防止油井中沥青-树脂-蜡沉积和气体水合物沉积的抑制技术

《Sci》：Inhibitory Technology for Preventing the Formation of Asphaltene–Resin–Paraffin and Gas Hydrate Deposits in Oil Wells

　　

在配备电动潜油泵（ESP）的油井中，沥青-树脂-蜡沉积（ARPDs）和气体水合物沉积（GHDs）的形成仍然是油气行业面临的重大挑战。本研究旨在通过利用化学试剂的协同效应并结合ESP运行参数的优化，开发一种防止这些沉积的抑制技术。基于研究人员先前发表的数学建模和实验室研究，该工作介绍了抑制系统的技术实施及其经济评估。具体而言，研究人员考虑了协同相互作用计算了最佳试剂用量，建立了周期性注入制度，并评估了对油井平均故障间隔时间（MTBF）的影响。结果表明，优化ESP参数将GHD形成的起始深度改变了119.4米（25%），将ARPD形成的起始深度改变了72.6米（6%）。在0.055 wt.%浓度下应用所选ARPD抑制剂，使热力学水合物抑制剂（甲醇）的用量减少了12.17%，并实现了从连续注入到周期性甲醇注入的转变。因此，预测的MTBF从277天增加到419天（+50%）。一项为期八年的经济分析显示，净现值为正，投资回收期为14个月。因此，建议在永冻土条件下运营的高蜡、低树脂油田中进行现场试验，以应用所提出的技术。

**论文解读：防止油井中沥青-树脂-蜡沉积与气体水合物沉积的抑制技术**

**研究背景与问题**
在油气生产中，配备电动潜油泵（ESP）的油井常面临沥青-树脂-蜡沉积（ARPDs）和气体水合物沉积（GHDs）的同时形成，这构成了流动保障（flow assurance）的主要挑战，特别是在永冻土区域。这些沉积降低了油井产能，增加了修井频率和运营成本。传统对策通常分别选择ARPD和气体水合物抑制剂，忽略了两者共存的相互影响。然而，实验室研究表明，石蜡烃可延缓水合物成核，充当天然动力学抑制剂；同时，某些表面活性剂类ARPD抑制剂因含有低分子量醇和表面活性剂而对水合物形成具有抑制效果。基于前期对ARPD与水合物同步形成机理的研究，研究人员开发了综合抑制技术，旨在通过优化ESP运行参数与化学试剂协同作用，解决实验室成果向现场应用转化不足的问题，包括缺乏工程指导：最佳ESP参数选择、抑制剂用量计算（考虑协同效应）、从连续注入到周期性注入热力学抑制剂的合理性论证，以及经济性评估。该研究发表在《Sci》。

**主要关键技术与方法**
研究人员以亚马孙半岛永冻土区某油气凝析油田（OGCF）的一口ESP油井为对象，基于Yu_2-6产层数据（高蜡原油，石蜡含量7 wt.%，低树脂含量3 wt.%）。关键技术包括：①ESP运行参数优化，通过泵型更换（从ESP-200-1350到ESP-125-1050）、设置深度（至1800米）和电机频率（至60 Hz）调整，利用Poettmann–Carpenter方法计算井筒热力学条件；②抑制剂剂量计算，基于热力学平衡方程和协同效应（考虑ARPD抑制剂中甲醇的热力学贡献与表面活性剂的动力学延缓作用）；③周期性注入制度设计，依据水合物成核时间与气液混合物（GLM）通过危险区间的传输时间比较；④平均故障间隔时间（MTBF）预测，采用多元回归模型并结合多个运行参数的影响系数；⑤经济评估，计算净现值（NPV）、盈利指数（PI）和折现回收期（DPP）。

**研究结果**
**3.1 优化ESP运行参数与沉积起始深度的偏移**
通过将ESP-200-1350替换为ESP-125-1050，设置深度增至1800米，频率调至60 Hz，GHD形成起始深度上移119.4米（25%），达到353.9米；ARPD形成起始深度上移72.6米（6%），达到1206.5米。优化后井底压力从3.56 MPa升至8.72 MPa，产液量维持在90.21 m³/天，改善了ESP运行条件。

**3.2 水合物抑制剂与ARPD抑制剂剂量的计算（考虑协同效应）**
所选ARPD抑制剂（浓度0.055 wt.%）使水合物平衡温度降低0.55 °C，结合ESP优化，甲醇初始剂量减少12.17%（从1.66降至1.46 g/m³）。ARPD抑制剂推荐剂量为0.66 g/m³产水，通过毛细管连续注入。

**3.3 周期性注入制度的选择**
水合物成核时间（50分钟）远大于GLM通过危险区间的传输时间（34秒），因此提出甲醇周期性注入方案：每30分钟注入2分钟，剂量1.46 g/m³；ARPD抑制剂连续注入。该方案维持水相甲醇浓度23.18 wt.%，同时大幅降低总消耗量。

**3.4 油井平均故障间隔时间的变化评估**
基于多元回归模型，优化后MTBF预计从277天增至419天（+50%）。主要改善因素包括：泵入口自由气含量降至22.5%（影响系数k₁=1.113）、泵温从116.7 °C降至86.2 °C（k₂=1.578）、入口压力从2.22 MPa升至7.53 MPa（k₃=1.899）、设置深度增至1800米（k₄=0.847）。

**3.5 抑制技术的经济效率评估**
八年经济分析显示，NPV达2929.65千卢布，折现回收期14个月，年收益约99.1万卢布，主要来自甲醇消耗减少、修井频率降低及机械/热力处理成本消除。

**讨论与结论**
研究证实了综合方法的有效性：ESP参数优化与化学抑制的协同效应使甲醇用量减少12.17%，并实现了周期性注入。MTBF提升50%，经济性良好。所提技术适用于高蜡（>6 wt.%）、低树脂原油，含水率>5%，气油比>50 m³/m³的永冻土ESP油井。未来需进行现场验证并探索更广泛的地质条件。
**研究结论部分翻译**：
本研究开发并验证了一种防止ESP油井中ARPDs和GHDs同时形成的抑制技术。通过综合方法（结合ESP运行参数优化与考虑协同效应的化学抑制），得出以下主要发现：
- ESP运行参数优化：将ESP-200-1350更换为ESP-125-1050，泵设置深度增至1800米，电机频率升至60 Hz，使GHD起始深度上移119.4米（25%），ARPD起始深度上移72.6米（6%）。井底压力从3.56 MPa升至8.72 MPa，改善了储层运行条件。
- 协同抑制策略：所选ARPD抑制剂与甲醇联合应用产生协同抑制效应，使研究井的甲醇用量减少12.17%。
- 周期性注入制度：所选ARPD抑制剂的动力学特性将水合物成核时间延长约50分钟，使连续甲醇注入变为周期性注入（注入2分钟，暂停30分钟），从而降低抑制成本。
- 油井可靠性提升：预测MTBF从277天增至419天（+50%），主要归因于泵设备温度制度优化、泵入口自由气含量减少以及入口压力条件改善。
- 经济性能：八年经济分析显示技术实施具有高经济可行性：NPV达2929.65千卢布，DPP为14个月。单井年节约近100万卢布。
- 推荐应用范围：建议用于永冻土条件下生产高蜡（>6 wt.%）、低树脂原油，含水率>5%、气油比>50 m³/m³的ESP油井。