條件下的藥劑緩釋速率為13 mg/min。

圖5 溫度與藥劑緩釋速率關(guān)系Fig.5 Relationship between temperature and drug release rate

2.4 藥劑裝入量設(shè)計(jì)

設(shè)計(jì)藥劑使用年限兩年。首先，依據(jù)日產(chǎn)液量、有效藥劑濃度、使用年限，計(jì)算出理論藥劑用量；其次，依據(jù)油層溫度及藥劑緩釋速率計(jì)算出理論藥劑用量。二者比對(duì)，取較大值并取整數(shù)。

依據(jù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)利用公式（1）、（2）計(jì)算理論藥劑用量[8]，計(jì)算得知1#井理論藥劑用量分別為8.7 kg、10.5 kg；2#井理論藥劑用量分別為9.2、10.5 kg；3#井理論藥劑用量分別為12.7、13.7 kg；4#井理論藥劑用量分別為14.2、13.7 kg，理論藥劑用量見表2。最終4口井藥劑裝入量分別為11、11、14和15 kg。

表2 理論藥劑用量Tab.2 Theoretical medicament dosage

式中：M為藥劑理論用量，kg；L為機(jī)采井日產(chǎn)液量，t；C為有效藥劑濃度，ppm。

式中：V為藥劑緩釋速率，mg/min。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)有較大區(qū)別，現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)井中的原油是流動(dòng)的，且伴隨油管中的抽油桿的往復(fù)運(yùn)動(dòng)，原油流動(dòng)的沖擊作用和抽油桿的攪拌作用一方面能有利于藥劑在原油中的擴(kuò)散，同時(shí)又能對(duì)石蠟的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)起到破壞作用，這些都有利于提高防蠟效果。但是這些條件是實(shí)驗(yàn)室無法模擬的。以上這些因素都會(huì)對(duì)防蠟效果有正面或者負(fù)面影響。因現(xiàn)場(chǎng)有很多不確定因素，在確定井下藥劑用量的時(shí)候推薦加大用量或者下入2～3根固體防蠟器。

設(shè)計(jì)每根固體防蠟器裝入藥劑量15 kg，對(duì)于1#井、2#井下入2根防蠟器，對(duì)于3#井、4#井下入3根防蠟器。按設(shè)計(jì)下入固體防蠟器并開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，跟蹤生產(chǎn)井的電動(dòng)機(jī)電流情況，明確試驗(yàn)前后的清蠟周期，分析效果，同時(shí)對(duì)效益開展評(píng)價(jià)[9]。

3.1 試驗(yàn)效果

通過對(duì)比試驗(yàn)前后電動(dòng)機(jī)上行峰值電流（以下稱“上電流”）情況，以上電流變化幅度相同所經(jīng)歷的時(shí)間為對(duì)比點(diǎn)，對(duì)4口井的電流情況進(jìn)行跟蹤，1#井、2#井、3#井、4#井試驗(yàn)前后清蠟周期對(duì)比分別見圖6～圖9結(jié)果顯示。1#井的上電流從24 A增加到28 A，由46 d增加至101 d，2#井的上電流從20 A增加到24 A，由40 d增加至95 d，3#井的上電流從22 A增加到26 A，由51 d增加至137 d，4#井的上電流從30 A增加到34 A，由55 d增加至141 d。4口井的清蠟周期均得到較好延長(zhǎng)，見到了顯著效果，證明藥劑的各項(xiàng)設(shè)計(jì)符合要求。4口井平均清蠟周期由48 d延長(zhǎng)至119 d，延長(zhǎng)了1.48倍。

圖6 1#井試驗(yàn)前后清蠟周期對(duì)比Fig.6 Comparison chart of wax removal cycle of before and after the test about 1# well

圖9 4#井試驗(yàn)前后清蠟周期對(duì)比圖Fig.9 Comparison chart of wax removal cycle before and after the test about 4# well

清蠟周期的延長(zhǎng)，將減少機(jī)采井熱洗次數(shù)，從而減少柴油、清水消耗。M油田機(jī)采井平均單次熱洗施工消耗柴油一般為120 L，清水一般為10 m3。按固體防蠟器有效期兩年計(jì)算，4口井累計(jì)減少熱洗36.4次，則累計(jì)可節(jié)約柴油4 368 L、清水364 m3。柴油價(jià)格按7.3元/L，清水價(jià)格按4.1元/t計(jì)算，則累計(jì)節(jié)約購買柴油、清水費(fèi)用約3.3萬元。

3.2 效益評(píng)價(jià)

圖7 2#井試驗(yàn)前后清蠟周期對(duì)比Fig.7 Comparison chart of wax removal cycle before and after the test about 2# well

圖8 3#井試驗(yàn)前后清蠟周期對(duì)比圖Fig.8 Comparison chart of wax removal cycle before and after the test about 3# well

以使用年限兩年計(jì)，做井下固體防蠟器的經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)[10]。單井固體防蠟器費(fèi)用約為3 500元，單井下入兩套，則單井費(fèi)用為7 000元。

從減少熱洗費(fèi)用、減少壓產(chǎn)損失兩個(gè)方面做產(chǎn)出分析：

1）減少熱洗費(fèi)用：4口井試驗(yàn)前平均清蠟周期為48 d，兩年需熱洗次數(shù)15.2次；試驗(yàn)后平均清蠟周期為119 d，兩年需熱洗6.1次。兩年減少熱洗9.1次。單次熱洗總費(fèi)用約1 000元，則平均單井累計(jì)減少熱洗費(fèi)用9 100元。

2）減少壓產(chǎn)損失：4口井平均日產(chǎn)液5.1 t，日產(chǎn)油0.9 t。單次熱洗水量一般為10 t，則單次影響壓產(chǎn)天數(shù)為1.96 d，壓產(chǎn)原油1.76 t。噸油效益按830元計(jì)算，則平均單井累計(jì)減少壓產(chǎn)損失13 293元。

以上合計(jì)，兩年平均單井產(chǎn)出為22 393元。投入產(chǎn)出比為1∶3.2，經(jīng)濟(jì)效益較高。應(yīng)用井下固體防蠟技術(shù)可以有效延長(zhǎng)單井的清蠟周期，減少熱洗次數(shù)，減少油料、熱水等資源消耗，節(jié)約能源，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。與此同時(shí)，該技術(shù)的應(yīng)用可以減少熱洗車輛、人員等施工次數(shù)，降低工人的工作量與勞動(dòng)強(qiáng)度，具有較好的社會(huì)效益。

4 結(jié)論

M油田對(duì)井下固體防蠟技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)進(jìn)行了詳細(xì)的論證與設(shè)計(jì)，開展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的效果，為M油田其它區(qū)塊開展井下固體防蠟技術(shù)應(yīng)用提供了技術(shù)支撐，同時(shí)為國(guó)內(nèi)其它油田開展井下固體防蠟技術(shù)應(yīng)用提供了一定的理論依據(jù)與方式方法。

1）對(duì)原油成分進(jìn)行取樣并開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，明確配方、含蠟量與藥劑濃度的關(guān)系、油層溫度與緩釋速率的關(guān)系，為合理設(shè)計(jì)井下固體防蠟器提供了理論依據(jù)。最終確定試驗(yàn)井藥劑分別為I型和Ⅱ型，藥劑裝入量分別為11、11、14和15 kg。設(shè)計(jì)制造成型時(shí)，單根防蠟器的藥劑裝入量應(yīng)固定，M油田確定為15 kg。

2）現(xiàn)場(chǎng)與實(shí)驗(yàn)室條件不同，確定藥劑用量時(shí)應(yīng)加大。M油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)按照單井下入2～3根固體防蠟器進(jìn)行。

3）設(shè)計(jì)的井下固體防蠟技術(shù)在M油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用見到了較好效果，可有效延長(zhǎng)機(jī)采井的清蠟周期，試驗(yàn)井平均清蠟周期由48 d延長(zhǎng)至119 d，延長(zhǎng)了1.48倍。

4）井下固體防蠟器的設(shè)計(jì)及應(yīng)用可有效減少熱洗中的柴油、清水等資源的消耗。在固體防蠟器兩年有效期內(nèi)，4口試驗(yàn)井可累計(jì)節(jié)約柴油4 368 L、清水364 m3，累計(jì)節(jié)約購買費(fèi)用約3.3萬元。