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1、稠油油田化学清防蜡技术的应用稠油油田化学清防蜡技术的应用张振华朱康玲黄开勋(华中科技大学)包树成张初阳苗振保.贺新敬(河南油田采油二厂)摘要介绍了化学清防蜡剂的室内筛选试验及清防蜡作用机理,针对河南稠油油田稠油井的实际情况,现场应用化学清防蜡技术70井次,共计使用LHXIII清防蜡剂6690kg,PR一1清防蜡剂2175kg,共计增油3849t,节约检泵次数98.51次,每井次平均延长油井免修期42d,取得了较好的清防蜡效果,经济效益显着.主题词清蜡剂防蜡剂化学清防蜡技术现场应用河南古城稠油油田B123,B124常采区原油含蜡量25%,凝固点20C,河南井楼稠油油田零区部分常采井生产过程中结蜡
2、也较严重,部分采油井在生产过程中经常出现光杆滞后,光杆断脱等现象,油井产量逐渐下降,影晌古城稠油田的稳产,上产.针对这些问题,对结蜡井实施了化学清防蜡技术,保证了结蜡井正常生产.化学清防蜡具有施工方便,使用成本低,不污染地层,安全可靠等优点,取得了较好的漓防蜡效果.1.化学清防蜡剂室内筛选试验1.1溶蜡试验分别用LFIx清防蜡剂和PR一1.清防蜡剂进行溶蜡试验,试验数据见表1.表1溶螬试验数据清防螬石螬试验温度溶蜡速度生产剂名称类强型号()(mg/min.mL)厂家盘锦华LHX水溶性56m452.S6新化学助剂厂腾远福PRl油溶性56m453.82利化工厂1.2降粘试验现场取Bll0井油样,用
3、恒温水浴在3O下对油样进行加热,除去游离水,取乳化油测其原始粘度C3oc),然后分别用浓度l%的LHX和PRl对B110井油样进行降粘试验,并分别测其乳化油粘度(3oc),试验数据见表2.表2降粘试验数据清防蜡剂使用浓度罚定温度乳化油粘度降粘率名称(%)()(mPa?s)(%)UIX1301785.54S.7PR一11301O7L667.4根据上述室内试验,认为LHx清防蜡剂属于水溶性清防蜡剂,溶蜡速度适中,现场配置方便,于是选LHx清防蜡剂对含水在6o%以上,产量较高,结蜡不太严重的油井进行现场试验,主要以防蜡为主,清蜡次之;同时,由于PRl清防蜡剂是油溶性清防蜡剂,它的溶蜡速度较高,降粘效
4、果较好,于是选PR一1清防蜡剂对含水在60%以下,产引氏,结蜡严重的油井进行现场试验,主要以清蜡为主,防蜡次之.2.化学清防蜡剂主要性能指标及作用机理2.1LHXlll漓防蜡剂主要性能指标及作用机理主要性能指标如下:密度(g/cma)0.93凝固点()一3溶蜡速度(mg/mlrmE)1>2.0防蜡率(%)960有机硫含量(me/L)2O有机氯含量(rag/L)2o作用机理:LHX清防蜡剂是一种以表面活性剂,有机溶剂及其它助剂为主要成份的清防蜡剂.它通过表面活性剂可在井下泵,油管,抽油杆等设备表面形成一层亲水薄瞑,阻止蜡质,胶质沥青质的沉积,起到防蜡作用;另外,有机溶剂溶解和表面活性剂在蜡
5、晶表面的吸附,乳化,剥离,降粘等作用,达到清除生产过程中已胶结在井下泵,油管,抽油杆表面蜡质,胶质沥青质的沉积,主要以防蜡为主,清蜡次之.6o油气田地面工程第22卷第4期(2003.4)|I防护化工2.2PR-1漓防蜡剂主要性能指标及作用机理主要性能指标如下:密度(g/era3)0.91.0凝固点()一10溶蜡速度(rag/rain.mL)1.1防蜡率(%)/>20作用机理:PR一1清防蜡剂是由多种清蜡能力较强的组分及表面活性剂复合而成.它是通过溶剂溶解蜡质,胶质沥青质和表面活性剂在蜡晶表面的吸附,乳化等作用,达到清除生产过程中已胶结在井下泵,油管,抽油杆表面蜡质,胶质沥青质的沉积;另外
6、,表面活性剂能在井下泵,油管,抽油杆等设备表面形成一层亲水薄膜,阻止蜡质,胶质沥青质的沉积,起到防蜡作用,主要以清蜡为主,防蜡次之.现场应用效果分析3.1化学清防蜡效果好的试验井(1)产量高,含水高的试验井(;23052井).(;23052井属B124区的一口c类生产井,化学清防蜡试验前,月平均日产液29.5m3,日产油1.5t,综合含水95%.于2001年2月23日开始使用LHX清防蜡剂进行化学清蜡以来,到现在已经进行了5次化学清防蜡现场试验,经对4次化学清蜡的观察,措施增效显着.到目前为止,延长油井免修期197.6d,节约热洗清蜡次数2.19次,措施增油654.8t.(2)产量适中,含水在
7、60%的试验井(133203,B110井).C,3203井属B124区的一口B类生产井,化学清蜡试验前,月平均日产液9.4m3,日产油3.7t,综合含水61%.该井于2001年1月6日开始使用LHx清防蜡剂进行化学清蜡以来,到现在已经进行了6次化学清蜡现场试验,经对5次化学清蜡的观察,延长油井免修期241.6d,节约热洗清蜡次数8.32次,措施增油436.7t,取得了明显的经济效益和社会效益.Bll0井属井楼油田零区的一口B类常采井,化学清蜡试验前,月平均日产液9.4m3,日产油4.Ot,综合含水47%.该井于2001年3月13日开始用LHXUl清防蜡剂进行化学清蜡,到2001年6月11日,经
8、过两周期的化学清蜡后,生产情况未见改善,针对该井原油含水较低,结蜡较为严重,又没有掺水流程的情况,通过室内试验,决定改用PR一1清防蜡剂对该井进行化学清蜡现场试验,在调整试验方案后,再进行化学清蜡,在动液面没有上升的情况下,生产情况得到较大改善,延长油井免修期222.3d,节约热洗清蜡次数8.75次,措施增油271t.3.2调整试验参数后清防蜡效果变好的试验井(G3l0cz井)17.3102井属B124区的一口B类生产井,化学清防蜡试验前,月平均日产液16.9m3,日产油6.It,综合含水64%,热洗清蜡周期30d.该井于2001年2月27日和2001年4月6日两次用LHXUl进行清防蜡试验后
9、,从回压,示功图,生产情况看,清蜡效果不明显,后经检泵作业,月平均日产液为16.Om3,日产油为5.2t,综合含水为67%,生产情况稍有改善,但不太明显.根据该井存在的这种情况,经分析讨论后,决定对该井化学清防蜡试验参数进行调整,然后现场取样进行室内试验,最后决定选用清蜡速度相对较好的油溶性PR一1清防蜡剂对该井进行现场化学清防蜡试验.于2001年6月12日用PR一1清防蜡剂对该井进行化学清蜡试验,从目前试验周期看,取得了明显的效果,经改用PR一1清防蜡剂后,化学清蜡周期比热洗清蜡周期延长11.6d,措施增油672.6t,延长油井免修期227.8d,节约热洗清蜡次数7.47次,基本上摸索出该井
10、的清蜡规律.4.经济效益分析通过在古城,井楼油田现场应用化学清防蜡技术,到目前为止现场化学清蜡70井次,共计使用LHXIII清防蜡剂6690kg,PR一1清防蜡剂2175l【g,措施增油3849t,减少热洗清蜡次数98.51次.每次热洗作业费用按0.2475万元,每吨原油价格按0.0928万元,原油进罐率按60%,每次化学清防蜡施工费按0.06万元计算,效益分析如下:投入药剂费6.690.85+2.175x0.93=7.709(万元),施工费700.06=4.2(万元),设备费0.82=1.6(万元),合计7.709+4.2+1.6=13.509(万元),产出98.510.2475+384960%x0.O928=238.68(万元),投入产出比13.509:238.68=1:17.6,净效益238.6813.509=225.17(万元).通过以上分析可知,化学清防蜡技术在河南稠油油田现场应用取得了较好的效果,经济效益显着,说明该技术在河南稠油油田可进一步推广应用.参考文献1马殿坤.清蜡剂和清蜡条件的选择.油气田地面工程,1995,14(5):2526.2张凤芹.采油用清防蜡剂防蜡率测定法.油气田地面工程,2002,21(3):28.(栏目主持樊韶华)油气田地面工程第22卷第4期(2003.4)?防护化工61