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油井清蜡与防蜡概述

油井清蜡与防蜡概述
  在原油生产过程中,由于温度压力的降低以及轻烃逸出,溶解在原油中的蜡会以晶体形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵,以及其他采油设备上,甚至在油层部位都会形成蜡的沉积。油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一,防蜡和清蜡是油井管理工作中的重要内容。因此,防蜡和清蜡方案设计是采油工艺方案设计工作中的重要内容之一。在编制采油工艺方案时对油井结蜡问题必须有一个充分的预测,并提出清防蜡措施的方案。
  一、石蜡的性质
  石油中有一些高熔点而在常温下为固态的烃类,它们通常在油藏中处于溶解状态,但如果温度降低到析蜡温度时,就会有一部分蜡结晶析出。这种从石油中分离出来的固态烃类称之为蜡。蜡可分为两种,一种是石蜡,常为板状或鳞片状或带状结晶,相对分子质量为300~500,分子中C 原子数是C16~C35,属正构烷烃,熔点50℃左右;另一种是微晶蜡,多呈细小的针状结品,相对分子质量为500~700,分子中的C 原子数是C35~C63,熔点是60~90℃。石蜡和微晶蜡的特征主要是碳数范围、正构烷烃数量、异构烷烃数量、环烷烃数量不同,具体区别比表7-2-1。
  表7-2-1 石蜡及微晶蜡的组成
项 目
石 蜡
微 晶 蜡
正构烷烃,%
80 ~90
0 ~15
异构烷烃,%
2 ~15
15 ~30
环烷烃,%
2 ~8
65 ~75
熔点范围,%
50 ~65
60 ~90
平均相对分子质量范围
350 ~430
500 ~800
典型碳原子数范围
16 ~36
30 ~60
结晶度范围,%
80 ~90
50 ~65
由表7-2-1 中可以看到,石蜡是以正构烷烃为主,而微晶蜡是以环烷烃为主。石蜡能够形成大晶块蜡,是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。微晶蜡,由于其熔点高且蜡质为粘性,清蜡和防蜡都很困难。国内大部分油田原油中所含的蜡属于石蜡,其正构烃碳原子数占总含蜡量的比例各有不同,但均呈正态分布,碳原子数高峰值约在C25左右,蜡的熔点较低,清、防蜡比较容易。而吐哈油田、鸭儿峡油田,原油中蜡的碳原子数高峰值有两个,第一个在C19、第二个碳原子数高峰值在C51,吐哈油田蜡分子中碳原子数高达C64。生产中表现出蜡的熔点高达90℃以上,给清、防蜡工作造成一定的困难。
  二、影响油井结蜡的主要因素
  蜡在地层条件下通常以液体存在。然而在开采过程中,随着温度和压力的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、堵塞油层油套管或地面管道和设备。实际上,采油过程中结出的蜡并不是纯净的蜡,它是原油中那些与高碳正构烷烃混在一起的,既含有其他高碳烃类,又含有沥青质、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。影响油井结蜡的主要因素有以下七个方面。
  (一)原油性质与含蜡量对结蜡的影响:原油中轻质馏分越多,溶蜡能力越强,析蜡温度越低,越不容易结蜡。
  (二)温度对结蜡的影响:当温度保持在析蜡温度以上时,蜡不会析出,就不会结蜡,而温度降到析蜡温度以下时,开始析出蜡结晶,温度越低,析出的蜡越多。值得注意的是,析蜡温度是随开采过程中原油组分变化而变化的,应当根据预测的开发过程原油组分变化情况,用高压物性模拟试验的方法测试析蜡温度变化。对小油田也可以借用类似的数据。
  (三)压力对结帐的影响:压力对原油结蜡也有一定影响。当原油生产过程中井筒内压力低于原油饱和压力时,溶解在原油中的气相从原油中脱出,一方面降低了原油中轻组分的含量,使原油溶解蜡的能力降低。同时,气体膨胀带走了原油中的一部分热量,引起原油自身温度降低,更促进结蜡。
  (四)原油中胶质和沥青质对结蜡的影响:随着胶质含量增加,析蜡温度降低。胶质本身是活性物质,可以吸附在蜡晶表面,阻止蜡晶长大。而沥青质是胶质的进一步聚合物,不溶于油,呈极小颗粒分散于油中,对蜡晶起到良好的分散作用。但是,有胶质沥青质存在时,沉积的蜡强度明显增加,不易被油流冲走,又促进了结蜡。由此可见,胶质和沥青质对结蜡的影响,一方面减缓结蜡,另一方面蜡一旦沉积下来,其硬度就比较大。
  (五)原油中的机械杂质和水对结蜡的影响:机械杂质和水的微粒都会成为结蜡核心,加速结蜡。但随着含水上升,同样的流量,井下温度会上升,析蜡点上移,结蜡现象会减轻。矿场实践和室内试验证明,当含水上升到70%以上时,会形成水包油的乳化物,阻止蜡晶的聚积,在油管壁上也会形成水膜,使析出的蜡不容易沉积,减缓结蜡。
  (六)流速和管壁特性对结蜡的影响:室内试验证明,开始随流速升高,结蜡量随之增加,当流速达到临界流速以后,由于冲刷作用增强,析出来的蜡晶不易沉积在管壁上,从而减缓了结蜡速度,结蜡量反而下降。管材表面性能不同,结蜡量也不同,管壁越光滑越不容易结蜡,表面亲水的比亲油的更不容易结蜡。
  (七)举升方式对结蜡的影响:举升方式对油井结蜡有一定的影响。电动潜油泵和水力活塞泵采油因流动温度高不易结蜡,而且也便于防蜡。气举中如果在井下节流时引起气体膨胀吸热,温度下降造成结蜡严重,反之,井口节流时,在节流后结蜡会严重。
  三、油井结蜡预测和优选清防蜡工艺的方法
  编制清防蜡工艺方案时,应按以下步骤进行:
  (一)用公式粗略预测不同含水和不同产量时的井下流动温度剖面。以此为依据确定不同开发阶段的结蜡深度。
  (二)对整装的大油田要做结蜡的室内评价,精确地模拟含蜡原油的结蜡过程,掌握结蜡规律。近年来曾开发了多种实验评价技术,有冷指(coldfinger)、冷板(coldplate)、循环流动等方法。并且又开发出了能较好地模拟含蜡原油的流动状态,能模拟不同温度、压力等诸多因素对结蜡影响的动态实验评价方法。并可得出沿井筒(或管线)的结蜡厚度剖面、温度剖面和压力剖面等模拟结果,以便更精确地指导清防蜡工艺的优选。
  (三)清防蜡设计方法,影响油井结蜡的主要因素,并做好原油的全分析,搞清原油性质和蜡性。主要包括原油油品性质(相对密度、运动粘度、凝固点、含蜡量、胶质沥青质含量等)、蜡性分析(蜡中烷烃分布情况、蜡熔点、析蜡温度等)。对于小油田(年产量小于100×104t)可借用类似油田(含蜡量和蜡性相似)数据。根据这些数据,分析判断结错的严重程度。常用清防蜡工艺及应用条件和油井生产方式选择清防蜡措施。不同种类的油井清防蜡技术适应的油井生产方式不同。如水力活塞泵、射流泵,由于动力液温度高,具有清防蜡作用;活塞气举的活塞具有清蜡作用;电动潜油泵本身发热具有清防蜡作用;有杆泵和螺杆泵一般采用化学清防蜡、热洗清蜡和机械清蜡。自喷和气举采油多采用机械清蜡和表面能防蜡。
  
  
  
  
  
  
  常用的清防蜡工艺及应用条件
  油田常用的清防蜡技术,主要有机械清蜡技术、热力清防蜡技术、表面能防蜡技术(内衬和涂料油管)、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术、微生物清防蜡技术等6 大类。值得注意的是清防蜡措施往往不是单一的,而是复合的。
  一、机械清蜡技术
  机械清蜡就是用专门的刮蜡工具或清蜡工具,把附着于油井中的蜡刮掉,这是一种既简单又直观的清蜡方法,在自喷井和有杆泵抽油井中广泛应用。
  (一)自喷井机械清蜡的设备,包括机械刮蜡设备和机械清蜡设备,主要有刮蜡绞车、钢丝、扒杆、滑轮、防喷盒、钢丝封井器、刮蜡片和铅锤。刮蜡片依靠铅锤的重力作用向下运动刮蜡,上提时靠绞车拉动钢丝经过滑轮拉刮蜡片上行,如此反复定期刮蜡(实际上刮蜡是介于清蜡和防蜡之间的工艺),并依靠液流将刮下的蜡带到地面,达到清除油管积蜡的目的。刮蜡片的形状为“8”字型,规格见表7-2-2。
  表7-2-2 常用的刮蜡片技术规范
油管公称尺寸,m m
(in)
刮蜡片外径,m
m
备 注
60.3 (2 3

47.5 ~48.5

用Φ48.3 m m 油管加工
73.0 (2 7

58.0 ~60.0

用Φ60.3 m m 油管加工
矿场常用下列经验公式计算铅锤质量:
  W =(6~8)pt           (2-2)
  式中 W ———铅锤质量,kg,如果计算结果小于9kg 则选用9kg 的铅锤;
  pt———油管压力,MPa。
  当油井结蜡相当严重时,下刮蜡片已经有困难,则应改用钻头清蜡的办法清除油井积蜡,使油管内通径达到刮蜡片能顺利地起下时则改回刮蜡片清蜡。钻头清蜡的设备与刮蜡片清蜡设备类似,其不同点是将绞车换为通井机,钢丝换为钢丝绳,扒杆换为清蜡井架,防喷管改为10m 以上的防喷管,钢丝封井器换为清蜡闸门,铅锤换为直径32~44mm 的加重钻杆,下接清蜡钻头。通常油井尚未堵死时用麻花钻头,它既能刮蜡又能将部分蜡带出地面。但是,结蜡非常严重时麻花钻头下不去,这时就要使用矛刺钻头将蜡打碎,然后用刮蜡钻头将蜡带出地面。
  (二)有杆泵抽油井机械清蜡,是利用安装在抽油杆上的活动刮蜡器清除油管和抽油杆上的蜡。目前油田常用的是尼龙刮蜡器,表面亲水不易结蜡,摩擦系数小、强度高、耐冲击、耐磨、耐腐蚀。一般是铸塑成型,不须机械加工,制造方便,其高度多为65mm 。值得注意的是,螺旋要有一定的夹角以保证油流冲击螺旋面时可产生足够的旋转力,使尼龙刮蜡器在上下运动的同时产生旋转运动。尼龙刮蜡器成圆柱体状,外围有若干螺旋斜槽,斜槽的上下端必须重叠,以保证油管内360°都能刮上蜡。斜槽作为油流通道,其流通面积应大于12.17cm2,为Φ44mm 抽油泵游动阀座孔面积的3.2 倍以上。
  尼龙刮蜡器内径大于抽油杆外径1mm ,外径比油管内径小4mm ,在抽油过程中,做往复运动的抽油杆带动刮蜡器作上下移动和转动,从而不断地清除抽油杆和油管上的结蜡。刮蜡器的行程取决于固定在抽油杆上的限位器的间隔距离,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最大冲程)。尼龙刮蜡器要在整个结蜡段上安装,但是应当看到,它不能清除抽油杆接头和限位器上的蜡,所以还要定期辅以其他的清蜡方式,如热载体循环洗井、化学清蜡等措施。
  二、热力清防蜡技术
  这种方法是利用热能提高抽油杆、油管和液流的温度,当温度超过析蜡温度时,则起防止结蜡的作用,当温度超过蜡的熔点时,则起清蜡作用。一般常用的方法有热载体循环洗井、电热自控电缆加热、电热抽油杆加热、热化学清蜡等。
  (一)热载体循环洗井清蜡
  一般采用热容量大,对油井不会伤害的,经济性好而且比较容易得到的载体,如热油、热水等。用这种方法将热能带入井筒中,提高井筒温度,使其超过蜡的熔点,从而使蜡熔化达到清蜡的目的。一般有两种循环方法,一种是油套环形空间注入热载体,反循环洗井,边抽边洗,热载体连同产出的井液通过抽油泵一起从油管排出。另一种方法是空心抽油杆热洗清蜡,它是将空心抽油杆下至结蜡深度以下50m ,下接实心抽油杆,热载体从空心抽油杆注入,经空心抽油杆底部的洗井阀正循环,从抽油杆和油管环形空间返出。这两种方法各有优缺点。第一种方法,洗井能经过泵清除泵内的蜡和杂物,其缺点是热效率低,用的洗井液多,而且洗井液经过深井泵抽出影响时率,对敏感性油层还可能造成伤害。后一种方法热效率高,用的洗井液少,而且洗井液不通过深井泵抽出,不影响时率,由于洗井液不与油层接触,所以不存在伤害问题。但是,这种方法还不够成熟,主要是洗井阀故障较多,同时由于洗井液不通过深井泵,所以不能解决深井泵的结蜡和其他故障问题。根据矿场实践可采用以下经验公式进行抽油井热洗设计:
  (二)井下自控热电缆清防蜡
  井下自控热电缆的工作原理是内部有两根相距约10mm 平行导线,两导线间有一半导电的塑料后,是发热元件。电流由一根导线流经半导电塑料至另一根导线返回,半导电塑料因而发热。由于该半导电塑料有热胀冷缩的特性从而改变其电阻,造成随温度不同半导电塑料通过的电流大小就会随着温度而变化,导致自动控制发热量,保持井筒内恒温。当温度达到析蜡温度以上时,则起防蜡的作用,但要连续供电保持温度。作为清蜡措施,可按清蜡周期供电加热至井筒温度超过溶蜡温度。因此可根据此原则选择自控电缆规范,根据井筒内原始温度剖面确定结蜡深度,同时要考虑油井生产过程中产量和温度下降的因素,一般电缆下入深度取大于析蜡温度3~5℃对应的深度或比当时结蜡深度加深100m 或更长,据此初定伴热电缆长度。
  (三)电热抽油杆清防蜡
  它由变扣接头、终端器、空心抽油杆、整体电缆、传感器、空心光杆、悬挂器等零部件组成电热抽油杆。三相交流电经过控制柜的调节,变成单相交流电,与抽油杆内的电缆相连,通过空心抽油杆底部的终端器构成回路,在电缆线和杆体上形成集肤效应(空心抽油杆外径电压为零),使空心抽油杆发热,提高井下温度,达到清防蜡的目的。也有利用在空心抽油杆内下入三相发热电缆发热,达到清防蜡的目的,其优点是电网三相平衡。
  (四)热化学清蜡方法
  为清除井底附近油层内部和井筒沉积的蜡,过去曾采用过热化学清蜡方法,它是利用化学反应产生的热能来清除蜡堵。例如氢氧化钠、铝、镁与盐酸作用产生大量的热能,达到清防蜡的目的。近年来在反应催化剂方面进行了深入的研究,新开发的各种类型的催化剂可以控制热化学反应开始发生的时间。根据施工的需要选用不同的催化剂,使开始反应的时间从10min 至6h 内随意进行调整,由于新催化剂系列的开发,进行热化学清蜡施工时也可以只使用一台泵车(单液法),保证了施工的安全。实践证明,用上述方法产生的热化学清蜡,不但不经济,而且效率也低。因此,很少单独用此清蜡,常与热酸处理联合使用。
  三、表面处理防蜡技术
  这类方法的防蜡作用主要是创造不利于石蜡沉积的条件,如提高表面的光滑度,改善表面的润湿性,使其亲水增油,或提高井筒流体的流速,具体的方法主要是:
  (一)玻璃内衬油管,就是在油管内衬一层由SiO2(74.2%),Na2O (14%),CaO (5.3%),Al2O3(4.5%),B2O3(1%)等组成的玻璃衬里,具有亲水憎油、表面光滑的防蜡作用,但这种油管不耐冲击,运输和起下油管要求的条件苛刻,目前很少使用,仅在自喷井和气个井上使用。
  (二)涂料油管,就是在油管内壁涂一层固化后表面光滑且亲水性强的物质,其防蜡原理与玻璃衬里油管相似。近年来,国内从美国艾克公司(ICI)引进钢管内涂层生产线,已开发出系列涂料,包括液体和粉末涂料,特别是PC-300,PC-400 和DPC 液体涂料,都获得较好的防给效果。但是涂料油管不耐磨,不宜在有杆泵抽油井和螺杆泵抽油井中使用,主要用于自喷井和气举井防蜡。
  四、磁防蜡技术
  永磁技术应用于石油工业防蜡,正构烷烃(C18H38)经磁场处理后,粘度降低50%左右,凝固点下降2~7℃,析蜡点下降1~3℃。结的蜡孔隙较多,比较松散,油流冲刷易于清除,在常温常压条件下磁效应保持时间约为48h,而在井筒条件下,“记忆”效应有可能短得多,据实际资料统计,目前生产的磁防蜡器的有效距离只有300~1000m 。磁防蜡效果与磁场的方向、磁场强度、磁处理时的流速(即作用时间)均有密切关系。对不同碳数的石蜡而言,碳数越高要求的磁场强度、磁场方向、磁场梯度越强,磁处理时间越长。磁防蜡器主要有电磁式和永磁式两大类。在油井应用中,无论是自喷井或抽油井,由于电磁式装置操作比较复杂,投资高,耗能高,因而很少应用。永磁式防蜡器是采用由永磁体构成磁场方式,不需要电源等附属设备,安装使用方便,我国主要使用永磁式防蜡器。永磁式防蜡器又分外磁式和内磁式两种,每种又以其连接方式、使用温度和场强不同而自成系列。内磁式防蜡器有梯度磁场型和加中心杆型。外磁式防蜡器,目前只有一种形式,其差别只是长度不同,因而磁感应强度各异,且极限载荷也有所差异。
  外磁式防蜡器结构轻巧,可直接卡装在输油管(或油管)的外围,与铁管形成闭合磁路,使磁化区域内的铁管壁达到磁饱和后,在管内形成与流体方向一致的磁场,当介质通过磁化区域时产生旋进,提高了切割次数,而且有利于分子极化。为了提高防蜡效果,通常在抽油杆上还要加上一种特制的磁防蜡器与油管上安装的内磁式或外磁式防蜡器配合使用。常用磁防蜡器有三种结构形式:投捞式用于自喷井,井内下入工作筒,将其投入井内,坐在工作筒上,使油流全部通过磁防蜡器,其技术规范见表7-2-4;抽油杆磁防蜡器接在抽油杆上,下入井内,与固定式配套使用,其技术规范见表7-2-5;固定式可用于抽油井和自喷井,施工时连接在油管柱上,下入井内,其技术规范见表7-2-6。
  五、化学清防蜡技术
  用化学药剂对油井进行清蜡和防蜡是目前油田应用比较广泛的一种清防蜡技术,这是因为用化学药剂进行清防蜡,通常是将药剂从环形空间加入,不影响油井正常生产和其他作业,除可以收到清蜡防蜡效果外,使用某些药剂还可以收到降凝、降粘和解堵的效果。一般化学清防蜡是基于两种机理,其一是使用一种(或多种)药剂能在金属表面形成一层极性膜以影响金属表面的润湿性,从而减少蜡的沉积。其二是加入一种(或多种)药剂使其改变蜡晶结构或使蜡晶处于分散状态,彼此不互相叠加,而悬浮于原油中。这类物质就是通常所说的蜡晶改进剂和蜡晶分散剂。防蜡剂是基于上述原理而研制开发的。清蜡剂的作用过程是将已沉积的蜡溶解或分散开,使其在油井原油中处于溶解或小颗粒悬浮状态而随油井液流流出油井,这涉及到渗透、溶解和分散等过程。其作用机理根据不同的清蜡剂类型会有所不同,下面将分别予以阐述。
  表7-2-4 投捞式磁防蜡器技术规范

型号
外径
  m m
内径
  m m
长度
  m m
工作载荷
  kN
中心磁场强度
  T
磁性材料
使用温度
  ℃
FL
-52/30
52
30
560
10
0.1 ~0.11
Sm Co
  5
100
FL
-52/30
52
30
560
10
0.11 ~0.14
NdFeB
75
表7-2-5 抽油杆磁防蜡器技术规范
  
型号
外径
  m m
长度
  m m
抽油杆材料
表面磁感应强度
  mT
  结构形式
使用温度
  ℃
GCFL -1
42
682



GCFL -2 45 696
  G
45 69
696
  GCF
35CrMo
≥180 内磁式非接触型
120
(一)油基清防蜡剂
  油基清防蜡剂其作用以清蜡为主,现场使用的油基清防蜡剂配方很多,主要由有机溶剂、表面活性剂和少量聚合物组成。例如大庆Ⅱ号清防蜡剂的配方为铂重整塔底油30%,120 号直馏溶剂汽油66.6%,聚丙烯酸胺0.3%,T—渗透剂0.3%。其中有机溶剂主要是将沉积在管壁上的蜡溶解,加入表面活性剂的目的是帮助有机溶剂沿沉积蜡中的缝隙和蜡与油井管壁的缝隙渗入进去,以增加接触面,提高溶解速度,并促进沉积在管壁表面上的蜡与管壁表面脱落,使之随油流带出油井。部分油基清防蜡剂加入高分子聚合物的目的是希望聚合物与原油中首先析出的蜡晶形成共晶体。由于所加入的聚合物具有特殊结构,分子中同时具有亲油基团和亲水基团,亲油基团与蜡共晶,而亲水基因则伸展在外,阻碍其后析出的蜡与之结合成三维网状结构,从而达到降凝、降粘的目的,也阻碍蜡的沉积,并收到一定的防蜡效果。
  (二)水基清防蜡剂
  水基清防蜡剂是由水溶性表面活性剂复配而成。现场使用的配方是根据各油田原油性质、结蜡条件不同而筛选出来的。常用的有磺酸盐型、季胺盐型和聚醚型等类活性剂,表面活性剂起润湿反转作用,使结蜡表面反转为亲水性表面,表面活性剂被吸附在油管表面上有利于石蜡从表面脱落,不利于蜡在表面上沉积,从而起到防蜡效果。表面活性剂的渗透性能和分散性能帮助清防蜡剂渗入松散结构的蜡晶缝隙里,使蜡分子之间的结合力减弱,从而导致蜡晶拆散而分散于油流中。
  (三)乳液型清防蜡剂
  乳液型清防蜡剂是将油溶型清防蜡剂加入水和乳化剂及稳定剂后形成水包油乳状液,这种乳状液加入油井后,在井底温度下进行破乳而释放出对蜡具有良好溶解性能的有机溶剂和油溶性表面活性剂,从而起到清蜡和防蜡的双重效果。乳液型清防蜡剂具有比油溶型清防蜡剂溶蜡速度快的优点,由于这种清防蜡剂的外相是水,因而又像水溶型清防蜡剂那样使用安全,不易着火且相对密度较大,但这种清防蜡剂的缺点是在制备和储存时必须稳定,而到达井底后在井底温度下必须立即破乳,这就对乳化剂的选择和对井底破乳温度有着严格的要求,制备和使用时间条件要求较高,否则就起不到清防蜡作用。制备乳液型清防蜡剂常用的乳化剂为OP 型表面活性剂,以及油酸、亚油酸和树脂酸的复合酯与三乙醇胺的混合物。
  (四)固体防蜡剂
  固体防蜡剂主要由高分支度的高压聚乙烯、稳定剂和EVA (乙烯—醋酸乙烯酯聚合物)组成,它可以制成粒状,或混溶后在模具中压成一定形状(如蜂窝煤块状)的防蜡块置于油井一定的温度区域或投入井底,在油井温度下逐步溶解而释放出药剂并溶入油中。作为防蜡剂用的聚乙烯,要求相对分子质量高于5000,低于30000 最好为20000 左右,相对密度为0.86~0.94,熔点在102~127℃之间,且结晶比较少,或非结晶型为宜。
  (五)化学清防蜡的加药方法
  化学清防蜡方法,不但要对不同的原油和石蜡性质筛选最优的清防蜡剂配方和用量,而且要保证清防蜡剂不间断地在原油中保持设计的配方和浓度,才能有效地解决石蜡的结晶和沉积问题,达到清防蜡的目的。而且如何正确使用清防蜡剂,充分发挥清防蜡剂的清防蜡效果也是一个很重要的因素。现场往往发现筛选出的配方、浓度和用量,在室内试验时效果很好,而上现场实施效果并不理想,甚至无效,主要是加药方法不当造成的。因此化学清防蜡必须根据油井条件和结蜡情况,采用合适的加药方法来保证充分发挥清防蜡剂的清防蜡效果。总的原则是防蜡时要保证有足够的防蜡剂始终不间断地与原油和石蜡接触。清蜡时要保证足量的清蜡剂有一定时间与石蜡接触,使石蜡溶解和剥离。为此要根据不同情况采取不同的加药方法。
  ①自喷井清防蜡:由于自喷井井口压力比较高,所以一般采用自喷井高压清防蜡压力缸加药。
  ②抽油井清防蜡:因为抽油井油管不通,所以只能从套管加药,一般采用低压压力缸加药。清蜡时将清蜡剂一次加入油套环形空间,利用深井泵将计算好的清蜡剂抽入油管结蜡段,停机溶蜡。防蜡时与自喷井大同小异,也可用光杆泵进行连续加药。
  ③活动装置加药法是利用专用的加药罐车和车上的加药泵用高压快速接头连接,向井内一次注入清蜡剂或防蜡剂,要求同上。
  ④固体防蜡剂的加药方法,是将固体防蜡剂做成蜂窝煤式样,装入固体防蜡装置内,下到进油设备与深井泵之间,当油流经过时逐步溶解防蜡剂,达到防蜡目的。也有在泵的进油口以下装一个捞篮,将固体防蜡剂制成球状或棒状,由油套环形空间投入,待防蜡剂溶解完了(可用示综剂监测)以后再投。
  (6)微生物清蜡技术。
  微生物清蜡是近年来发展的一种新技术,在我国已逐步推广应用。微生物种类很多,有细菌、放线菌和真菌(包括霉菌和酵母菌)几大类。用于清蜡的微生物主要有两种:一种是食储性微生物,一种是食胶质和沥青质性微生物。油井清蜡用微生物能在温度为110℃,压力为49.2MPa 的厌氧环境中生存,以石蜡为食物从而降低原油含蜡量,降低原油凝固点。微生物注入油井后,它主动向石蜡方向游动,猎取食物,使蜡和沥青质降解。同时微生物中的硫酸盐还原菌会大量繁殖,产生表面活性剂,降低油水界面张力,增加水油流度比,改善驱油效果。微生物中还有产气菌,可以生成溶于油的气体,如:CO2,N2,H2,使原油膨胀降粘,达到清蜡、降粘、增产的目的。使用方法是将微生物用水稀释(通常用5 倍的水稀释),直接加入油套环形空间,一般含蜡情况每天每口井加入8kg 原液即可收到良好的清蜡效果,可以明显延长油井的热洗周期。使用微生物前最好将油井洗净,严禁其他化学药剂(如杀菌剂、缓蚀剂、破乳剂)与之混用,同时还要对油井水质进行分析,确认油井采出水中不存在对微生物有害的杂质。
  
  
  
  
  
  防垢
  油田在建井、完井和开发的全过程,由于环境的变化,打破了化学平衡,或轻或重地都会发生无机垢的沉淀,直接影响油田的开发。在编制采油工艺方案时,首先要收集有关资料,其次要进行结垢的预测和诊断(垢的类型、结垢的时机和结垢的部位)最后做出清防垢的概念设计。
  一、收集的主要资料
  在油田投入开发之前编制清防垢方案,必须在油藏工程方案和试油、试采资料的基础上,收集油田油、气、水(包括在试验区面积注水后产出的淡化水)和各种入井液全分析数据、储层的岩矿分析,以及预测油田开发各个阶段的压力、温度、pH 值等数据的基础上,对油田开发全过程进行结垢情况的预测(至少预测20a 或含水98%时结垢情况)。并且要准确预测未来油田结垢的类型(如地层深部结垢、地层近并结垢、井筒结垢、设备结垢)、时间和位置,这样才能有针对性地采取一定的预防措施,避免或减少结垢对油气田生产造成的危害。用计算的方法进行结垢预测时,为了准确、可靠,在预测的基础上还要取垢样进行分析验证。二、各种垢的结垢预测方法
  当今结垢预测方法非常多,对于采油工艺概念设计,只需要一个粗略的估算,所以可采用公式法预测。以下主要针对油田开发中常见的碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶等垢种介绍一些简单、实用的公式预测方法。
  (一)碳酸钙垢的预测
  碳酸钙(CaCO3)垢是油田生产中极为常见的垢。通常,其溶解度随水的矿化度(TDS)升高而升高;温度升高,压力下降会降低其溶解度。在油气田生产中,温度、压力的变化,CO2气体的释放,以及不兼容水的混合等,都可能会造成Ca-CO3结垢。预测CaCO3结垢,不仅要考虑压力、温度和水组成的影响,还要考虑到水中的化学反应,以及CO2在油、水、气三相中的分布等。Stiff 和Davis 的方法是采用CaCO3饱和度指数预测CaCO3结垢。其公式如下:
  SI=A-pCa-pAlk-K            (3-1)
  式中 A———实际测定的水样pH 值;
  pCa———Ca2+浓度的负对数,浓度单位mol/L;
  pAlk———总碱度的负对数,总碱度是水中HCO-3和CO2-3浓度之和,浓度单位是mol/L;
  K———Stiff-Davis 常数,是温度和离子强度的函数;
  SI———饱和度指数,也叫结垢指数。
  通过计算,SI 小于0,CaCO3未饱和,不会结垢;SI 大于0,CaCO3过饱和,可能产生结垢。离子强度可简单计算为I≈TDS(mg/L)/58400,TDS是盐水总矿化度。I 可由下式精确计算:
  I=1/2(C1Z21+C2Z22+…+CnZ2n)         (3-2)
  式中 C———离子浓度,mol/kg (水);
  Z———离子价数。如果试采过程中发现结垢问题,可对垢样做定性、定量分析,加以验证。(二)硫酸钙垢的预测
  硫酸钙垢包括石膏(CaSO4·2H2O)和硬石膏CaSO4。通常,盐水矿化度增加可使石膏和硬石膏的溶解度上升,但当矿化度大于150000mg/L 后,其溶解度随矿化度的增加而下降。压力下降、温度升高,硫酸钙的溶解度下降。在采油作业中,石膏或硬石膏的沉积主要是由压力下降以及不相容水的混合引起的。Skillman 方法:以热力学溶解度的实测数据为基础的,适用于压力相对较低的体系。公式计算如下:
  S=1000 ( x2+4Ksp-x)           (3-3)
  式中 S———盐水中硫酸钙浓度的允许值,0.5mol/L;
  x———Ca2+与SO2-4的浓度差,mol/L;
  Ksp———硫酸钙溶度积常数。
  先计算出S,再根据水中Ca2+,SO2-4的浓度,计算出盐水中实际的硫酸钙含量C。若C>S,过饱和结垢;若C<S,未饱和,不结垢;C=S,饱和平均,不结垢。
  (三)硫酸钡垢的预测
  硫酸钡(BaSO4)的溶解度极小,并随井温度、压力和水矿化度的升高而增加,其中温度影响最大。油田生产中,BaSO4结垢主要是由于不相容水的混合以及温度、压力的变化而引起的。大多数油田的BaSO4结垢中含有SrSO4垢。以热力学条件为基础,利用已有的溶解度资料,能够对BaSO4结垢进行预测。可以利用已知的溶度积常数,通过计算饱和度指数,判断BaSO4。是否可能结垢。
  (四)硫酸锶垢的预测
  硫酸锶(SrSO4)特点与硫酸钡相似,只是SrSO4的溶解度比BaSO4要大。SrSO4结垢主要是由于不相溶水的混合以及温度、压力而引起的。大多数油田的BaSO4结垢中含有SrSO4垢。以热力学条件为基础,利用已有的溶解度资料,能够对SrSO4垢进行预测。Oddo-Tomson 预测公式:
  SI=log {C′Sr42-·(CSO2-)}+6.11+1.11×10-3(T-32)+1.98×10-6
  (T-32)2-31.7×10-5p-1.89I1/2+0.67I-1.06×10-3I1/2(T-32)  (3-5)
  式中 C′Sr2+———实测的总Sr2+浓度,mol/L;
  CSO2-———SO2-4浓度,mol/L,可由公式(10-40)计算。
  4SI 大于零,SrSO4过饱和,产生结垢;SI 小于零,SrSO4未饱和,不会产生结垢;SI 等于零,SrSO4饱和平衡,不结垢。一般来说,以上介绍的都属于计算方法,应当尽可能地在试采过程中收集垢样,做定性、定录分析,如X 衍射、扫描电镜、能谱和电子探针分析等加以验证。应用以上收集的资料和各种垢的结垢条件预测,可以得出油田开发各个阶段结垢的类型、部位和严重程度。
  二、常用各种防垢及清垢方法及适用条件
  在油田投入生产过程中,一旦结垢,就会对生产造成诸多不利影响,必须要进行清垢作业。因此,解决油田结垢对采油作业的危害,最好办法是防患于未然,预防结垢。目前,常用的方法有三种:化学方法、物理方法和机械方法,其中化学方法应用最为广泛。
  (一)化学防垢
  1.常用防垢剂的性能、使用条件。
  防垢剂品种繁多,有的是单一组分,有的是由多组分复配而成。油田常用防垢剂可按分子结构进行分类,主要有无机磷酸盐防垢剂、聚合物防垢剂、有机磷防垢剂。
  (1)无机磷酸盐防垢剂:这类防垢剂主要有六偏磷酸钠、三聚磷酸钠等,使用浓度有时仅为几毫克每升便能有效地防垢,是一种高效防垢剂。无机磷酸盐溶解于水中都有水解成正磷酸盐的趋势,正磷酸盐与水中两价阳离子可生成正磷酸盐沉淀物,此时的无机磷酸盐沉淀物不再具有防垢性能。无机磷酸盐的水解速度和程度取决于水温和水的pH 值等因素。一般无机磷酸盐水解率有随温度和pH 值升高而上升的规律。无机磷酸盐防垢剂适宜使用条件为40~50℃,pH值为7.0~7.5,无机磷酸盐防垢剂由于水解作用限制了它的应用范围。
  (2)聚合物防垢剂:有一种聚合物类防垢剂在水中不水解,不会产生沉淀物,应用时不受温度等条件限制。这类防垢剂主要有聚甲基丙烯酸、水解聚马来酸酐、聚丙烯酸钠、丙烯酸与丙烯酸胺共聚物、顺丁烯二酸酐与乙烯类的共聚物等。
  (3)有机磷防垢剂:有机磷防垢剂不仅是一种高效防垢剂,而且它与其他防垢剂复配使用时还具有协同效应,即复配防垢剂的防垢效果大大高于配方中单一防垢剂的防垢效果的简单叠加。有机磷防垢剂主要包括有机磷酸、有机磷酸盐、有机磷酸酯3 种类型,它们的分子结构比较复杂。有机磷酸防垢剂的代表产品有甲叉磷酸型,同碳二磷酸型,按基磷酸型,含有硫、硅等原子的磷酸。有机磷酸盐的代表产品有乙撑二胺三甲叉磷酸钾,氨基三甲叉磷酸锌等。有机磷酸酯的代表产品有聚氧乙烯基磷酸酯、氨基亚甲基磷酸酯、聚氧乙烯基焦磷酸酯等。油田常用防垢剂的化学名称、防垢对象、防垢部位、参考用量及防垢率可参见表7-3-2。
  
序号
化学名称
防垢对象
防垢部位
参考用量
  mg/L
防垢率
  %
1
三聚磷酸钠
  六偏磷酸钠
碳酸钙垢
  硫酸钙垢
油井
  地面设备
10 ~20
>80
2
聚丙烯酸
  聚甲基丙烯酸
  聚丙烯酸钠
  水解聚马来酸酐
硫酸钙垢
  硫酸钡 (锶) 垢
油井、
  近井地层、
  加热设备
10 ~20
>70
3
多烷撑胺的衍
  生物碳酸盐垢
碳酸盐垢
  硫酸盐垢
集输设备
2 ~5
>70
4
三甲基烷基胺
硫酸钙垢
油井、
  地面设备
5 ~40
100
5
含羟丙基化基团的碱
硫酸钙垢
油井、地面设备
10 ~50
100
6
1 —烷基吡啶碱
硫酸钙垢
油井、地面设备
5 ~20
100
7
聚羟乙基化胺
硫酸钙垢
油井、地面设备
5 ~40
100
8
氨基醇
碳酸钙垢
  硫酸钙垢
  硫酸钡 (锶垢)
油井
  注水系统
  地层
10 ~50
100
9
2 —丙烯酰胺—
  2 —甲基丙基磺酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
注水系统
  地层
10 ~20
90 ~100
10
羟乙基化磷酸的多醇醚
碳酸钙垢硫酸钡
  (锶) 垢硫酸钙垢
油井
  地层
  集输设备
2 ~10
90 ~100
11
羟乙基化磷
  酸胺的氨基醇
碳酸钙垢硫酸钡
  (锶) 垢硫酸钙垢
油井
5 ~10
100
序号
化学名称
防垢对象
防垢部位
参考用量
  mg/L
防垢率
  %
12
羟乙基化磷酸的单元醇
碳酸钙垢硫酸钡
  (锶) 垢硫酸钙垢
加热设备
  地层
  地面设备
10 ~50
100
13
有机磷酸酯
碳酸钙垢硫酸钡
  (锶) 垢硫酸钙垢
加热设备
  地层
  地面设备
10 ~50
100
14
羟基乙叉二磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
近井地层
  井下设备
  原油处理系统
5 ~10
90 ~100
15
腈基三甲基磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
油井、地层
  集输设备
5 ~10
>90
16
1 ,3 二氨丙基烷—
  四甲叉磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
油井
  地层
15 ~25
>90
17
氨基磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
注水系统
  地层
  油井
10 ~25
90 ~100
18
多乙烯多胺
  -N -甲基磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
油井
  原油处理设备
20
>50
19
多烷撑多胺聚羟甲叉磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
油井
2 ~20
100
20
多烷撑多胺甲基磷酸
硫酸钙垢
  碳酸钙垢
地层
  油井
20
>70
21
聚磷酸盐+非离
  子表面活性剂
  (复合配方)
碳酸盐垢
  硫酸盐垢
多种设备
50
100
序号
化学名称
防垢对象

防垢部位
参考用量
  mg/L
防垢率
  %
22
磷酸酯+非离子
  型表面活性剂
  (复合配方)
碳酸盐垢
  硫酸盐垢

多种设备
  注水系统
  地层
5 ~50
>90
23
乙撑二胺三甲叉磷酸钾
  +焦磷酸钾 (复合配方)
碳酸盐垢
  硫酸盐垢

油井
  近井地层
2 ~4
100
24
聚磷酸盐+N ,
  N -二羟乙基甘
  氨酸盐 (复合配方)
碳酸盐垢
  硫酸盐垢

油井
  加热处理设备
10 ~20
100
25
氨基三甲叉磷酸锌
碳酸盐垢
  硫酸盐垢

各种设备
5 ~50
>90
26
马来酸酐-乙酸
  乙烯酯共聚物+
  有机磷酸 (复合配方)
硫酸钙垢
  硫酸钡 (锶)
地层
  各种设备
8 ~10
>90
在各类防垢剂中,含磷防垢剂占有很大比例,作为单剂应用时,防垢效率较高;在复合配方的防垢剂中,它具有协同或增效作用。但是,含磷化合物对环境保护是一种威胁。随着人们环保意识的增强,无磷或限磷的绿色防垢剂是今后的发展方向。
  2.化学防垢的施工工艺。
  防垢剂加药浓度需根据室内试验确定,考虑到现场应用的实际情况,现场施工时要略高于室内试验浓度。注水系统,按注水量计算:
  y=C·Q/(1000×C0)          (3-6)
  式中 y———每天加入防垢剂量,kg/d;
  C———现场使用浓度,mg/L;
  Q———日注水量,m3/d;
  C0———防垢剂原始浓度,%。
  一般来说,地面处理站和注水系统防垢剂浓度为5mg/L,最高不超过10mg/L;油井挤注处理时,一般资料介绍的经验是配制浓度5%~10%,按产液量的1%~2%注入。加药周期可根据加示踪剂(如荧光粉)的颜色变化来判断,周期性地向结垢部位注入防垢剂溶液,可预防结垢。从理论上讲,如果防垢剂能保持足够浓度,那么各个部位可能的结垢都应受到抑制,关键是要保持全过程都有足够的防垢剂。加药方法包括投加部位和投加方式。
  (1)投加部位。
  在地面集输系统中,结垢主要发生在各井来油的管汇、弯头、收球包等处,一般防垢剂需加在不同产出液汇集之前,油井则视结垢情况不同,采用不同部位投加。注水系统中,一般可在水源、供水站或注水站投加。
  (2)投加方式。
  投加方式是依据结垢的部位、程度和是否方便有效来确定。地面集输系统一般在集输站设立加药泵房,采取连续计量注入的方式。油井结垢大都在井筒下部,如井下泵、筛管及近井地层,可用定时井口加药,不定期向井下挤注或投加固体防垢块的方式。在注水系统,防垢剂应连续投加。但若防垢剂与杀菌剂相容性不好时,则应避免二者的接触,采用分池配置,间隔加入的方法。
  3.化学清垢。
  在采油过程中,由于各种原因,经常需要周期性地从井下、油管和一些设备中清除无机盐垢。广泛应用的是化学清垢法。由于垢盐不同,选用的除垢药剂(包括配方和浓度)也不同。
  (1)清除碳酸盐垢的药剂主要成分是盐酸。主要反应产物CaCl2是水溶性的,因此盐酸能有效地清除碳酸盐垢。用盐酸除垢,由于盐酸对金属设备有严重的腐蚀性,因此要使用缓蚀剂。大多数情况下水中可能含有铁离子,这部分铁离子在地层中很容易转化成沉淀物堵塞地层造成渗透率下降,因此要使用铁离子稳定剂防止铁沉淀物生成。醋酸和柠檬酸都是铁离子稳定剂,醋酸适用于60℃以下温度,柠檬酸适用于较高的温度环境中。EDTA 也能有效地清除碳酸盐垢,但使用成本高。
  (2)清除硫酸钙垢的药剂:常用25%NaOH 浸泡除垢。反应产物Na2SO4是水溶物,Ca (OH)2是疏松状的物质,可被液流分散带走。如果除垢部位是近井地层,最好再进行一次盐酸处理,这是因为Ca (OH)2。可能堵塞地层,经盐酸处理后的生成物CaCl2溶于水中而被带出。清除硫酸钙垢还可用转换法,先用过饱和的碳酸钠或碳酸铵使硫酸钙转化为碳酸钙,再用盐酸清除碳酸钙。
  (3)清除硫酸钡(锶)垢:这类垢较难清除。有一种转换法有一定的实用价值,用过饱和碳酸钠溶液在加热甚至煮沸的条件下可使硫酸钡(锶)转化为碳酸钡(锶),再用盐酸溶解碳酸钡(锶),主要反应产物氯化钡(锶)可溶于水中,这种方法仅能在地面设备中应用。油田各类垢常常粘附着由油污和其他杂质构成的污染物,它们能阻碍除垢药剂与积垢的接触以及相关的化学除垢反应,因此首先要用清洗液清除这些污染物。污染物中沥青质含量多时应选用芳香度大的轻芳烃来清洗污染物。某些表面活性剂如OP—10 可单独做清洗液用,也可与除垢剂混合应用。地面设备除垢方法比较简单,对积垢先用蒸汽冲洗或用清洗液清洗以除去污染物,然后用除垢药剂浸泡,设备上的积垢能不断地被溶解、松散、剥落、粉碎,最后用清水清洗干净。油井和近井地层除垢可从环空内一次泵入或循环泵入清洗液,再将除垢药剂挤入近井地层,处理后的处理液必须尽可能地返出地面而不是留在地下。
  (二)磁防垢
  磁场可以阻止水垢的生成和聚集。磁防垢在油田井下或地面油水管线上应用颇为普遍,而且效果明显,但其机理极为复杂。大量的实践和室内试验证明,未经磁化的水滴中水垢颗粒相对较大,且多集中在水滴表面,也就是说水垢很容易结在管壁上。经过磁化处理的水滴内水垢颗粒变得更小,而且在水滴表面很少,也就是说水垢颗粒悬浮在水中,与钢铁表面接触机会少,在水流动状态下水垢颗粒容易被水带走,在油田应用主要有三个方面。
  1.注入水防垢,采用磁防垢技术可将离心泵叶轮中结有的CaCO3垢有效清除,油田大多在离心泵上水管捆绑磁化器,效果较好。但在应用磁防垢之前要做好模拟试验,提高磁防垢的成功率。
  2.集油管线及输油泵的磁防垢:根据离心泵的防垢经验,对经集油管线输入集油站,或集油站油水分离后排出的污水在管线内结垢采用了磁防垢技术,也获得了较理想的效果,管线和泵均未发现结垢。
  3.油管、深井泵和电动潜油泵的磁防垢:油管及深井泵经常发现结垢现象,但电动潜油泵抽高含水油时,离心泵的叶轮结垢严重,甚至将泵卡死,采取多种措施如从环空加入防垢剂,效果也不理想,后在电动潜油泵下接一组磁防垢器,解决了潜油离心泵结垢问题。根据油田结垢的类型,确定一次磁化器磁场强度和有效作用距离,选择二次接力,即增加磁化器的作用,这种方法的理论解释目前还不很清楚,只能用实测的方法来确定。
  (三)机械清垢
  清除积垢还可以使用机械方法,例如应用特殊的工具或设备对积垢进行高压水射流,钻、铲、刮、捣碎等处理,可以清除设备和管线中的积垢,但目前还难以用于清除近井地层中的积垢。高压水射流清洗除垢技术是近年来国际上崛起的一项新兴技术,射流出的高压水不仅能有效地清除积垢,而巨不污染环境。它通常由高压泵、驱动装置、调节压力设备、高压软管、各种喷嘴等组成,可集中装置在一辆卡车上,机动灵活,便于除垢作业。目前,国外在高压水射流清洗除垢这一技术领域中,美国、德国、日本居领先地位,中原油田从德国WOMA 公司引进的WOMA325Z 型超高压清洗除垢设备就是这类设备中的一种。