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【摘要】本课题从油井结蜡的规律入手,分析了我厂韦五、韦八特殊区块的油品性质,并针对性的研制了油井清防蜡剂,采取现场油井黑蜡作为实验样本,使药剂更具针对性和有效性。改进了清蜡剂评价手段,提高了实验可靠性,设计了清防蜡剂评价用蜡球制作模具,并申报国家实用新型专利。现场在韦五韦八区块选取10口油井进行实验,总结了不同沉没度下的油井清蜡周期、加药规律,对于沉没度在300米以下的油井,采取少量多次、适当延长洗井周期的方法进行清蜡;沉没度大概在500至600米左右的中等偏高油井,建议采取一次性大量投加,延长加药周期的方式进行清蜡。从现场录取数据分析,该项目取得了一定的成效。
【关键词】清防蜡剂 研制 现场试验 评价
【中图分类号】TE3 【文献标识码】A 【文章编号】1009-8585(2011)06-0-02
1 问题的提出
蜡在地层条件下通常以液体存在,然而在开采过程中,随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出,原油溶蜡能力降低,当原油温度低于临界浊点温度时, 蜡晶分子就会向固体表面扩散, 并以此为中心形成固体三维网状结构, 蜡晶呈薄片状或针状吸附在管壁上,并不断聚集,沉积、堵塞。如果蜡沉积在管杆上,导致油流通道减小,油流阻力增加,悬点载荷加重,电耗、材耗增大,结蜡严重的井一旦停井就无法正常开井生产,需热洗或解蜡卡。因此,结蜡井需要定期清防蜡维护,否则会给生产带来严重的危害。
我厂所辖12个油田,不同油田原油含蜡量、胶质沥青质含量及成份迥异。以韦五区块为例,油井普遍富含胶质沥青质,有33%的油井胶质沥青质含量已经超过50%,甚至达到72%,有88%的油井原油胶质沥青质超过20%,有44%的油井的蜡含量超过20%,最高33%。从韦5－1井原油族组分分析可以算出,非烃(含氮化合物、含氧化合物、含硫化合物、胶质)和沥青质含量为47%,而一般原油中胶质含量在5－20%,沥青质含量小于1%。不同开发阶段,同一油田的原油性质也在改变。此外,韦五、韦八区块原油,粘度大部分在300mpa.s上下,有的甚至达600mpa.s以上,而我厂其它区块约在10－20mpa.s,因此油品相对较稠。原油组分分析详见附表1。
据统计2008年采油十队因检泵作业的油井共有10井次,其中结蜡严重的油井有5井次;2009年因检泵作业的油井共有10井次,其中结蜡严重的油井有4井次
2 韦五、韦八油井清防蜡剂研制
生产的大样的出厂检测数据,见表2。
3 现场实验及效果分析
韦五、韦八区块各选择了十口井为实验井,所选油井如表3所示。
所选油井从2009年8月10日起改加清蜡降粘剂。
现场实施效果:
a.韦5-27、韦5-37、韦8-3井,在相同加药制度下,加入新型清蜡剂后最大载荷下降比较明显,其中韦8-3井洗井周期为半年,上次洗井时间为2008年12月30日,2009年未洗井,也未进行任何措施,该井从9月中下旬开始日产液量下降了约1吨左右,最大载荷下降了约15千牛左右。
b.韦8-9井于2009年6月24日热洗清蜡,该井在热洗清蜡后:产液量、日产油量增加,载荷有小幅度上升。改加新型清蜡剂后,在相同加药制度下,载荷呈下降趋势。
c.韦5-13、5-15井从2009年12月份对该井的加药制度进行调整,由原来的每周加两次,每次15公斤,调整为每两周加一次,每次50公斤,这两口油井在改变加药制度后,最大载荷均有小幅度下降。
d.韦8-35井洗井周期为半年,本次洗井日期为2009年9月15日,现场录取数据中可以看出无论是化学清蜡,还是热洗清蜡效果都不理想。
其中,韦5－16井示功图资料不齐,效果无法评价。韦8－30井求产,洗井频繁。韦8－31井10月份井下落物,检泵作业,无法对比。
4 结论与建议
a.所研制的韦五韦八油井高效清防蜡剂,具有较高的溶解胶质沥青质的能力,比常规使用的药剂效力高,可作为现有产品的替代产品使用。
b.设计的清防蜡剂评价用蜡球制用模具,解决了现有标准中,蜡球质量及规格不统一的难题,可在全系统推广。
c.对于沉没度在300米以下的油井,由于沉没度小,药剂峰值浓度高,但有效药剂浓度维持时间短,因此可以采取少量多次、适当的延长洗井周期的方法进行清蜡。
d.沉没度在500至600米左右的中等偏高的油井,由于沉没度大,其有效药剂浓度维持时间长,建议采取一次性大量投加,延长加药周期的方式进行清蜡。由于现场试验时间有限,需现场加药进一步观察试验效果,摸索加药制度,总结不同加药制度下的清蜡效果。
e.对于沉没度非常高的油井,例如韦8-35井,泵深1104.4米,沉没度925.4米,加药几乎没有效果,建议摸索热洗周期,直接采用热洗的方式清蜡。
f.油田所处开发阶段的不同,所采取的化学清防蜡的方式上有较大的区别,应根据原油开采所处的阶段原油的性质及含水等情况,进行动态研究,摸索相适应的清防蜡工艺。
参考文献
[1] 陈馥等.清防蜡剂的研究现状及发展方向,石油与天然气化工,2003,32,4.
[2] 蔡国华.油井清防蜡技术.
[3] 刁燕.稠油油井热洗存在问题及对策.
[4] 李峰等.结蜡油井化学防蜡方式优化,油田化学,2008,25,2.
注：本文中所涉及到的图表、注解、公式等内容请以PDF格式阅读原文
【关键词】清防蜡剂 研制 现场试验 评价
【中图分类号】TE3 【文献标识码】A 【文章编号】1009-8585(2011)06-0-02
1 问题的提出
蜡在地层条件下通常以液体存在,然而在开采过程中,随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出,原油溶蜡能力降低,当原油温度低于临界浊点温度时, 蜡晶分子就会向固体表面扩散, 并以此为中心形成固体三维网状结构, 蜡晶呈薄片状或针状吸附在管壁上,并不断聚集,沉积、堵塞。如果蜡沉积在管杆上,导致油流通道减小,油流阻力增加,悬点载荷加重,电耗、材耗增大,结蜡严重的井一旦停井就无法正常开井生产,需热洗或解蜡卡。因此,结蜡井需要定期清防蜡维护,否则会给生产带来严重的危害。
我厂所辖12个油田,不同油田原油含蜡量、胶质沥青质含量及成份迥异。以韦五区块为例,油井普遍富含胶质沥青质,有33%的油井胶质沥青质含量已经超过50%,甚至达到72%,有88%的油井原油胶质沥青质超过20%,有44%的油井的蜡含量超过20%,最高33%。从韦5－1井原油族组分分析可以算出,非烃(含氮化合物、含氧化合物、含硫化合物、胶质)和沥青质含量为47%,而一般原油中胶质含量在5－20%,沥青质含量小于1%。不同开发阶段,同一油田的原油性质也在改变。此外,韦五、韦八区块原油,粘度大部分在300mpa.s上下,有的甚至达600mpa.s以上,而我厂其它区块约在10－20mpa.s,因此油品相对较稠。原油组分分析详见附表1。
据统计2008年采油十队因检泵作业的油井共有10井次,其中结蜡严重的油井有5井次;2009年因检泵作业的油井共有10井次,其中结蜡严重的油井有4井次
2 韦五、韦八油井清防蜡剂研制
生产的大样的出厂检测数据,见表2。
3 现场实验及效果分析
韦五、韦八区块各选择了十口井为实验井,所选油井如表3所示。
所选油井从2009年8月10日起改加清蜡降粘剂。
现场实施效果:
a.韦5-27、韦5-37、韦8-3井,在相同加药制度下,加入新型清蜡剂后最大载荷下降比较明显,其中韦8-3井洗井周期为半年,上次洗井时间为2008年12月30日,2009年未洗井,也未进行任何措施,该井从9月中下旬开始日产液量下降了约1吨左右,最大载荷下降了约15千牛左右。
b.韦8-9井于2009年6月24日热洗清蜡,该井在热洗清蜡后:产液量、日产油量增加,载荷有小幅度上升。改加新型清蜡剂后,在相同加药制度下,载荷呈下降趋势。
c.韦5-13、5-15井从2009年12月份对该井的加药制度进行调整,由原来的每周加两次,每次15公斤,调整为每两周加一次,每次50公斤,这两口油井在改变加药制度后,最大载荷均有小幅度下降。
d.韦8-35井洗井周期为半年,本次洗井日期为2009年9月15日,现场录取数据中可以看出无论是化学清蜡,还是热洗清蜡效果都不理想。
其中,韦5－16井示功图资料不齐,效果无法评价。韦8－30井求产,洗井频繁。韦8－31井10月份井下落物,检泵作业,无法对比。
4 结论与建议
a.所研制的韦五韦八油井高效清防蜡剂,具有较高的溶解胶质沥青质的能力,比常规使用的药剂效力高,可作为现有产品的替代产品使用。
b.设计的清防蜡剂评价用蜡球制用模具,解决了现有标准中,蜡球质量及规格不统一的难题,可在全系统推广。
c.对于沉没度在300米以下的油井,由于沉没度小,药剂峰值浓度高,但有效药剂浓度维持时间短,因此可以采取少量多次、适当的延长洗井周期的方法进行清蜡。
d.沉没度在500至600米左右的中等偏高的油井,由于沉没度大,其有效药剂浓度维持时间长,建议采取一次性大量投加,延长加药周期的方式进行清蜡。由于现场试验时间有限,需现场加药进一步观察试验效果,摸索加药制度,总结不同加药制度下的清蜡效果。
e.对于沉没度非常高的油井,例如韦8-35井,泵深1104.4米,沉没度925.4米,加药几乎没有效果,建议摸索热洗周期,直接采用热洗的方式清蜡。
f.油田所处开发阶段的不同,所采取的化学清防蜡的方式上有较大的区别,应根据原油开采所处的阶段原油的性质及含水等情况,进行动态研究,摸索相适应的清防蜡工艺。
参考文献
[1] 陈馥等.清防蜡剂的研究现状及发展方向,石油与天然气化工,2003,32,4.
[2] 蔡国华.油井清防蜡技术.
[3] 刁燕.稠油油井热洗存在问题及对策.
[4] 李峰等.结蜡油井化学防蜡方式优化,油田化学,2008,25,2.
注：本文中所涉及到的图表、注解、公式等内容请以PDF格式阅读原文