油稠结蜡井治理对策的研究

油稠结蜡井治理对策的研究

杨军 上官德安 孙亭亭

中石化胜利油田分公司临盘采油厂管理八区 山东德州 251500

摘要 ：稠油、结蜡是采油现场“四害”之二，生产过程中都会造成抽油机载荷增大、光杆缓下、泵漏、原油流动性变差、回压升高、管线堵塞等现象，尤其在气温较低的冬季危害现象尤为突出。在现场生产管理过程中，正确区分油井结蜡还是稠油问题，并及时采取合适治理措施，是油井井筒、地面维护管理的重点工作。本文立足现场实际，针对不同类型油井，不同现场状况，分析各类药剂的适应范围，进而通过使用合理办法解决现场油稠结蜡问题，总结经验效果，达到精细维护管理油井的目的。

关键词 ：结蜡 ；稠油 ；降粘剂 ；破乳剂 ；热洗添加剂 ；井筒维护 ；降回压。

1 区分稠油井、结蜡井

1. 1. 稠油、结蜡在生产现场的共同表象

稠油和结蜡都会使原油在低温下流动性变差，生产现场都会表现出抽油机负荷增大严重时无法正常开抽生产、光杆缓下或下不去、示功图面积增大、泵效底、油井回压高，管线堵塞等共同表象。稠油、结蜡使原油流动性变差的原因不同，处理办法不一样，此类油井现场维护管理过程中，正确区分稠油结蜡是第一步工作。

1. 2. 稠油、结蜡的性质差异

稠油，高粘度高密度，稠油高粘的根本原因是因为其轻组分含量低，胶质、沥青质含量高造成。而含蜡原油低温下流动性差，是因为其含蜡量高，凝固点高造成，并非粘度高，这种含蜡高与粘度高的本质不同，因此改善流动性处理的方法亦不同。我国大多数稠油凝固点、含蜡量不高，甚至为低凝原油。而大部分高含蜡的原油，胶质沥青质含量不高，粘度也不高。

1. 3. 区分稠油井、结蜡井根据原油物性的差异

结蜡井 ：凝固点高、粘度低、含蜡高。稠油井 ：凝固点低、粘度高、密度高。

2 稠油井的特点及治理

2.1 稠油井的特点

粘度高、密度大、流动性差是稠油的突出特点，稠油粘度随温度变化的粘温特性敏感，随着温度的升高，原油粘度显著下降。稠油生产的关键是提高原油在油层和井筒中的流动能力稠油乳化对粘度影响效果明显，稠油乳化后形成水包油或者油包水型乳状液。水包油型乳状液：油珠表面被水包围，故粘度低，油包水型乳状液：水珠表面被油包围，故粘度高。

2.2 稠油降粘方式

现场常用的加药降粘方式包括以下两种 ：（1）油井井筒中乳化降粘技术（井口加药至油套环空）；（2）地面管网乳化降粘（油井能正常生产，地面管线流动困难油井）。现场使用破乳剂 / 降粘剂主要考虑 5 个参数 ：（1）配制活性剂溶液的浓度。浓度过低时不能形成水包油乳状液，浓度过高，乳状液粘度进一步下降幅度不大，采油成本增加。根据原油粘度选择合适浓度 ；（2）加药量（用量）：根据油井产油量决定； （3）配制水溶液温度； （4）加药周期 ：根据油井工况决定合理周期 ； （5）加药剂点位置。

3.3 化学药剂降粘原理

对于普通稠油，在原油粘度相对较低、温度较高、混合条件较好的情况下，加药后形成水包油乳状液降粘是主要的，大大降低原油粘度，提高流动能力。而在原油粘度高，乳化条件差的情况下，加药后管壁形成亲水膜是主要的，此时形成拟乳状液非真正的乳状液，但粘度也能降得很低，摩阻也很小。当原油含水小于 60%时大部分原油乳状液是油包水乳状液。油包水乳化原油外观随含水升高显棕红色，30%~50% 显深棕色密切相关，10% 与纯油相同。原油乳化后的粘度，即使原油本身粘度不是很高，乳化后乳状液的粘度也会大大增加，且随含水升高粘度大幅度增加，上升到 50%~70% 时粘度达到峰值，若升到 70% 以上，部分水游离出来，随游离水增加粘度急剧下降。破乳剂降粘原理 ：破乳剂能中和存在的乳化剂，破坏油包水乳状液，并使其反相，从而破乳。主要针对对象为油包水乳状液。降粘剂乳化降粘原理 ：把降粘剂水溶液加入稠油中，形成低粘度的相对稳定的水包油型乳状液。主要针对对象为低含水粘度相对较高油井。

2.4 破乳剂的合理使用。

（1）破乳剂水溶液浓度 ：临盘采油厂用 SLP-7 破乳剂，使用工艺要求配制浓度为 1% 水溶液。（2）破乳剂剂水溶液用量 ：使用破乳剂浓度取 125 mg/L，即每吨原油乳状液，使用药剂 0.125 kg。（3）破乳剂水溶液配制温度：稀释温度有一个合理界限，过低，稀释困难，过高会引起破乳剂变质或降低效能 ；破乳剂不能用高温热水稀释，不能用于热洗，因温度超过破乳剂浊点，会出现浑浊、絮状沉淀，影响破乳剂效果。现场使用温度不超过 60 ℃使用温度 ：一般温度高对脱水有利。（4）破乳剂剂加药位置、加药周期 ：用于井筒、管线油包水原油破乳降粘、降回压。一般现场采用自动加药箱连续投加。2.5 降粘剂的合理使用。

（1）降粘剂水溶液浓度 ：临盘采油厂用 SLP-9 降粘剂，使用工艺要求浓度为 2% 水溶液。另外要求，低含水井一定要掺够水（30%），对于含水高井（＞ 40%）可减少掺水量。（2）降粘剂用量 ：使用降粘剂浓度取300~900 mg/L，即 0.3~0.9 kg/t。（3）降粘剂水溶液温度：温度对已形成水包油乳状液粘度影响不大。但温度影响乳化效果，低温降粘剂水溶液就难于分散稠油，因此降粘剂要求以热水稀释加入稠油中，井口温度保持 60 ℃以上。（4）加药周期 ：根据油井工况变化，调整药剂使用周期。（5）降粘剂加药位置 ：为改善井筒流体流动状态，避免出现油稠负荷大，光杆缓下等现象，井筒加降粘剂 ；为了降低地面管线流动阻力，井口自动加药箱加药（掺水）。一般现场降粘剂多采用热水稀释，套管环空加药方式加药。保证加药效果。

3 结蜡井的特点及治理

3.1 结蜡井的特点

高凝固定点是高含蜡井的主要表现特征，高含蜡是导致凝固点高的主要因素。高含蜡油在较高温度下就失去了流动性，凝固点越高，冬季温度下降时，原油流变性变差越严重，导致冬季生产过程中，井筒内、管线内原油流动越困难。

3.2 清防蜡方式

防蜡方式 ：清防蜡剂、内衬油管、强磁防蜡器等。清蜡方式 ：热水洗井清蜡、热油洗井清蜡、蒸汽洗井清蜡、结蜡部位配套刮蜡杆以及自喷井刮蜡片刮蜡等方式。

3.3 热洗添加剂的合理使用

确保热水洗井清蜡效果的主要因素是热洗水的温度，确保凝结的蜡块能够融化，是热洗清蜡效果的关键。现场过程中保证洗井水到达结蜡段时水温保持在 80 ℃以上，就能保证良好的清蜡效果。对于高含蜡（高凝固点）油井洗井要保证热洗添加剂，使用浓度不低于 0.25%，即不低于25 kg添加剂每10 m 3 热水。

对于低凝低粘油井，可以少加或不加药。对于低渗、漏失、出砂的井，应减少洗井次数，并配合投加清防蜡剂，或采用防倒罐管柱、热洗管柱、防蜡管杆等其他防蜡措施。

4. 结论

稠油结蜡在现场中表现出的问题相似，但本质特征不一样，处理方法不一样，需根据原油物性正确判断是稠油还是结蜡造成现场油井回压高等问题。（2）对于普通稠油，使用合理的化学药剂及使用方法，可大大改善原油在井筒和集输管网中的流动状态。根据原油含水、粘度、乳化状况情况，选择合适化学药剂、加药方式，确保稠油结蜡井高效生产。（3）油稠结蜡井对温度变化都较敏感，生产现场确保原油流动全过程中的升温保温工作，可大大改善稠油、结蜡井流动状态。

参考文献 ：[1] 李建波 . 油田化学品的制备及现场应用 . 化学工业出版社，2012.