?前言
??? 石蠟是固體石蠟烴的混合物。多來(lái)源于原油中石油的分餾產(chǎn)物，化學(xué)構(gòu)成一般為碳鏈數(shù)為17—35的正構(gòu)烷烴。在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下， C17—C35的直鏈正構(gòu)烷烴呈固態(tài)。原油中若石蠟含量較高，將影響油井的正常生產(chǎn)，經(jīng)過(guò)幾十年的生產(chǎn)實(shí)踐，目前對(duì)消除原油采輸過(guò)程中的含蠟影響已有較成熟的配套工藝技術(shù)。在天然氣氣田開(kāi)發(fā)中，純氣藏較為普遍，個(gè)別為凝析氣藏，兩種類型氣藏中極少遇到含蠟問(wèn)題。新疆油田公司近年來(lái)所發(fā)現(xiàn)的產(chǎn)能大于40×104m3/d的氣田中，有三個(gè)氣田屬凝析氣藏，其中最大的為位于昌吉州的呼圖壁氣田，98年氣田進(jìn)行試產(chǎn)時(shí)，發(fā)現(xiàn)所產(chǎn)凝析油中含蠟，經(jīng)初步分析，得出氣田屬高含蠟氣田。
??? 呼圖壁氣田集輸工藝裝置有兩套。一套為初期投入運(yùn)行的臨時(shí)集輸工藝裝置，另一套為正規(guī)低溫集輸工藝裝置。前者投入近400萬(wàn)元，后者包括4口氣井的單井輸氣工藝共投資12644.8萬(wàn)元。在設(shè)計(jì)呼圖壁氣田正規(guī)低溫集輸工藝裝置及單井輸氣工藝裝置時(shí)，由于前期資料與實(shí)際生產(chǎn)有偏差，均未考慮防蠟因素。本文通過(guò)分析呼圖壁氣田凝析油中蠟的含量、性質(zhì)、對(duì)工藝的影響等，對(duì)氣田集輸處理系統(tǒng)防蠟工藝進(jìn)行了研究，主要研究?jī)?nèi)容如下：
??? 1? 高含蠟氣田防蠟工藝實(shí)驗(yàn)分析研究
??? 1.1? 應(yīng)用不同檢測(cè)方法對(duì)比分析，確定氣田石蠟的組分構(gòu)成
石蠟的含量通常由含蠟測(cè)定儀檢測(cè)得出，由此方法得出呼圖壁氣田凝析油中石蠟含量為3.66%。
近三十年來(lái)一種新的分離分析方法—?dú)庀嗌V檢測(cè)法正日漸被運(yùn)用到石蠟含量的檢測(cè)中，它主要檢測(cè)樣品的組分，即正、異構(gòu)碳鏈數(shù)的分布含量多少情況，分析人員再根據(jù)檢測(cè)所獲組分及石蠟的組分特性劃分出樣品石蠟的具體含量[1]。早期對(duì)原油中的石蠟碳鏈數(shù)劃分依據(jù)是以原油組分中正構(gòu)烷烴在C18—C26之間的含量做為固體石蠟的劃分依據(jù)[1]。用氣相色譜法對(duì)石蠟、家用石蠟、化學(xué)石蠟、石蠟烴進(jìn)行檢測(cè)后表明，固態(tài)石蠟的碳鏈數(shù)劃分并不固定，大致在C16—C36的正構(gòu)烷烴之間。
根據(jù)氣相色譜法的分析原理，在-10℃環(huán)境溫度下提取出呼圖壁氣田固態(tài)石蠟進(jìn)行分析，組分特征顯示為C12—C25的正構(gòu)烷烴，氣田工藝裝置中低溫分離器液相出口及儲(chǔ)存凝析油的混烴罐中凝析油氣相色譜分析表明，以C12—C25之間的正構(gòu)烷烴含量進(jìn)行石蠟劃分，呼圖壁氣田石蠟含量在10.82%—14.19%之間，與含蠟測(cè)定儀測(cè)出的3.66%值之間存在較大差異。分析認(rèn)為與氣田凝析油中低溫提取出的固態(tài)石蠟在常溫下呈液態(tài)有關(guān)，針對(duì)氣田液固態(tài)石蠟組分構(gòu)成的確定，首先，通過(guò)氣田初期的油罐油、閃蒸油相態(tài)分析，得出凝析油中凝析油中碳鏈數(shù)在C12及以上的含量分別是39.8349%和52.223%，但此碳鏈數(shù)包含了正構(gòu)烷烴與異構(gòu)烷烴數(shù)量，不能做為石蠟含量的確定依據(jù)。其次，通過(guò)密閉錄取凝析油樣進(jìn)行氣相色譜密閉檢測(cè)，得出呼圖壁氣田凝析油中正異構(gòu)烷烴所占的比例為22.34%。采用這一結(jié)論，對(duì)油罐油、閃蒸油相態(tài)分析檢測(cè)出的烷烴含量進(jìn)行固態(tài)石蠟及固液態(tài)合計(jì)石蠟含量劃分，得出以C18—C26的正構(gòu)烷烴做為固態(tài)石蠟的劃分依據(jù)，所獲氣田油罐油、閃蒸油中的固態(tài)石蠟含量（3.273%，3.078%）與含蠟測(cè)定儀確定的3.65%平均固體含蠟量較吻合；將C12—C26的正構(gòu)烷烴做為液固態(tài)石蠟的劃分依據(jù)，得出油罐油、閃蒸油中的液固態(tài)混合石蠟含量分別為8.90%和11.667%，與低溫分離器液相出口及混烴罐中凝析油氣相色譜分析得出的10.82%液固態(tài)石蠟含量同樣取得了一致。
經(jīng)過(guò)以上實(shí)驗(yàn)及對(duì)比分析，證明在常溫下，石蠟不僅有固態(tài)，還含有液態(tài)石蠟，同時(shí)，確定了呼圖壁氣田的液固態(tài)石蠟含量及石蠟組分構(gòu)成，為下步的防蠟工藝研究奠定了基礎(chǔ)。
1.2? 通過(guò)不同狀態(tài)下的實(shí)驗(yàn)分析，確定石蠟析出點(diǎn)的變化
??? 首先，對(duì)常溫下的凝析油進(jìn)行粘溫曲線分析，得出氣田凝析油石蠟析出點(diǎn)在-5℃左右，其次，針對(duì)氣田凝析油一部分是由低溫分離得出的現(xiàn)狀，對(duì)低溫處理后的凝析油進(jìn)行了兩種不同狀態(tài)下的密閉取樣分析，其結(jié)果顯示，不同低溫分離參數(shù)下，凝析油中石蠟析出點(diǎn)發(fā)生了變化，分離參數(shù)為0.8MPa、7℃時(shí)，石蠟組分為C12-C16，含量0.221%，析出點(diǎn)在-5℃左右；分離參數(shù)為0.7MPa、-2℃時(shí)，石蠟組分為C12-C16，含量0.806%，沒(méi)有出現(xiàn)石蠟析出拐點(diǎn)，表明低溫分離參數(shù)的防蠟關(guān)鍵在于處理溫度。
1.3? 通過(guò)針對(duì)性實(shí)驗(yàn)，掌握乙二醇防凍工藝對(duì)石蠟特性的影響
呼圖壁氣田地面工藝設(shè)計(jì)中，應(yīng)用了乙二醇防凍技術(shù)，即在天然氣集輸過(guò)程中加入乙二醇以避免節(jié)流過(guò)程中水化物的產(chǎn)生，節(jié)省工藝建設(shè)投資。為落實(shí)乙二醇對(duì)凝析油中石蠟的特性有無(wú)影響及影響規(guī)律，首先，分三種乙二醇濃度，對(duì)氣田中凝析油的粘度變化進(jìn)行了分析。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，加入乙二醇后，凝析油粘度有較大幅度的下降，但隨著濃度的增加，粘度并未按比例降低，而是在實(shí)驗(yàn)中加入0.15%最小乙二醇濃度時(shí)，粘度降幅最大，達(dá)86.3%左右；其次，在氣田凝析油樣品中，加入5種不同濃度的現(xiàn)場(chǎng)用乙二醇進(jìn)行凝固點(diǎn)檢測(cè)，隨著凝析油中乙二醇濃度的增加，凝析油凝固點(diǎn)始終為－16℃，比不含乙二醇的凝析油凝固點(diǎn)－18℃提高了2℃，實(shí)驗(yàn)證明，雖然現(xiàn)場(chǎng)用乙二醇本身的凝固點(diǎn)較低，在－30℃仍未凝固，但乙二醇可以提高凝析油凝固點(diǎn)，且不隨乙二醇濃度而變化。
1.4? 通過(guò)不同狀態(tài)下凝析油組分分析，確定不同處理參數(shù)下凝析油中的石蠟含量
呼圖壁氣田所產(chǎn)生的凝析油由生產(chǎn)分離器進(jìn)行一級(jí)分離，低溫分離器進(jìn)行二級(jí)分離，兩處分離出的凝析油進(jìn)入凝析油穩(wěn)定塔，穩(wěn)定后輸入凝析油儲(chǔ)罐外運(yùn)。對(duì)三處的凝析油組分進(jìn)行跟蹤分析，其結(jié)果顯示，進(jìn)行凝析油第一級(jí)分離的生產(chǎn)分離器石蠟含量最高，始終在12.5%左右。凝析油儲(chǔ)罐的石蠟含量與早期對(duì)比，由于低溫分離器的低溫分離控制參數(shù)由0℃左右降為-7℃左右，使凝析油中輕烴更多的分離出來(lái)，石蠟含量由14.19%降為9.795%。對(duì)低溫分離器、穩(wěn)定塔中凝析油進(jìn)行監(jiān)測(cè)，石蠟含量分別為0.221%與1.897%，也說(shuō)明因低溫分離出的輕烴C12及以上正構(gòu)烷烴含量的減少，是導(dǎo)致集氣工藝裝置處理出的凝析油中石蠟含量相對(duì)減少的主要原因。上述分析表明，低溫分離器的低溫分離控制參數(shù)對(duì)凝析油儲(chǔ)罐中的石蠟含量有決定作用，石蠟含量越低，凝析油中輕烴成分越高。
2?????????? 氣田防蠟工藝方案優(yōu)選研究
2.1? 氣井井口工藝方案優(yōu)選研究
呼圖壁氣田在地面工藝設(shè)計(jì)時(shí)，由于初期資料少，問(wèn)題反映不全，沒(méi)有考慮蠟對(duì)地面工藝的影響。在氣井的單井輸氣工藝設(shè)計(jì)時(shí)，采用了井口水浴爐加熱與井口注醇相結(jié)合的方法。即對(duì)距集氣站較近的氣井采取水浴爐加熱，節(jié)流后外輸?shù)墓に囋O(shè)計(jì)；對(duì)距集氣站較遠(yuǎn)的氣井采取井口注醇，0℃左右低溫輸氣的工藝設(shè)計(jì)，以降低地面建設(shè)資金投入。通過(guò)防蠟實(shí)驗(yàn)研究，確定出呼圖壁氣田屬高含蠟氣田，較高的析蠟點(diǎn)勢(shì)必會(huì)造成井口注醇設(shè)計(jì)的輸氣管線內(nèi)石蠟析出，進(jìn)而發(fā)生蠟阻塞管線的事故。由于問(wèn)題及時(shí)發(fā)現(xiàn)并改進(jìn)，使氣田兩口氣井得以及時(shí)修正工藝設(shè)計(jì)，在正規(guī)天然氣處理工藝裝置投產(chǎn)之際順利投產(chǎn)，使由于工藝設(shè)計(jì)不合理導(dǎo)致氣井不能開(kāi)井生產(chǎn)的情況得以避免發(fā)生。
2.2? 氣田集氣站工藝優(yōu)選研究
氣田集氣站工藝主要分四類，分別是：氣體處理工藝、液體處理工藝、注醇系統(tǒng)工藝和放空火炬系統(tǒng)工藝。其中能夠涉及到防蠟工藝的主要是氣體處理工藝和液體處理工藝。研究中以氣田凝析油中不同處理參數(shù)下的石蠟的析出點(diǎn)、石蠟液固態(tài)氣相色譜組分劃分為依據(jù)，通過(guò)氣體、液體處理工藝各部分可能析蠟部位設(shè)計(jì)參數(shù)分析、密閉氣相色譜實(shí)驗(yàn)分析，掌握了氣、液處理工藝的防蠟關(guān)鍵點(diǎn)，獲取了合理的工藝運(yùn)行參數(shù)界限。
2.3? 凝析油儲(chǔ)運(yùn)參數(shù)優(yōu)選研究
依據(jù)實(shí)驗(yàn)分析得出的呼圖壁氣田凝析油具有高含蠟、低初餾點(diǎn)易揮發(fā)，所含石蠟具有高析出點(diǎn)、高凝固點(diǎn)，隨溫度壓力升高石蠟含量將升高等結(jié)論，對(duì)氣田凝析油的儲(chǔ)存方式進(jìn)行了完善，確定了凝析油的安全拉運(yùn)準(zhǔn)則，對(duì)安全、高效生產(chǎn)銷售凝析油起到了重要作用。
3? 小結(jié)
3.1?? 對(duì)呼圖壁氣田單井工藝設(shè)計(jì)研究表明，采用乙二醇防凍低溫集氣工藝，易使凝析油中石蠟析出，阻塞天然氣流動(dòng)。以此為依據(jù)，通過(guò)修改單井井口工藝設(shè)計(jì)避免投資浪費(fèi)近500萬(wàn)元，同時(shí)也確保了氣井的及時(shí)投產(chǎn)，避免地面建設(shè)延誤造成大量經(jīng)濟(jì)效益損失。
3.2?? 通過(guò)研究呼圖壁氣田集氣站低溫處理工藝不同位置中凝析油的組分特性，掌握了氣、液處理工藝的防蠟關(guān)鍵點(diǎn)，獲取了合理的工藝運(yùn)行參數(shù)界限，使集氣站低溫處理工藝的再完善有了科學(xué)依據(jù)。
3.3?? 乙二醇防凍操作簡(jiǎn)單、可自動(dòng)控制、減少勞動(dòng)強(qiáng)度等，做為新工藝，近年來(lái)被廣泛應(yīng)用于天然氣、集氣站的工藝設(shè)計(jì)中，通過(guò)分析證實(shí)呼圖壁氣田天然氣集氣工藝中的乙二醇注入對(duì)凝析油的凝固點(diǎn)、凝析油粘度都會(huì)產(chǎn)生影響，這一研究結(jié)果對(duì)現(xiàn)場(chǎng)合理進(jìn)行乙二醇注入量控制提供了參考資料。同時(shí)，由于研究得出注入乙二醇后會(huì)造成凝析油凝固點(diǎn)變化，也為低溫分離器的工藝運(yùn)行參數(shù)合理調(diào)整提供了依據(jù)。
3.4?? 通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析，得出了呼圖壁氣田凝析油初餾點(diǎn)低、含蠟高、析出點(diǎn)高、凝固點(diǎn)高等特性。為此，對(duì)凝析油的儲(chǔ)運(yùn)提出了合理建議，它對(duì)減少凝析油的外銷經(jīng)濟(jì)損失，保證安全運(yùn)輸起到了積極作用。
3.5? 呼圖壁氣田生產(chǎn)凝析油中含蠟較高，其石蠟組分構(gòu)成與國(guó)內(nèi)及國(guó)際相比，石蠟品質(zhì)較好，個(gè)別指標(biāo)已達(dá)到精制蠟標(biāo)準(zhǔn)[2]，開(kāi)發(fā)利用價(jià)值較高；通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析獲取的石蠟特性為今后對(duì)呼圖壁氣田開(kāi)發(fā)石蠟資源打下了基礎(chǔ)
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