油井结蜡机理及其影响因素分析

张丛迪

(中石化西北油田分公司 雅克拉采气厂,新疆 库车 842017)

结蜡是指石蜡或蜡分子在地层、井筒、集输管线以及处理装置流动过程中析出和聚集,致使流体开采受阻。油井生产过程中结蜡是由于地层产出流体的原油中含有蜡。一般储层为高温高压环境,原油中蜡质成分是可以完全溶解在原油中。当油藏开采后,储层流体向地面流动的过程中,温度和压力逐渐降低,原油中溶解的蜡质组分会随之逐渐析出,凝结在油管壁、套管壁、抽油泵和其他生产设备上,形成结蜡现象[1]。

沉积、凝结在不同位置,对生产的影响方式各异,但是最终结果都是影响了油井产量。在油管壁上结蜡,会使油管平面流通面积减小,导致原油举升阻力增加,使生产井产量下降;在抽油杆上结蜡会使抽油机的悬点载荷有所增加,若在油管壁上同时也存在结蜡情况,这种交变载荷会增加抽油杆断脱的风险,更为严重的情况就会导致抽油泵的蜡卡;若在抽油泵的进出阀位置出现结蜡情况,就会导致泵的运行阻力增加,泵效下降;若结蜡现象是在地层中出现的,则地层结蜡周围孔隙度和渗透率就会降低,流体流动阻力上升,致使油井产量降低或者停产。油井在生产过程中结蜡是影响油井和区块正常开发的一个突出问题,因而有必要对原油结蜡机理和影响因素进行分析,了解结蜡的主控因素,再结合各个油田实际生产情况,才能够提出针对性的防治对策。

1 结蜡的机理

原油中一般都含有石蜡成分,石蜡成分一般可分为三类:粗晶蜡、微晶蜡和非晶蜡,主要是根据其组成来区分,C16～C30之间的直链烷烃组成的为粗晶蜡,熔点约为50 ℃左右,而由C30+组成的为微晶蜡,一般是由支链烷烃和环烷烃形成的,其分子量相对较高,熔点也更高,可达90 ℃左右。在地层的高温、高压环境中,石蜡一般是溶解状态,也就是说石蜡在地层高温高压条件下是以液体状态存在的,当油气开始开采,地层流体经历从地层向井底、从井底向井口的流动过程,在此过程中,流体中轻质组分逐渐逸出并带走一部分热量,地层流体在流出过程中压力、温度、组分不断变化,致使原油对石蜡可溶解量降低,原本溶解于石油中的石蜡开始析出,并沉积、凝结在油管壁、套管壁等设备上,形成结蜡或蜡堵[2-3]。实际生产过程中析出、凝结的蜡并不是纯白色晶体,而是与其他井流物组成的混合物,包括胶质沥青质、泥沙颗粒等[4]。

2 结蜡影响因素分析

结蜡的根本原因是原油对蜡的可溶解量下降,致使超过可溶解量部分的石蜡不断析出,而温度、原油组分的不断变化是导致原油溶解能力降低的主要原因,诸多影响因素可分为内部、外部两大方面,下面对各类因素进行分析。

2.1 内部因素

2.1.1 原油组分

在温度一致的条件下,轻质组分较多的原油对蜡的可溶解量大于重质组分较多的原油。原油中所含有的轻质组分越多,蜡的析出温度也就越低,也就是说石蜡析出就较为困难,石蜡的可溶解量也就越大。对比轻质油和重质油,在可溶解量相同时,重质组分较多的原油的析蜡温度会高于轻质组分较多的原油,随着温度的降低,重质组分较多的原油会率先析出石蜡。

2.1.2 溶解气

地层流体在采出过程中,当原油压力始终保持在饱和压力之上时,这种未饱和原油随着压力的降低,气体是不会从原油中逸出的,石蜡的起始析蜡温度是随着压力的降低而降低的;当原油压力始终保持在饱和压力之下时,这种饱和原油随着压力降低,气体会不断从原油中逸出,原油对石蜡的可溶解量也会不断降低,因而相对的起始析蜡温度就会提高,压力越低,气体逸出的程度就越高,析出的蜡就越多,积聚、堵塞情况出现得越频繁[5]。这主要是由于压力降低前期分离出来的是轻质气体,如甲烷、乙烷等,随着压力不断降低,后期分离出来的气体重质组分较多,随着气体被不断分离出来,原油中的重质组分含量不断升高,因此,在压力持续降低后期,析蜡温度相对较高,而且气体从原油中逸出时,会吸收一部分热量,使原油的温度有一定降低,最终导致蜡的析出和凝结。

2.1.3 胶质、沥青质

胶质和沥青质成分在原油中所占比例对石蜡析出也有一定影响。原油中胶质含量增加时,由于胶质作为表面活性物质,能够吸附于石蜡晶体表面,这就增加了石蜡结晶的难度,而沥青质是胶质的进一步聚合物,不溶于油,以一种极小的微粒分散在原油当中,对石蜡晶体有一定的分散作用,对生产有正面作用;而如果析出、凝结的石蜡中含有胶质和沥青质时,所结蜡的硬度较常规结蜡硬度会高一些,很难被地层流体冲刷携带出来,比常规清蜡难度会大一些。原油中的胶质和沥青质成分对石蜡的析出有好坏两方面作用,石蜡未析出时,可抑制石蜡的析出;而混合在已析出的石蜡中时,会使结蜡硬度提高,增加清蜡难度。

2.1.4 机械杂质

石蜡在一定条件下从原油中析出后,会以原油中的细小颗粒或机械杂质为中心,进行聚集和结晶,对于石蜡析出后的聚集和扩大具有促进作用,相对来说加速了结蜡的过程。但蜡结晶的析出主要取决于原油自身的物理化学性质,机械杂质的多少对于析蜡点的影响较小,仅是可以起到连接蜡晶的作用,石蜡析出后,相比无机械杂质的原油来说,在有机械杂质的原油中所凝结的蜡晶更大一些,在采出流体中,蜡晶间的碰撞和摩擦会导致采出流体黏度增加。所以在实际生产过程中,要结合采出流体性质安排合理工作制度,防止地层出砂导致结蜡情况加剧和原油黏度增加[6]。

2.1.5 原油pH值

酸化和压裂技术是目前油田较为常用的改善储层物性和增产增注的技术手段,而在措施过程中,地面所配置的工作液物性与储层流体物性是有一定差异的,会导致地层流体的pH值变化,储层酸化后,所使用的酸化液一段时间内会使采出流体的pH值降低;储层压裂后,压裂液在一段时间内会让采出流体的pH值升高。因为酸液的加入对于原油的物理化学性质影响较小,所以对于原油析蜡点几乎没有影响;而在碱性环境中,原油中一些脂肪酸与碱反应生成脂肪酸钠,脂肪酸钠有着较强的极性,具有表面活性作用,在这种环境下是不利于蜡晶的聚集和凝结,所以原油的析蜡点和黏度都会有一定降低[7]。原油特别是含水原油的开采过程中,偏碱性工作液在一定程度上可以降低原油黏度和减缓结蜡现象。

2.1.6 矿化度

若采出流体的矿化度高一些,流体内的离子含量也相对多一些,而这些离子的电荷会影响到石蜡析出后的聚集,所以矿化度较高的流体中,析蜡情况会有所改善[8]。针对这一情况,在区块开发后期,结合配伍性和结蜡情况综合分析后,可尝试通过控制矿化度来改善结蜡情况。

2.2 外部因素

2.2.1 温度

评价析蜡的一个指标就是析蜡温度,因此温度对原油中石蜡的析出和凝结都有较大影响。流体从储层采出的过程中,温度不断降低,石蜡在原油中的可溶解量会不断降低,多余的石蜡就会结晶析出,由于井筒举升过程中温度、压力变化较大,因此这种情况主要发生在井筒中。

无论原油的黏度、组分、杂质含量等差异如何,随着温度的降低,对蜡的可溶解量都会呈降低趋势,降低的程度则与原油的性质有关。在高温环境溶解到原油中的石蜡,随着温度降低,可溶解量下降,多溶解的那部分石蜡就会析出。原油开采过程中,在地层中温度较高,在向地面流动过程中,温度开始不断降低,在井筒举升环节温度变化较大,油管和地面设备中温度更低,在此过程中,低于析蜡温度后,蜡分子就会逐渐从原油中析出,积聚一定量后就会形成蜡堵[9]。此外,随着油藏的持续开发,温度压力变化后,采出原油的组分也有一定差异,而受温度、压力、组分影响,原油的析蜡温度也会发生改变,当析蜡温度降低时,石蜡不易析出,开发过程中需温度降到析蜡温度以下才会开始析出;当析蜡温度升高,即原油重质组分占比增加,石蜡析出就相对容易,开发过程中特别是井筒举升过程中就会析出、凝结,出现结蜡情况。

2.2.2 压力

油藏原始压力较高,开发初期地层至井口节点处压力相对较高,在压力高于饱和压力的条件下,随着流体采出,原油的析蜡温度会有一定降低,溶解气不会逸出,因此降幅有限;开发中后期,地层压力保持程度下降,开采过程中,当压力低于饱和压力时,原油中气体开始逸出,原油中轻质组分被分离带走,原油的性质也会随之发生改变,使得原油的溶解能力降低,蜡分子会更易析出。最终在管道和设备中造成堵塞。

2.2.3 流速

通过总结现场生产情况可知,产量较高的井结蜡情况比产量低的井会好一些。高产对应供给较强,压力较高,生产过程中脱气量会低一些,起始析蜡温度相对较低,井筒流体流速快,举升过程中紊流状态占比较大,因此雷诺数较大,井筒中热损失小,石蜡析出较为困难。油管中高速的油流对于油管壁还有冲刷作用,会将未完全凝结的蜡晶体冲刷、携带出井筒,但如果原油流速过高,管道壁上的剪应力增大,又会导致管道壁侵蚀和损坏;如果管道中原油流速较低,流动状态更接近层流,雷诺数较小,管道壁上的剪应力减小,导致蜡析出后在管道壁上聚集沉积[10]。因此雷诺数越小,结蜡情况更为严重一些,在生产过程中,制定合理工作制度,将流速控制在合理区间,既要避免低流速结蜡影响,又要避免高流速下对管道的损坏。

2.2.4 含水量

地层采出液中含水量的大小对结蜡也有一定影响。若采出液中含水量增加,由于水的比热容大于油的,可减缓流体温度的降低趋势,使降低至析蜡温度的时间有所延长,增加无析蜡生产时间。采出流体含水量增加,可在油管壁上形成连续水膜,使石蜡析出后不易附着沉积在油管壁上。随着产出流体含水量的增加,结蜡情况会有所缓解,特别是当采出流体含水量达到高含水水平后,采出过程中就形成水包油的状态,石蜡析出后不易凝结,也不易沉积在附有水膜的油管壁上,因此可以减缓井筒的结蜡情况。在低含水时,由于水中盐类析出凝结在油管、套管壁上,增加了管壁的粗糙程度,这些部位就会成为石蜡沉积、凝结的有利部位。

2.2.5 油管表面粗糙程度

油管壁、套管壁的粗糙程度对结蜡情况也有一定影响。若管壁粗糙,原油中析出的石蜡就易在粗糙部位沉积并逐渐积累,结蜡情况逐渐加重,若管壁光滑,则析出的蜡沉积就较为困难。因此技术研究人员在进行随钻分析过程中,结合邻井资料,对储层物性进行判断,若认为投产后结蜡会明显影响油井正常生产,就可将普通油管替换为石墨烯涂层防蜡油管,来降低生产中结蜡带来的影响。

2.2.6 管壁亲水/油性

管壁表面亲水性越强,原油中水分子就会在管壁上聚集得越多,形成连续水膜,越不容易结蜡;若为中性或亲油性,则会使析出的蜡分子较容易在管壁上附着、聚集、结蜡,影响正常生产。

2.2.7 管线设计

如果管线设计没有针对含蜡原油进行优化,就易发生蜡沉积。其中影响结蜡的设计因素包括管径、管道坡度、加热系统、保温等。产量一定的情况下,如果管径过小,原油的流速就会增加,导致管壁的侵蚀和损坏;如果管道的坡度未针对含蜡原油进行过优化,在坡度较低的部位,原油的流速就会变缓,易在管壁发生结蜡情况;如果加热系统作用不明显,管道中原油温度下降,蜡也会析出。

2.2.8 油壁温差

生产方式的不同,地层采出流体温度和油管壁温度也有一定差异,而这种温度差异也对结蜡有一定影响。若采出流体温度高于油管壁温度,随着温度差的增大,蜡的沉积速度和结蜡程度会持续增加,当温度差足够大时,原油甚至会在标定的析蜡温度以上就开始析蜡并沉积。这种温差的增大,会使油管内平面上的温度梯度变大,因此提高了蜡分子的扩散能力,蜡的析出和沉积在这种环境下是会增强的;若采出流体温度低于油管壁温度,在浓度梯度的作用下,析出的蜡分子会向低温处移动,即流体中心处,并被流体携带出井筒,在这种情况下,即使流体温度低于析蜡温度,油管壁面也几乎不会出现结蜡情况[11]。但在实际生产过程中,采出流体温度一般是高于油管壁温度的。

2.2.9 生产时间

随着生产时间的增加,即使采取各类清蜡防治措施,在油管壁上附着的蜡也是在缓慢增厚的[12]。但随着生产时间的增加,蜡分子的沉积速率则会有一定减弱,其原因在于随着壁面蜡沉积厚度的增加,相当于给地层流体增加了“保温层”,地层流体采出过程中,在壁面增厚部位与外界的换热阻力会变大,流体热量损失会减小,而结蜡表面与流体之间的温差就减小了,致使石蜡沉积速度有一定降低。

3 结语

原油结蜡的根本原因是原油对蜡的溶解能力降低,主要原因是温度和流体组分的变化,次要原因是压力、流速、溶解气等因素的变化。机械杂质在原油中可被当作结蜡中心,但结蜡主要取决于原油自身的物理化学性质,所以机械杂质的影响较小。原油在管道中的流速是可控的,因此对于流速问题导致结蜡严重的油井,可通过优化采速来减缓石蜡在油管壁上的沉积。

不同油田的地层物性、原油物性都有差异,所采取的开发方式也不尽相同,因此在出现结蜡现象后,应根据实际生产情况结合结蜡各影响因素进行综合分析,通过对油井结蜡原理及其影响因素进行综述,能够为解决实际结蜡问题的分析提供参考,明确油井结蜡的主控因素,因地制宜采取相适应的防治措施,提高油田的经济效益。