油井清蜡与防蜡概述
2019-05-20 08:26阅读：
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
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石 蜡
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微 晶 蜡
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正构烷烃，％
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80 ～90
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0 ～15
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异构烷烃，％
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2 ～15
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15 ～30
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环烷烃，％
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2 ～8
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65 ～75
熔点范围，％
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50 ～65
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60 ～90
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平均相对分子质量范围
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350 ～430
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500 ～800
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典型碳原子数范围
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16 ～36
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30 ～60
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结晶度范围，％
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80 ～90
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50 ～65
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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。
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