梁裕如，薛紅波陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安　710075

?

延長(zhǎng)油田雙河?xùn)|區(qū)井口加藥現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

梁裕如，薛紅波
陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075

摘要：為了解決雙河?xùn)|區(qū)部分單井集油管道冬季頻繁出現(xiàn)的井口回壓高、凝管堵塞等問題，進(jìn)行原油基本物性測(cè)試以及清蠟劑篩選評(píng)價(jià)，并開展降凝劑篩選和加劑效果評(píng)價(jià)室內(nèi)試驗(yàn)，給出了最優(yōu)加藥量和熱處理溫度等參數(shù)。同時(shí)，針對(duì)雙河?xùn)|區(qū)油井特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了井口自動(dòng)點(diǎn)滴加藥裝置，并選擇某油井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采用從套管口連續(xù)點(diǎn)滴加藥方式添加清蠟劑，7 d后，井口回壓從1.6 MPa下降至1.2 MPa，過了4 d給油井投加降凝劑，7 d后井口回壓從1.2 MPa下降至0.9 MPa。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，井口輪換添加清蠟劑和降凝劑的方式可有效解決集油管道冬季凍堵問題。

關(guān)鍵詞：集油管道；加藥裝置；現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

雙河?xùn)|區(qū)隸屬延長(zhǎng)油田永寧采油廠，地處陜北，地形復(fù)雜，屬超低滲透油藏，具有單井產(chǎn)量低、油井分散的特點(diǎn)，普遍采用單井通球清蠟、常溫密閉集輸工藝流程。該區(qū)塊原油屬于含蠟原油，凝點(diǎn)偏高，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，單井集油管道冬季普遍存在井口回壓高、凝管、堵塞等問題，部分油井井口回壓可達(dá)2～3 MPa，甚至導(dǎo)致管道報(bào)廢，亟需提出切實(shí)可行的解決方案。

針對(duì)集油管道存在的問題，目前國(guó)內(nèi)外常見的措施有：井口加熱、通球清蠟、井口加藥、單井摻水等工藝技術(shù)［1- 2］。若采用井口加熱或井口摻水工藝，需要配套建設(shè)加熱爐或摻水管道，工藝復(fù)雜，工程量大；而井口加藥方式簡(jiǎn)單靈活，操作方便，應(yīng)用廣泛，能夠快速解決現(xiàn)場(chǎng)存在的問題。

目前，對(duì)于長(zhǎng)慶油田、勝利油田、大慶油田等油田內(nèi)部集油管道都有現(xiàn)場(chǎng)注入清蠟劑［3- 4］和降凝劑［5- 6］的成功經(jīng)驗(yàn)，即在井場(chǎng)安裝可移動(dòng)橇裝井口加藥裝置，在冬季氣溫低或管道運(yùn)行不暢的情況下，批量或點(diǎn)滴將藥劑注入套管或管道中。清蠟劑有助于清除管道中已經(jīng)存在的蠟沉積，解決現(xiàn)場(chǎng)存在的實(shí)際問題；降凝劑有助于降低原油凝點(diǎn)，改善原油低溫流動(dòng)性，防止蠟的結(jié)晶析出、沉積，將蠟沉積問題防患于未然。

本文將清蠟劑和降凝劑結(jié)合使用，以期有效清除蠟沉積，降低原油凝點(diǎn)和黏度，保障集油管道安全平穩(wěn)運(yùn)行。

1　原油基本物性

油樣取自雙河?xùn)|區(qū)永寧雙E1- 15油井，該油井投產(chǎn)時(shí)間短，井深1 400 m，日產(chǎn)液量2.7 m3/d，含水率10%。經(jīng)室內(nèi)電加熱方法進(jìn)行原油脫水后，對(duì)原油物性及流變性進(jìn)行測(cè)試，原油基本物性見表1。

該油品密度低，蠟含量高，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量較少，凝點(diǎn)高，屬于輕質(zhì)含蠟原油。

表1　原油基本物性

在實(shí)驗(yàn)室對(duì)含水原油的流變性進(jìn)行測(cè)試，得到原油在不同剪切速率下的黏-溫曲線（見圖1）及剪切速率為10 s- 1、20℃條件下含水原油的黏度變化曲線（見圖2）。

圖1　不同剪切速率下的黏-溫曲線

圖2　含水原油的黏度變化曲線

測(cè)試結(jié)果表明，原油溫度在30℃以上時(shí)，原油中的蠟處于溶解狀態(tài)，黏度較低且只與溫度有關(guān)，表現(xiàn)出牛頓流體性質(zhì)；30℃以下時(shí)，原油中的蠟晶逐漸析出，細(xì)小蠟晶懸浮于固液兩相體系，原油表觀黏度較大，體現(xiàn)出非牛頓流體性質(zhì)，具有很強(qiáng)的剪切稀釋性。

另外，含水原油乳狀液轉(zhuǎn)相點(diǎn)為30%。轉(zhuǎn)相點(diǎn)以內(nèi)，油水分散均勻、乳化充分，隨著含水量的增加，乳狀液黏度隨著分散相濃度的增加而增加。轉(zhuǎn)相點(diǎn)以上，乳狀液黏度隨含水率的增加而迅速下降。

2　藥劑篩選及效果評(píng)價(jià)

2.1清蠟劑篩選

蠟樣取自雙E1- 15油井井筒內(nèi)，在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)采用溶蠟法（依據(jù)SY/T 6300- 2009規(guī)范）測(cè)試清蠟速率，清蠟劑清蠟速率計(jì)算公式：

式中：v為清蠟速率，g·h- 1·mL- 1；t為時(shí)間，h；m為質(zhì)量，g。

測(cè)試結(jié)果見表2。

表2　清蠟劑測(cè)試結(jié)果

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，1#和2#劑效果較好，且熱處理溫度需滿足40～50℃要求。1#劑的清蠟速度最快，但該藥劑中含有Cl-、，易造成油套管及管道腐蝕問題；2#劑速度亦滿足要求，對(duì)管道的腐蝕較小。因此選用2#清蠟劑，日加藥量為0.6～1.6 kg/t。

2.2降凝劑篩選

油樣取自雙E1- 15油井，在加劑量300 mg/m3、熱處理溫度50℃條件下，實(shí)驗(yàn)室對(duì)常見的降凝劑進(jìn)行了初步篩選（依據(jù)SY/T 5887- 1993規(guī)范），篩選出1#、2#、3#、4#四種效果相對(duì)較好的降凝劑。

分別從加劑量和加劑溫度方面進(jìn)行優(yōu)選，測(cè)試結(jié)果見表3～4。

表3　降凝劑不同加劑量下的油樣凝點(diǎn)/℃

表4　 2#降凝劑不同熱處理濕度下的油樣凝點(diǎn)/℃

從表3可看出，1#、3#、4#降凝劑對(duì)油品的敏感性較差，4#劑加量減少后，降凝效果明顯降低。表4說明，2#降凝劑對(duì)熱處理溫度的敏感性較強(qiáng)，當(dāng)溫度低于50℃時(shí)，原油凝點(diǎn)明顯上升。

根據(jù)降凝劑的作用機(jī)理，原油必須加熱至蠟晶全部溶解的溫度，以便在降溫過程中降凝劑分子與蠟分子析出共晶。若處理溫度過低，高熔點(diǎn)石蠟沒有溶解，降凝劑以及膠質(zhì)、瀝青質(zhì)也不能充分溶解，石蠟和降凝劑之間不能發(fā)生有效的共晶和吸附作用。雙河?xùn)|區(qū)原油析蠟起始點(diǎn)30.17℃，當(dāng)原油在50℃時(shí)，蠟晶、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)均已溶解且分散得較充分，降溫過程中，降凝劑先于蠟析出，起晶核作用，使小蠟晶增多，不易形成大蠟團(tuán)，并起吸附和共晶作用阻止蠟晶成長(zhǎng)，有效降低凝點(diǎn)。

綜上所述，優(yōu)選2#降凝劑，加劑量100 mg/m3，熱處理溫度50℃，加劑后原油凝點(diǎn)可降至4℃，降凝幅度可達(dá)16℃。

2.3降凝劑效果評(píng)價(jià)

含蠟原油加劑后，改變了蠟晶的結(jié)合習(xí)性，不僅有效降低凝點(diǎn)，還可降低低溫原油的黏度。

經(jīng)室內(nèi)試驗(yàn)，原油熱處理50℃，添加2#降凝劑100 mg/m3，添加降凝劑前后，20℃、10 s- 1條件下原油的黏度測(cè)試結(jié)果見表5。

表5　不同含水率原油加劑降黏效果

從測(cè)試結(jié)果可知，原油中添加2#降凝劑后，黏度下降90%以上。當(dāng)油井添加降凝劑后，管道水力損失減少，井口回壓降低，更有利于輸油管道的安全運(yùn)行。

3　現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)方案

3.1注入方式

按照注入位置不同，井口加藥可分為：一是套管口加藥，即將藥劑加到油井油套環(huán)形空間，充分利用井底的熱力和攪拌條件，實(shí)現(xiàn)油、藥和水的充分混合；二是管道加藥，即將藥劑直接加到集油管道中，可保證連續(xù)穩(wěn)定加藥，管理方便，但部分油井內(nèi)還需投加藥劑，且當(dāng)油井采出液溫度低于凝點(diǎn)時(shí)，藥劑的作用將難以發(fā)揮。

按照連續(xù)性分類，包括連續(xù)點(diǎn)滴加藥和定期批量加藥兩種方式。連續(xù)點(diǎn)滴加藥有助于借助動(dòng)力，將藥劑連續(xù)加入油井，該方式可靠性差，設(shè)備維護(hù)工作量大，主要包括柱塞泵加藥和自動(dòng)點(diǎn)滴加藥兩種形式。定期批量加藥即在井口安裝一個(gè)固定的加藥罐，定期向油井加入一定量的藥劑，以達(dá)到改善原油流動(dòng)性的目的。

為了保證前期試驗(yàn)數(shù)據(jù)的可靠性，本次試驗(yàn)采用井口自動(dòng)點(diǎn)滴加藥方式［7- 9］，可充分利用地層溫度預(yù)熱原油，達(dá)到原油熱處理的效果，更加有利于藥劑發(fā)揮作用。

3.2加藥裝置

加藥裝置（見圖3）將儲(chǔ)藥罐與套管連接，形成壓力平衡，儲(chǔ)藥罐內(nèi)的藥劑在伴生氣的壓力和藥劑的重力作用下，實(shí)現(xiàn)藥劑向套管的流動(dòng)。

圖3　加藥裝置

另外，由于冬季藥劑流動(dòng)性差，在儲(chǔ)罐和管道上設(shè)電伴熱，保證冬季藥劑具有較好的流動(dòng)性。

加藥速度由流量調(diào)節(jié)閥控制。由于油井單井產(chǎn)液量較低，加藥量小，為精確調(diào)節(jié)控制加藥速度，在裝置上安裝了流量標(biāo)定柱，滿足加藥精度的要求。

加藥流程：打開加藥漏斗和3#球閥，使儲(chǔ)藥罐與空氣連通，配好的藥劑通過加藥漏斗加入儲(chǔ)藥罐。完成加藥后，關(guān)閉閥門加藥漏斗和3#球閥，打開截止閥，使套管與儲(chǔ)藥罐達(dá)到壓力平衡。

調(diào)節(jié)加藥量：打開1#球閥，藥劑在重力的作用下流到流量標(biāo)定柱內(nèi)，標(biāo)定柱充滿藥劑后，關(guān)閉1#球閥，打開2#球閥，套管與標(biāo)定柱又形成新的壓力平衡，根據(jù)流量標(biāo)定柱液位變化，調(diào)整調(diào)節(jié)閥的開度，控制加藥速度，藥劑緩慢流入套管內(nèi)。調(diào)節(jié)閥開度調(diào)節(jié)好后，關(guān)閉2#球閥，打開1#球閥，藥劑通過流量標(biāo)定柱精確計(jì)量，保證加藥精度。

3.3現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

步驟1：選擇雙E1- 15作為現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)油井，在井口安裝加藥裝置。

步驟2：從油井套管口批量添加清蠟劑?？紤]試驗(yàn)油井蠟沉積的因素，第一次從套管口批量添加藥劑，使藥劑在管壁形成液膜。假設(shè)液膜厚度0.3 mm，井深1 400 m，確定初期批量加藥量為60 kg。

步驟3：清蠟劑投加一段時(shí)間后，開始添加降凝劑，降凝劑經(jīng)柴油加熱稀釋后添加至油井，加藥量為0.68～1.35 kg/d。

3.4數(shù)據(jù)記錄

井口加藥前，單井產(chǎn)液量2.7 m3/d，井口壓力1.6 MPa，井口溫度20℃，環(huán)境溫度- 3℃。

油井添加藥劑后，觀察并定期記錄運(yùn)行參數(shù)變化，見圖4。

圖4　加藥前后管道運(yùn)行記錄

從圖4可看出，添加清蠟劑初期，井口回壓變化不大；待加藥3 d后，井口回壓開始緩慢下降；7 d后，井口回壓下降至1.2 MPa。此時(shí)清蠟劑已基本將油管管壁上的蠟質(zhì)溶解，井口回壓顯著降低。

井口添加降凝劑后，初期井口回壓仍維持在1.2 MPa，隨著加藥時(shí)間的延長(zhǎng)，降凝劑逐漸起效，原油凝點(diǎn)和黏度逐漸降低，井口回壓緩慢降低，第7 d后，井口回壓降至0.9 MPa。

3.5最優(yōu)加藥方案

油井加藥初期，從套管口批量添加60 kg清蠟劑，清除井筒及集輸管道中所沉積的蠟質(zhì)。

每周定期從套管口批量加入清蠟劑，加入量為11～30 kg。

通過井口點(diǎn)滴加藥裝置連續(xù)從套管口注入降凝劑，降凝劑加藥量0.68～1.35 kg/d，從而改變?cè)拖灣练e方式，有效降低原油凝點(diǎn)和黏度，保證集油管道安全運(yùn)行。

4　結(jié)束語

通過現(xiàn)場(chǎng)加藥試驗(yàn)，驗(yàn)證了從井口輪換添加清蠟劑和降凝劑的方式可有效降低井口回壓，顯著改善集油管道冬季運(yùn)行凝管、堵塞風(fēng)險(xiǎn)。此次現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)后，本文所述井口加藥方式陸續(xù)在其他油井及管道進(jìn)行了推廣應(yīng)用，如雙河?xùn)|區(qū)雙五轉(zhuǎn)至雙四轉(zhuǎn)輸油管道等，效果良好。從套管口添加清蠟劑和降凝劑的方式還可有助于清除井下油套管中蠟質(zhì)以及改善冬季原油流動(dòng)性，避免油井停產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)。

參考文獻(xiàn)

［1］李連群.低產(chǎn)井單管不加熱集輸研究［D］.大慶：東北石油大學(xué)，2011.

［2］張建華，王中武，李紅偉.陸梁沙漠油田原油常溫輸送技術(shù)［J］.油氣田地面工程，2006，25（5）：20.

［3］王彪，張懷斌，柏尚華，等. BJ系列清蠟劑及其現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用［J］.油田化學(xué)，1990，7（1）：1- 7.

［4］劉忠運(yùn)，陸曉鋒，湯超，等.油田清防蠟劑的研究進(jìn)展及發(fā)展趨勢(shì)［J］.當(dāng)代化工，2009，38（5）：479- 483.

［5］關(guān)中原，伍麗娟，郭淑鳳.大慶原油降凝劑復(fù)配試驗(yàn)研究［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2008，27（9）：37- 41.

［6］王建華，徐蘇欣，袁林，等.江蘇油田B1斷塊原油降凝劑研究［J］.斷塊油氣田，2009，16（6）：126- 128.

［7］王明瑜，何建軍，蔣天昊，等.數(shù)字化多井口加藥裝置的研究與應(yīng)用［J］.石油化工應(yīng)用，2002，31（1）：75- 77.

［8］黃玉志，楊朝鋒，梁玉茹，等.井口加藥計(jì)量裝置的設(shè)計(jì)與應(yīng)用［J］.化工自動(dòng)化及儀表，2004，41（3）：323- 325.

［9］徐光林，徐峰，朱圣海，等.油井加藥裝置的研制［J］.石油化工應(yīng)用，2011，30（6）：72- 75.

Field Investigation of Wellhead Dosing in Shuanghe East Block of Yanchang Oilfield

LIANG Yuru，XUE Hongbo
Institute of Yanchang Petroleum Group，Xi’an 710075，China

Abstract：In order to solve the problems such as high backpressure and coagulation blockage frequently occuring in partial wellheads in Shuanghe East Block of Yanchang Oilfield in winter，the basic physical properties of the crude oil are tested，the crude oil pour- point depressants and paraffin removal agents are selected and evaluated，the optimal dose and heat treatment temperature are proposed. At the same time，the automatic wellhead drip dosing device is developed according to characteristics of the wells in Shuanghe East Block. One well is chosen for field investigation. The paraffin removal agent is injected from casing mouth in continuous dripping way. 7 days later，the wellhead backpressure decreases from 1.6 MPa to 1.2 MPa. After 4 days，the oil pour- point depressant is injected into the casing. 7 days later，the wellhead backpressure decreases from 1.2 MPa to 0.9 MPa. The field investigation verifies that alternatively adding pour- point depressants and paraffin removal agent into casing can effectively solve the problems of freezing and blockage in oil gathering pipeline in winter.

Keywords：oilgathering pipeline；dosing device；field investigation

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.008

作者簡(jiǎn)介：

梁裕如（1984-），女，河北石家莊人，工程師，2009年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京），碩士，主要從事油氣田地面工程方面的研究工作。Email：liangyuru1984@sina.com

收稿日期：2015- 09- 06