37陆梁油田清防蜡工艺及预警机制的研究及应用Word格式.docx
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侏罗系
J2x1
0.836
7.7
9.9
3
0.810
4.3
17
19.8
J2x4
0.844
10.2
11.3
8
0.814
4.4
67.03
20.6
4.1
20
白垩系
K1h23
0.883
23.4
5.1
-15
0.846
12.8
28
38.29
7.48
73
K1h24
0.876
19.5
8.7
15
0.832
12.9
27
10.7
7.16
67
K1h26
0.872
14.2
3.6
-20
0.818
3.4
23
11.9
6.35
53
K1h27
0.855
11.6
9.8
0.813
21
42.67
12.5
5.97
48
1.3开发生产特征
1.3.1单井日产液量与含水关系
2000年开发试验井平均日产液量高达26.2t，油井平均含水达到了54.8%，全区平均高达50.8%；
2001年，陆9井区投入开发，按陆9井区三套开发层系主力层（J2x4、K1h27、K1h23油藏）动用地质储量1699×
104t（414×
104t、819×
104t、466×
104t）计算，各油藏采油速度分别为5.99%、3.92%、3.29%，平均采油速度高达4.25%，开发井含水上升速度快。
1.3.2抽油井在“控液”状态下工作
由Gain的底水油层临界产量计算方法结合油藏数值模拟研究综合确定西山窑组J2x4油藏油井初期临界产液量为20t/d；
呼图壁河组K1h23～K1h25、K1h11～K1h15-1、K1h13-2～K1h14油藏油井初期临界产液量为19m3/d。
2001年通过控制抽油井地面及井下工作参数，将全区平均单井日产液量控制在15.2t左右，使全区油井平均含水始终保持在20%以下（表2），比开发试验井低32个百分点。
表2陆9井区单井产液量控制效果对比
层位
开发试验井
开发井
对比结果
日产液
（t）
日产油
含水
日产油（t）
全区
26.2
11.5
50.8
15.2
12.2
18.5
-11.0
0.7
-32.3
26.4
17.5
33.7
16.5
22.1
-9.9
-4.6
-11.6
26.1
12.3
52.9
13.9
3.5
-10.9
1.6
-49.4
4.8
81.8
13.5
8.9
34.2
-12.7
-47.6
为了降低油井含水、提高油田开发效果，单井采取了控液措施，从而造成抽油井参数利用率低，动液面高，给清防蜡工作带来了负面的影响。
2清蜡机理研究
2.1蜡的定义与特性
严格地说，原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃，通常把C16H34～C63H128的正构烷烃称为蜡，纯净的石蜡是略带透明的白色无味晶体。
蜡在地层条件下通常以液体状态存在。
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，蜡开始结晶、析出、聚集，并不断沉积、堵塞。
生产过程中结出的蜡有沥青质、胶质、无机垢、泥砂、铁锈和油水乳化物等的半固态和固态物质。
生产过程中结出的蜡可分为两大类，即石蜡和微晶蜡（或称地蜡）。
正构烷烃蜡称为石蜡，它能够形成大晶块蜡，为针状结晶，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。
支链烷烃、长的直链环烷烃和芳烃主要形成微晶蜡，其相对分子质量较大，主要存在于罐底和油泥中，当然也会明显影响大晶块蜡结晶的形成和增长。
一般说蜡的碳数高于20（C20H42以上）都会成为油井生产的威胁。
碳数高峰值在25左右的，清、防蜡比较容易。
2.2石蜡沉积与含蜡原油流变学的理论计算
石蜡在流动的管线中的沉积具有一个明显的特点，即当外界环境温度高于管内温度时（包括在低于析蜡点温度时），热交换的方向是由管外向管内时，在管壁上不发生石蜡的沉积，反之则发生石蜡的沉积。
2.2.1石蜡沉积厚度的计算
管线压力降的计算：
△P=（32fLρQ2）/（π2D5gc）
由于测试管和参考管的长度L、流量Q、液体密度ρ及gc是相同的，测试管内和参考管内压力降之比可表示为：
△Pt/△Pr=（Ft/Fr）（Dr5/Dt5）
代入摩擦系数和雷诺数可以推出：
层流时，△Pt/△Pr=（Dr/Dt）3n+1；
湍流时，△Pt/△Pr=（Dr/Dt）4+0.75n
其中n为幂律流体幂指数
已知参考管内径Dr，并测得压力差之比（△Pt/△Pr）数据，即可求得测试管内径，从而求得蜡沉积厚度及其累积蜡沉积速率Wr（mm/hr）。
Wr=（Do2－Dt2）/（Dt（t-to））
式中：
Do、Dt——分别为参考管和测试管的内径（mm），t和to为实验时间（小时）。
2.2.2含蜡原油流变学的计算（用于层流条件下）
壁上剪切应力：
τw=△PD/2L[Pa]
剪切速度：
γw=8V/D[1/s]
含蜡原油表观粘度：
μa=τw/γw[Pa·
s]
2.2.3陆梁油田含蜡原油的动态管流实验研究
影响石蜡沉积的因素有很多，相互关系错综复杂。
但在油井中的石蜡沉积，究其主要影响因素，有油品的特性、温度和流动三个主要原因。
根据上述实验的安排，对LU1105井和LU2114井产出原油进行了动态流动模拟实验研究。
不同因素对每口井原油结蜡的影响分述如下。
1）油温对结蜡影响的实验研究
图1表示了恒定管外温度为15℃，LU1105井原油流量分别控制在1L/min、2L/min、3L/min时的结蜡速率Wr（mm/hr）随油温变化的实验曲线。
图1LU1105井原油在环境温度15℃不同流速的结蜡速率
图1中的横坐标为实验管线中心处油的温度，纵坐标为结蜡速率Wr（mm/hr）。
可以看出随着油的温度的降低，结蜡的速率大约在26℃（79F）左右达到最大值，而后随着油的温度的继续降低，结蜡的速率也变小，温度进一步下降，原油粘度的升高，温度差变小，影响了蜡晶离子的扩散运移和长大，使得结蜡的速度逐渐下降。
当油温度接近管壁温度时，结蜡的速率也趋于0。
2）流速对结蜡影响的实验研究
图2LU2114井原油在环境温度10℃不同流速的结蜡速率
由图2还可以看出管线中原油的流动速度对结蜡的速度有比较大的影响，流速大时结蜡的速率小，3L/min流速的结蜡速率大约是1L/min流速的结蜡速率的一半。
这主要是由于流动所产生的对管壁冲刷作用，使得结蜡速率Wr变小。
3）管外环境温度对结蜡影响的实验研究
图3是LU2114井原油流速为2L/min时不同管外环境温度（10、15、20℃）结蜡速率曲线图。
图3LU2114井原油在2L/min时的结蜡速率曲线图
图4是LU1105井原油流速为2L/min时不同管外环境温度（10、15、20℃）结蜡速率曲线图。
图4LU1105井原油在2L/min时的结蜡速率曲线图
由图3、4可以看出不同流速下，管外环境温度对结蜡速率影响的规律是一致的，管外环境的温度越低，结蜡的速率将越高，在同一油温下几乎是正比的关系。
当管外环境温度高到接近原油的析蜡点温度时，结蜡的速率就最低。
4）含水率对结蜡的影响
图5不同含水率下的结蜡速率曲线图
图5表示管外环境温度为15℃，流速为2L/min含水率对结蜡速率影响的实验结果。
由图中含水率分别为0、20%和40%的结蜡速率曲线可以看出，当含水小于20%时，含水对结蜡速率的影响不大；
当含水大于20%时，随着含水率的增加，结蜡速率有比较明显的下降。
在含水为30%～60%之间油水乳化比较严重，乳化液的粘度会是原油粘度的数倍，流动阻力增加很大，使得流动对管壁的冲刷作用增加，另外由于粘度的变大还影响了蜡晶粒子的扩散，这些都会使得结蜡速率变小。
2.2.4陆梁油田部分油井的结蜡数值模拟计算
管线蜡沉积数值模拟方法，是对应于由上述专门设计的石蜡沉积动态流动实验得出的结蜡趋势因子Ω（对于给定油样，结蜡趋势因子Ω是原油温度和、或剪切速率的函数）在尽可能模拟实际的温度和流动条件下，在实验室内测量原油的Ω与温度和流动的关系，进行蜡沉积模拟计算方法。
针对陆梁油田目前结蜡状况和根据已有实验数据，选择了LU2114井原油的实验数据和现场流动条件，开展了数值模拟计算。
LU2114井产油含水很少，产量分别为日产液体5、10、20和40方，10天到50天的油管累计结蜡剖面进行了模拟计算，计算结果绘于图6～图8中。
图6LU2114井产量5方/天不同时间的结蜡剖面
图7LU2114井产量10方/天不同时间的结蜡剖面
图8LU2114井产量40方/天不同时间的结蜡剖面
从模拟计算结果看出，日产液体5方/天时，油井结蜡的位置在井深500米左右，10天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.42英寸，50天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.34英寸。
日产液体10方/天时，油井结蜡的位置在井深465米左右，10天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.40英寸，50天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.23英寸。
日产液体20方/天时，油井结蜡的位置在井深385米左右，10天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.36英寸，50天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.02英寸。
日产液体40方/天时，油井结蜡的位置在井深260米左右，10天的结蜡，使管径从2.48英寸变为2.23英寸，50天的结蜡，使管径从2.48英寸变为1.79英寸。
可见在日产40方以下时，应当坚持必要的清防蜡技术。
当产量大于50方/天时，由于井口油温度高于油的析蜡温度，所以油管内就不会结蜡了。
上述对LU2114井结蜡的模拟计算可以看出：
随着产量的提高，井筒中的结蜡位置不断向上移动，估计当日产量达到50方时，LU2114井的结蜡位置将移出井筒；
井筒中结蜡速度与流速、管内外温度差等因素有关。
低流速时随流速升高，结蜡量随之增加，当流速达到临界流速以后结蜡量反而下降。
这主要是开始流速增加，单位时间面积通过的蜡量也增加，所以结蜡严重。
而达到临界流速以后，由于冲刷作用增强，析出来的蜡晶不能沉积在管壁上，而减轻了结蜡速度。
图6-7反映了结蜡速率增加的情况。
图8中30～50天的结蜡剖面基本是一致的，就反映了流动引起冲刷作用是主导作用。
2.3清蜡机理
机械清蜡:
通过刮蜡器将管壁上的蜡刮下，通过一定排量的油流将蜡带出井筒。
热洗清蜡:
通过提高原油的温度和排量共同作用将井筒中的蜡清除。
图9陆梁油田原油溶蜡能力实验
通过陆梁油田原油溶蜡试实验可以看出，当温度达到60℃时原油溶蜡能力才能大幅度的提高。
同时，不同浓度得清防蜡剂得加入可以提高原油得溶蜡能力（如图9）。
加入5‰浓度的清防蜡剂与不加清防蜡剂的原油在60℃与100℃对比，溶蜡率增幅由10％增加到30％。
清防蜡剂可起到辅助溶蜡的作用。
蜡溶解后通过热洗液将蜡带出。
复合清防蜡:
是将化学药剂从环形空间加入，通过渗透、溶解、分散和剥离作用，使油井中的石蜡溶解和扩散在原油中，起到清防蜡的目的。
微生物清蜡:
依靠新陈代谢过程中可产生乙醇、乙醛、有机脂、类脂体等多种生物表面活性剂，和蜡晶发生作用而改变蜡晶状态，阻止蜡晶生长，同时降解原油中的重质组分，由于轻质组份的增加使得原油凝固点降低，从而阻止蜡晶在金属表面生长，减少了蜡质在管柱上的析出，起到防蜡的目的。
3陆梁油田清防蜡技术简介
陆梁油田抽油井绝大多数采用带尼龙刮蜡器的D级抽油杆以及四种工艺、一种方法的结合。
四种工艺：
常规热洗、自能热洗、复合清防蜡、微生物清防蜡。
一种方法：
示功图预警法（根据示功图的变化趋势及时对油井结蜡状况预警，以达到提前判断蜡卡、摸清油井结蜡规律、制定合理清蜡周期的目的。
）
图10陆9井区清蜡工艺分配图
4清蜡工艺与生产参数匹配研究
陆梁油田各机型理论排量表如下：
表3陆梁油田各种机型理论排量表
理论排量表
单位：
m3/d
机型
冲程
（m）
冲次
（r/min）
泵径（mm）
32
38
44
56
10型机CYJ-10-5-48HY
11.81
16.66
22.33
36.18
10型机SCYJQ10-5-48HY
3.0
10.42
14.70
19.71
31.92
8（6）型机CYJ-8-3-37（26）HY
1.8
4
8.34
11.76
15.76
25.54
从上表可以看出在开发初期，各种机型在最小参数条件下即可满足配产要求。
陆梁油田生产初期为达到排液要求，采用长冲程、小冲刺的生产参数，而随后因要满足油井控液要求，逐步将油井抽油参数由大冲程调至小冲程生产，但在生产过程中初期尼龙抽油杆采用五定四挂，尼龙刮蜡器限位器之间间距为2米，其间距实际已基本接近于油井生产冲程参数，这种参数的匹配使尼龙刮蜡器基本失去了其机械清蜡的作用。
表4陆9井区尼龙刮蜡器与抽油机生产参数匹配
抽油机冲程参数（m）
对应合理尼龙刮蜡杆限位器间距（m）
实际龙刮蜡杆限位器间距（m）
0.7～0.9
2
2.4
1.0～1.2
1.3～1.5
4.0
1.8～2.0
5.0
2.3～2.5
刮蜡器的行程取决于固定在抽油杆上的限位器的间距距离，限位器的距离要稍小于1/2冲程长度（要考虑抽油工作制度中的最小冲程）。
对比陆梁油田十型抽油机最小冲程3米，八型抽油机最小冲程为1.8米，而五定四挂抽油杆尼龙刮蜡器限位器间距为2米左右，当油井为最小冲程生产时，尼龙刮蜡器基本不能够实现其刮蜡作用，甚至为油井结蜡创造了条件。
在2001年陆梁油田全面开发初期，对油田生产状况认识不到位的情况下，因为此类问题一度给清蜡工作带来了很大的影响。
表52002年度蜡卡井统表
序号
井号
生产层位
蜡卡日期
蜡卡时冲程（米）
1
LU2068
02.01
LU2065
02.02
LU2095
LU3113
02.05
5
LU3115
02.06
6
LU2054
7
LU2058
02.08
LU2161
9
LU3116
10
LU2103
02.09
11
LU2126
12
LU3045
13
LU3103
02.10
14
LU2155
LU2075
02.11
16
LU1095
02.12
为此在2003年陆梁油田开始有针对根据现状生产参数对杆柱组合进行调整，将原五定四挂尼龙抽油杆调整为六定五挂尼龙抽油杆，缩短了尼龙杆限位器的间距。
但因修井工作量较小，六定五挂尼龙抽油杆的更换较为缓慢，使尼龙杆的影响在2003年仍然存在。
为使油井井下尼龙刮蜡器充分发挥作用，从2004年2月开始，对油井抽油冲程为1.8米和2.4米的油井进行了调大冲程及上提抽油杆排蜡的工作。
其中1.8米冲程15口。
共计实验了63口油井，其中常规热洗井33口，自能热洗井15口，微生物井8口，复合清防蜡井5口，带分隔器油井2口。
经过对比，其中31口井在排蜡后产量上升，上升大于5吨的井有16口，25口井排蜡前后产量基本不变。
在33口采用常规热洗清蜡的井中，有部分井在排蜡后进行了热洗。
表6调参排蜡井统计表
排蜡日期
热洗日期
热洗泵压
前次（MPa）
最高/最低
排蜡后（MPa）
04.01.17
12/8
10/8
LU2195
04.01.21
12/10
11/9
LU2153
8/8
8/6
LU9165
K1h12
04.02.10
04.02.21
LU2110
04.02.11
04.02.29
15/9
LU3155
04.03.04
9/7
12/6
LU2036
04.02.16
10/9
LU2135
04.02.15
04.02.24
8/5
14/4
LU9136
K1h13
04.02.18
04.02.20
14/12
LU8145
K1h14
04.03.09
11/6
LU3075
10/6
10/5
从上表可以看出，经过调参排蜡后，在热洗时泵压有所下降，可以反映出井内油流通道较以前有所增加，说明调大参数后，井下尼龙刮蜡器起到了刮蜡的作用，通过提杆使全井段管壁都能受到尼龙刮蜡器的刮削，降低了管壁结蜡厚度，同时部分蜡随油流返出，有利于清蜡工作的正常进行。
因此，在2004年对小冲程的50多口油井进行每季度调参提杆排蜡的工作。
通过将刮蜡器间距缩小和定期调参排腊的措施，有力地降低了蜡卡的几率。
通过对比可以看出，2004年2月开始这一措施后，蜡卡井次明显下降。
图112002-2004年蜡卡井对比图
因此清蜡工艺与现场参数匹配的问题在陆梁油田突显出来，做好工艺与参数的匹配是做好常规清蜡的基础。
5热洗工艺技术研究
根据对结蜡规律的研究，目前除影响结蜡的内在因素之外，影响结蜡的因素主要是温度、流量、含水。
常规的清蜡方式是通过改变温度和流量这些可控的因素来达到清蜡的目的。
另一方面也采取一些清、防并举的措施，延长清蜡周期（例如微生物清蜡和复合清防蜡工艺）。
目前在油田现场较为普遍使用的是热洗清蜡的的方式。
根据矿场实践一般采用以下经验公式进行抽油井热洗设计：
C——热载体比热，J/（kg.℃）；
Q——热载体总用量，kg；
T——进出口温差，（一般取40－45℃）；
W——结蜡量，kg；
K——经验常数，油套环形空间洗井取34868，空心抽油杆洗井取26151。
根据经验公式，现场进行热洗设计的关键参数为进出口温度差，热载体比热，热载体总用量。
热洗液进入井筒内后在井筒纵向温度场如何分布，热洗液在地层中的热量散失并未详细计算分析。
陆梁油田针对热洗过程中出现蜡卡的状况，为进一步摸清影响常规热洗的主要因素，选择较大液量（120方）进行热洗，在热洗过程中对不同深度连续的进行温度测试。
测试曲线如图12－图17：
图12井深300m处井温测试曲线
图13井深600m处井温测试曲线
图14井深900m处井温测试曲线
图15井深1200m处井温测试曲线
图16井深1500m处井温测试曲线
图17井深1600m处井温测试曲线
图182004年6月LU2096井井温剖面测试图
由于陆9井区K1h27原油中蜡的析出温度为22.5℃，从LU2096井的温度梯度测试结果可知，400ｍ温度为19.5℃，500ｍ的温度21.5℃，所以结蜡点位于200～600m。
在常规热洗过程900ｍ以下温度不可能上升。
抽油井的结蜡点随环形空间液面位置不同而变化，液面位置深结蜡点位置也相应变深，如LU2174井套压8MPa，环形空间液面深度约为1200m，根据井温梯度测试结果：
1000m的温度为34.8℃，900m的温度为32.2，推算出540
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