?前言
??? 石蠟是固體石蠟烴的混合物。多來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)過幾十年的生產(chǎn)實(shí)踐，目前對消除原油采輸過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題。新疆油田公司近年來所發(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400萬元，后者包括4口氣井的單井輸氣工藝共投資12644.8萬元。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。本文通過分析呼圖壁氣田凝析油中蠟的含量、性質(zhì)、對工藝的影響等，對氣田集輸處理系統(tǒng)防蠟工藝進(jìn)行了研究，主要研究內(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)用不同檢測方法對比分析，確定氣田石蠟的組分構(gòu)成
石蠟的含量通常由含蠟測定儀檢測得出，由此方法得出呼圖壁氣田凝析油中石蠟含量為3.66%。
近三十年來一種新的分離分析方法—?dú)庀嗌V檢測法正日漸被運(yùn)用到石蠟含量的檢測中，它主要檢測樣品的組分，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]。用氣相色譜法對石蠟、家用石蠟、化學(xué)石蠟、石蠟烴進(jìn)行檢測后表明，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，與含蠟測定儀測出的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)，針對氣田液固態(tài)石蠟組分構(gòu)成的確定，首先，通過氣田初期的油罐油、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，通過密閉錄取凝析油樣進(jìn)行氣相色譜密閉檢測，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，對油罐油、閃蒸油相態(tài)分析檢測出的烷烴含量進(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)過以上實(shí)驗(yàn)及對比分析，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，針對氣田凝析油一部分是由低溫分離得出的現(xiàn)狀，對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? 通過針對性實(shí)驗(yàn)，掌握乙二醇防凍工藝對石蠟特性的影響
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)，即在天然氣集輸過程中加入乙二醇以避免節(jié)流過程中水化物的產(chǎn)生，節(jié)省工藝建設(shè)投資。為落實(shí)乙二醇對凝析油中石蠟的特性有無影響及影響規(guī)律，首先，分三種乙二醇濃度，對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)場用乙二醇進(jìn)行凝固點(diǎn)檢測，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)行一級分離，低溫分離器進(jìn)行二級分離，兩處分離出的凝析油進(jìn)入凝析油穩(wěn)定塔，穩(wěn)定后輸入凝析油儲罐外運(yùn)。對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。凝析油儲罐的石蠟含量與早期對比，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，石蠟含量由14.19%降為9.795%。對低溫分離器、穩(wěn)定塔中凝析油進(jìn)行監(jiān)測，石蠟含量分別為0.221%與1.897%，也說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)對凝析油儲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，問題反映不全，沒有考慮蠟對地面工藝的影響。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，對氣田凝析油的儲存方式進(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)，通過修改單井井口工藝設(shè)計(jì)避免投資浪費(fèi)近500萬元，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?? 乙二醇防凍操作簡單、可自動(dòng)控制、減少勞動(dòng)強(qiáng)度等，做為新工藝，近年來被廣泛應(yīng)用于天然氣、集氣站的工藝設(shè)計(jì)中，通過分析證實(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)果對現(xiàn)場合理進(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，對凝析油的儲運(yùn)提出了合理建議，它對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)成與國內(nèi)及國際相比，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]，開發(fā)利用價(jià)值較高；通過實(shí)驗(yàn)分析獲取的石蠟特性為今后對呼圖壁氣田開發(fā)石蠟資源打下了基礎(chǔ)
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