本文以华北油田某区块边零井留77井为例进行分析。该井目前日产液量6.8吨,含水53%,日产油3.2吨,含蜡20.18%,属区有一具卧式储油罐,容积30m3;原油采出后存储于卧式罐内,采用罐车隔两天拉卸原油一次的外输方式。
该井属于高含蜡井,于是储油罐除自身保温结构外我们又外加罐内安装电热棒,工艺管线上缠绕电热带的外挂式保温。通常边零井输油前,先用电热带和电热棒将泄油管线和储油罐内原油加热,使原油熔化顺畅流入拉油罐车内。但由于储油罐长期使用,罐内石蜡沉积附着于罐壁及罐内附件上,出现结蜡现象。而且在拉卸油时油流过慢,时常有沉积蜡块流出。延长拉油时间,该工艺已不能满足生产运输,那么怎样清除罐内的沉积蜡并且如何为后期罐内清防蜡提供优异工艺,成为我们一直摸索解决的难题。
(1)原油性质和含量量。原油中所含轻质馏分越多,则蜡的结晶温度越低,保持溶解状态的蜡量也就越多。同温度下轻质油对蜡的溶解能力大于重质油;同种油中蜡的溶解度随着温度的升高而升高.
(2)原油中的胶质和沥青质。胶质为表面活性物质,可吸附于石蜡结晶表面阻止结晶的发展;沥青质是胶质的进一步聚合物,对石蜡起良好的分散作用。因此胶质、沥青质可以减轻结蜡,但又对蜡具有增粘作用,使之不易被油流冲走。
(3)压力和溶解气。在压力高于饱和压力的情况下,当压力下降时,原油不会脱气,蜡的初始结晶温度随压力的降低而升高,反之亦然。所以溶解气是否脱油直接影响蜡的溶解能力,另外,溶解气脱油吸收油温,使蜡更容易结晶析出。
(4)原油中的水和机械杂质。原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大,但油中的细小沙粒及机械杂质会成为石蜡结晶的核心,加剧结蜡过程,原油含水越高,蜡析出越低。
该井在油井开采过程中,原液沿井筒上升,随着距离地面越来越近,其温度、压力降低,该井出油温度35℃,进冷罐后温度更低,溶解气脱出,石蜡附着在罐壁及罐内附件上。
为了降能降耗,储油罐电热棒不连续加热,而是每次拉油前几个小时进行加热,拉油后停止加热,这时储油罐内温度骤降,罐中剩余的一小部分高温原油和新进罐的冷油相融合,忽高忽低的温差使蜡更容易析出。
随着认识的不断深入,技术的逐步提高,该井先后应用了多种清防蜡技术。2006年前仅采用电热带和电热棒加热方式;2007年新增洗罐清蜡方法,2008年起综合热力、洗罐和药剂效果明显。2010年再次引进双空心杆热循环技术,多种方法结合使清防蜡效果更佳。
此清蜡方式简单,首先将储油罐内原油拉空,然后将洗井液温度烧至95摄氏度通过单井出油进罐管线进行洗罐。但是见效较快。通过追踪2007年5月和9月清罐试验,发现储油罐加温时间平均缩短1.5h,拉油时间平均缩短10min根据月耗电量和拉油耗时,制定此储油罐清洗2次/年。
引入化学清蜡方法,对留77储油罐制订每隔10天加7.5kg清蜡剂制度。另外,为了达到更好清蜡效果,在原油拉走后将清蜡剂倒入储油罐中,使其在新进罐油与气的流动下充分搅拌均匀,拉油间隔时间也为清溶蜡提供充足时间。
根据油井结蜡影响因素得知,距离地面越近其温度、压力越低,溶解气析出,越容易结蜡,对此我油田引进双空心杆循环技术,即在距地面800m的井段安装双空心杆,主要利用加热炉将水烧至80-85℃,通过热水管线注入油井的双空心管环形空间,热水通过空心管壁将热量传递给油管,使管壁上沉积的石蜡熔化,增加出油温度。
泵车热洗是使用时间最早、最长的清蜡方法,利用泵车将水烧水到85-90℃,打入油套环形空间,通过热量传递使管壁上沉积的石蜡熔化,然后被油液携带出地面,增加出油温度。
经过四种清蜡措施试验一段时间效果显著:首先电热带、电热棒加热时间明显缩短,继而节省大笔电量减小拉油时间;其次也有效解决了拉油罐车边加热水边泄油的难题。
采用这种定期洗罐与周期加药方法后,电热棒及电热带加热时间大大缩短:2016年与前年相比,加热时间平均缩短4小时,年节约电量2.14万度,年节约电费1.5万元。年节约成本1.025万元。
此方法的应用在留77井取得了很好的社会效益,首先延长机械清罐的时间,缩短了拉油时间。其次延长电热棒及电热带的使用寿命。再次降低了员工的工作量,保证了其他边零井的正常拉油。
因此根据通过目前应用的不同清防蜡工艺的工作原理,适应性,现场应用效果,经济效益等综合评价分析,针对不同区块含蜡量及单井综合分析,持续进行制度优化对于保证油井正常生产具有十分重要的意义。
摘要：本文以华北油田某区块采油站边零井的实际生产为依据,分析蜡析出影响因素,从而有针对性的开展清防蜡技术试验,摸索出了一套既满足实际生产又能节能降耗的清防蜡工艺和措施,对解决油田实际生产具有十分重要的意义。
关键词：边零井,结蜡,措施与工艺,效益
[1] 陈海平,胡静邦.石油工程[M].北京;石油工业出版社,2013.
[2] 廖永刚.油井结蜡机理及清防蜡技术研究;中国石油和化工标准与质量,2013年24期.
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