渤海J油田蜡堵分析及治理研究

＊王曼依

（中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300452）

(1)产出现状分析

渤海J油田2D井区油井在生产过程中均反复出现井筒堵塞的问题，治理措施多基于“井筒结蜡”的认识基础上制定[1]，常规的机械清蜡作业、热洗、热洗+钢丝作业、隔热油管、井筒电加热等防蜡措施[2-4]初期效果较好，但有效期短。

现场所取稠油有机垢垢样，用苯、氯仿、石油醚、酸、碱、盐、生物酶、十二烷基磺酸钠等任何药剂均无法溶解，见图1。

图1 普通稠油有机垢分散剂溶解蜡垢样品照片

结合渤海海域典型稠油油藏，依据SRAR法和稠油中芳烃含量（稠油芳烃含量＜40%，且CI＞0.9）可判定为易发生沥青类重质垢沉淀的稠油油田[5]，见表1、表2。

表1 渤海海域典型稠油油藏稠油中芳烃含量统计表

表2 J油田蜡/胶质/沥青质含蜡统计表

措施有效期短主要是对油品本身形成堵塞物的认识不清，所使用化学药剂解堵或类似解堵措施未能从堵塞物组分的化学成分入手有针对性的解堵，导致本区块油田堵塞物难以解除或解除不完全，导致措施有效期短[6-7]。

(2)堵塞原因分析

堵塞物样品中沥青质含量远高于原油，堵塞物中的沥青质组分和甲苯不溶物是堵塞物的主要成分。堵塞物样品中的Fe、Na、K的含量远高于原油，见表3、表4所示。

表3 J油田油泥组成分析表

表4 J油田原油族组分分析表

其中沥青质含量达42.23%。全烃分析表明蜡堵的碳数在C30～C60，为微晶蜡，见图2。

图2 J油田全烃分析图

元素分析和高分辨质谱分析结果表明，堵塞物中杂原子化合物和金属元素有显著的富集作用，见表5、表6及图3所示。

表5 J油田元素组成分析成果表（1）

表6 J油田元素组成分析成果表（2）

图3 J油田高分辨质谱分析

实验结果表明：①堵塞物样品中的Fe、Na、K的含量远高于原油；
②堵塞物样品中沥青质含量远高于原油，堵塞物中的沥青质组分和甲苯不溶物是堵塞物的主要成分，堵塞物中杂原子化合物和金属元素有显著的富集作用；
③堵塞抽余物的主要组成元素仍为C、H、O、N、S，堵塞抽余物杂原子含量和类型较原油更高，更复杂。

结合试验数据，分析J油田蜡堵原因为：原因一（垢难解除的主要原因）：由于原油沥青质沉淀导致；
特别是因为C、H、O、N、S以及Fe、Na、K等元素进入有机堵塞物结构中，使得分子结构复杂化，极性增强，特别是金属元素起到明显富集作用，使得胶质、沥青质、油蜡网状结构进一步得到强化，聚结成团；
原因二（垢易形成的主要原因）：为沥青、质胶质和微晶蜡复合堵塞，特别是此处的蜡堵是微晶蜡蜡堵，清防蜡比较困难。

(1)药剂原理

极性的头部基团可以与沥青质产生相互作用，进而吸附在沥青质表面。非极性的尾部基团形成稳定的空间结构层，阻碍沥青质聚集沉积并增加分散剂在油中的溶解度。

主要作用原理为：

具有蜡溶解作用。对稠油重质组分蜡进行溶解，利用相似相溶原理，促进饱和烷烃的溶解（特别是C17～C35范围）和高级烷烃溶解。

具有胶质分散、沥青质剥离作用。其分子中含有可形成氢键的羟基、羧基或胺基。沥青质分子、胶质分子间由其分子中含有的芳香稠环平面相互重叠堆砌成P-P堆积，加上杂环元素和金属等元素进入堵塞物结构中，使得分子结构复杂化，极性增强，聚结成团形成高黏度高强度的网状结构。利用溶剂及多种表活剂协同作用，主动进攻沥青质分子平面堆砌，破坏胶质、沥青质分子的高粘网状结构，使稠油重质组分变松散，进一步分散胶质，剥离沥青质。

具有特表润湿反转作用。多种特殊表活剂例如典型双子表面活性剂具有独特的分子结构，由中间连接基通过化学键将两个或两个以上的两亲基团连接一起而构成，在结构上同时拥有多个亲油基和亲水基，可使亲油基覆盖原来的亲水表面达到润湿性的改变；
而在亲油表面通过亲油基吸附，使亲水基向外覆盖原表面使之润湿反转。

(2)药剂体系

①配方及药剂体系特点

配方：25%脂类溶蜡剂ZF+20%沥青质剥离剂CF+30%胶质分散剂JF+10%快速渗透剂KT+5%非离子增溶剂FR+5%双子超强润湿分散剂SF+5%离子型转换剂。

药剂体系特点：可与柴油、原油任意比例互溶；
可与水（包括海水）以任意比例分散，但水溶液中一般以微乳液形式存在；
对胶质、沥青质、石蜡有极强分散溶解性能；
对原油有一定的降粘作用。

②表面张力

稠油有机垢分散体系具有显著降低油水界面张力的能力，稠油有机清蜡垢药剂体系界面张力范围在0.12～1.15mN/m之间，并且稀释6倍左右不影响界面张力降低效果。这和分散体系本身组分中具有多种起到自清洁作用的特种表活剂有关，这些表面活性剂的协同作用，使得体系返排性良好，见表7。

表7 新型稠油有机清蜡垢药剂表面张力测定实验表

③蜡垢溶解实验

以J油田B1井现场作业时取到的蜡垢样品作为实验溶解对象，称重1.05g，在45℃完全溶解时间为3245s（54.01min），平均溶解速率为0.019g/min，见表8。

表8 J油田B1井蜡垢溶解实验测试表

小结：首次将微晶蜡的溶解、沥青质的剥离、胶质的分散协同作用形成一套全新药剂体系。

根据新型稠油有机清蜡垢药剂评价实验结果，优选浓度为30%的药剂体系。根据B01井井身结构，取射开段处理半径为0.5m，计算药剂用量见表9所示。

新型稠油有机清蜡垢药剂现场应用后平均清蜡周期由60天延长至330天，效果明显。

经分析J油田蜡堵成分主要是沥青、质胶质和微晶蜡复合堵塞，微晶蜡使常规清蜡效果变差，且金属元素的存在使得胶质、沥青质、油蜡网状结构进一步得到强化，聚结成团。

新型稠油有机清蜡垢药剂可以将对微晶蜡的溶解、沥青质的剥离、胶质的分散协同作用首次形成一套全新药剂体系，适用于J油田的结蜡井的清蜡、解堵。

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