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2.6微生物清蜡技术…………………………………………………………………15
第三章A油田在油井清防蜡技术上的应用………………………………………16
3.1油田概况介绍……………………………………………………………………16
3.2现场实践…………………………………………………………………………17
3.3效果评价…………………………………………………………………………19
第四章总结…………………………………………………………………………21
参考文献………………………………………………………………………………22
致谢……………………………………………………………………………………23
前言
油井在正常生产时,原油从地层流入井筒,然后从井底上升到井口的活动过程中,随着温度和压力的下降以及轻质组分的不断逸出,降低了原油对蜡的溶解能力,蜡开始结晶、析出、聚集、沉积,附着在油井管杆的壁上,这就是我们通常所说的“结蜡现象”。
结蜡会造成油流通道减小,堵塞油、套管或地面管道和设备,导致油井负荷增大,井口回压升高,严重时甚至会造成蜡卡、抽油杆断脱等躺井事故,增加维护性作业井次。
所以,防蜡和清蜡措施是油田进行油井维护管理工作的重要手段之一。
第一章油井结蜡机理分析
1.1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,多呈细小的针状结晶,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,具体区别见下表。
表1-1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,%
由上表中可以看到,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Qs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。
1.2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。
图1-1温度对石蜡溶解度的影响
1—比重γ=0.7351的汽油中
2—比重γ=0.8299的原油中
3—在比重γ=0.8816的脱气原油中
(1)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。
(2)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。
(3)压力对结蜡的影响:
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。
(4)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。
表1-2胶质含量对初始蜡结晶温度的影响
含量(%)
初始结晶温度(℃)
蜡
胶质
煤油
8
92
18.5
1
91
17.0
2
90
16.5
(5)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。
(6)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。
(7)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。
1.3油井结蜡造成的危害
在生产中,油井结蜡的危害主要表现在以下几个方面:
油管结蜡后,缩小了油管孔径增加了油流阻力,使油井减产,严重时会把油井堵死。
抽油泵结蜡易产生泵漏失,降低泵的充满系数,减少抽油井的产量。
矿场常用的清蜡方式为热水洗井清蜡,但该方法不适用于低渗透油田。
主要表现在以下几方面:
一是由于低渗透油田井深、油层压力系数低、洗井时易造成洗井水倒灌。
二是由于产量低采用小泵抽油,洗井后排洗井液时间较长,一般需3.5天,降低了有效生产时率,影响原油产量。
三是采用水泥车、水罐车洗井,油井结蜡严重的井,热洗十分频繁,热洗周期短平均为30一40天/次,工作量大、洗井费用相对较高,不利于提高低渗透油田经济效益。
四是温度是热洗清蜡的关键,冬季由于热洗温度(85℃)很难保证,从而达不到热洗的效果和目的。
五是四矿地处滩海,大部分井都为土路,由于路况影响,一到雨季、冬季下雪就很难保证及时热洗。
六是如果热洗不及时,在结蜡较严重时才热洗,洗井压力往往较高(一般在14Mpa以上),一方面热洗水注入油层造成油层污染甚至压死油层,从而影响油井产量;
另一方面易损坏井下管柱(如密封圈等)造成作业。
第二章、目前国内各种清防蜡方式机理和使用介绍
目前国内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。
2.1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。
2.1.1自喷井机械清蜡
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。
机械刮蜡设备如图2-1所示。
图2-1自喷井刮蜡片清蜡装置
1—扒杆;
2—滑轮;
3—防喷盒;
4—防喷管;
5—钢丝封井器;
6—套管;
7—刮蜡片;
8—铅锤;
9—工作筒;
10—油嘴;
11—钢丝;
12—绞车;
13—油管;
14—喇叭口
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篓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2-1。
表2-1常用的刮蜡片技术规范
曲管公称尺寸,mm(in)
刮蜡片外径,mm
备注
60.3(23/8)
47.5—48.5
用~48.3mm油管加工
73.0(27/8)
58.0—60.0
用—60.3mm油管加工
矿场常用下列经验公式计算铅锤质量:
W=(6~8)pt(2-1)
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。
表2-2常用的清蜡钻头技术规范
钻头型号
油管内使用直径,mm(in)
长度mm
接头螺纹(方)
73(27/8)
60(23/8)
直径mm
螺距,mm
单麻花钻头
59
47
800—1500
33
4
双麻花钻头
1000—2000
矛刺钻头
44.5
1000
刮蜡钻头
2.1.2有杆泵抽油井机械清蜡
(2)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度都能刮上蜡。
斜槽作为油流通道,其流通面积应大于12.17cm2,为声44mm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lmm,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。
2.2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。
2.2.1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人井筒中,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:
(2-2)
C——热载体比热,J/(kg·
℃);
Q——热载体总用量,kg;
T——进出口温差,℃(一般取40~45℃);
W——结蜡量,kg;
K——经验常数,空心抽油杆洗井取26151,油套环形空间洗井取34868。
2.2.2井下白控热电缆清防蜡
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层,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白控电缆规范,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,一般电缆下人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。
2.2.3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人三相发热电缆发热,达到清防蜡的目的,其优点是电网三相平衡。
2.2.4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。
2.3表面处理防蜡技术(油管内衬和涂层防蜡)
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,使其亲水憎油,或提高井筒流体的流速,具体的方法主要是:
2.3.1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,仅在白喷井和气举井上使用。
2.3.2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(ICO)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,都获得较好的防蜡效果。
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,主要用于白喷井和气举井防蜡。
2.4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,无论尽白喷井或抽油井,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白成系列。
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
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,技术规范见表2-4:
表2-4投捞式磁防蜡器技术规范
型号
外径mm
内径mm
长度mm
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
SmCos
100
0.11—0.14
NdFeB
75
抽油杆磁防蜡器接在抽油杆上,下人井内,与固定式配套使用,其技术规范见表2-5:
表2-5抽油杆防磁技术规范
抽油杆材料
表面磁感应强度mT
结构形式
GCFL-1
42
682
35CrMo
180
内磁式非接触型
120
GCFL-2
45
696
GCFL-3
50
725
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2-6:
表2-6固定式防磁蜡技术规范
连接油管螺纹
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