固體藥劑清防蠟技術應用

摘 要:本文簡單論述了影響油井結蠟的主要因素和油井清防蠟常用技術，并重點介紹了固體藥劑清防蠟技術的原理、結構。本文調查、分析了油井清防蠟現狀，篩選出產量較低、井筒液體溫度低、原油粘度低、含蠟量高的部分油井在現場進行了固體藥劑清防蠟實驗。通過具體的實驗應用，對效果進行了分析，與常規熱洗、井口加藥相比較，得出了相關結論。

關鍵詞:清防蠟固體藥劑熱洗井井口加藥

中圖分類號:TE358文獻標識碼:A文章編號:1674-098x(2011)09(a)-0091-02

在原油生產過程中，由于溫度壓力降低以及輕烴的逸出，溶解在原油中的蠟會以晶體形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵，以及其他采油設備上，甚至在油層部位都會形成蠟的沉積。而這種結蠟現象，會對正常的原油生產造成影響，所以我們需要研究方案來解決油井結蠟的具體問題。

1 影響油井結蠟的主要因素

(1)原油性質與含蠟量對結蠟的影響。原油中輕質餾分越多，溶蠟能力越強，析蠟溫度越低，越不容易結蠟。

(2)溫度對結蠟的影響。當溫度保持在析蠟溫度以上時，不會結蠟，而溫度降到析蠟溫度以下時，隨著溫度的降低，析出的蠟就越多。

(3)壓力對結蠟的影響。當原油生產過程中井筒內壓力低于原油飽和壓力時，溶解在原油中的氣相從原油中脫出，降低了原油對蠟的溶解能力。同時還帶走了原油中的一部分熱量，促使油流溫度降低，更促進結蠟。

(4)原油中膠質和瀝青質對結蠟的影響。隨著膠質含量增加，析蠟溫度降低。膠質本身是活性物質，可以吸附在蠟晶表面，阻止蠟晶長大。而瀝青質是膠質的進一步聚合物，不溶于油，對蠟晶起到良好的分散作用。膠質瀝青質的存在使蠟晶分散的均勻而致密。因此原有中的膠質、瀝青質對防蠟和清蠟既有有利的一面，也有不利的一面。

(5)原油中的機械雜質和水對結蠟的影響。機械雜質和水的微粒都會形成結蠟核心，加速結蠟。

(6)流速和管壁特性對結蠟的影響。開始隨流速升高，結蠟量隨之增加，當流速達到臨界流速以后，由于沖刷作用增強，析出來的蠟晶不易沉積在管壁上，從而減緩了結蠟速度，結蠟量反而下降。管壁越光滑越不容易結蠟，表面親水的比親油的更不容易結蠟。

(7)舉升方式對結蠟的影響。舉升方式對油井結蠟有一定的影響。電潛泵和水力活塞泵采油因流動溫度高不易結蠟，而且也便于防蠟。氣舉中如果在井下節流時引起氣體膨脹吸熱，溫度下降造成結蠟嚴重，反之，井口節流時，在節流后結蠟會嚴重。因此，油井結蠟是影響油井高產穩產的突出問題之一，做好防蠟和清蠟是油井管理工作中的一項重要內容。

2 常用的清防蠟技術

油田常用的清防蠟技術，主要有機械清蠟技術、熱力清防蠟技術、表面防蠟技術、化學藥劑清防蠟技術、磁防蠟技術、微生物清防蠟技術等。

3 油井清防蠟現狀

經過調查，需要采取清防蠟、降粘措施的油井有228口，占全廠生產井總數的55.2%。這些井主要集中在6個采油工區的16個斷塊及零散井。各斷塊原油物性情況見表1。

從表1可以看出，每個斷塊的原油物性存在著很大差異，部分斷塊還具有高粘度、高凝固點，膠質瀝青含量高的“三高”特點，給油井的正常生產帶來一定的難度。

為了保證油井的正常生產，根據每個斷塊原油物性及生產特點，在油井清防蠟措施上主要采取了熱洗與化防相結合的方式，對個別熱洗、化防效果時間短、生產困難的油井采用井筒電熱電纜加熱技術，基本上滿足了生產的需要。

熱洗采用的是常規熱洗車洗井，近兩年統計每年全廠熱洗338井次，平均熱洗周期176天。

油井化防入井的化學藥劑主要是清蠟劑和降粘劑。2009年對我廠所用的化防藥劑進行了篩選試驗，對藥品的適應性進行室內評價，其篩選結果是:

(1)加藥類型:油井含水小于20%時，使用清蠟劑;油井含水大于20%時，使用降粘劑。(2)加藥量:300～500mg/l為合理加藥量。(3)加藥濃度:加藥濃度在30%時為最佳加藥濃度。(4)加藥周期:清蠟劑15天，降粘劑7天。

以次做為依據，用于指導現場加藥。去年對我廠的化防井進行了分類，劃分出加清蠟劑的油井104口、降粘劑油井124口。根據入井藥劑室內篩選結果并結合單井的實際情況，對單井的加藥量及加藥周期做了進一步的摸索，目前單井加藥量為40～150kg/次，加藥周期3～15天，保證了油井的正常生產。

但是，油井熱洗和加藥也存在著不足:(1)井熱洗時，洗井液進入地層會對地層造成污染。(2)洗井液進入井筒后，要將洗井液排出，使油井含水恢復到洗井前的含水，一般需要3天左右的時間。但對水敏性嚴重的文118、文119等斷塊，含水恢復到洗井前的含水要7天以上，最長的需要16天。(3)油井化防，從套管定期加藥，藥進入井筒后，隨產出液的排出而不斷減少，防蠟降粘的作用不斷減弱，效果逐漸變差，所以周期性重復加藥，增加了一定的工作強度。同時，由于藥劑受油井含水、產液量、原油物性等諸多因素的影響，可能會使部分油井加藥后，效果不明顯。

4 固體藥劑清防蠟技術

4.1 原理

固體藥劑清防蠟技術屬于化學清防蠟，它是將油溶性固體化學藥劑置于外筒為φ114mm鋼管與內筒為φ73mm油管的環行空間內，制成防蠟裝置，在油井檢泵作業施工時，將防蠟裝置安裝在抽油管柱的泵下或泵上合適的位置。防蠟劑在流動的原油中被溶解后，隨著產出液的提升，改變原油中蠟晶之間的聚集，同時在蠟晶點以上形成一層活性水膜，使蠟微粒在高分子聚合物作用下處于分散狀態，也不易在管壁表面沉積，而易被油流攜帶走，減少蠟組分聚集結晶的幾率，從而達到清防蠟的目的。

4.2 結構

固體藥劑清防蠟裝置的結構主要由外筒、內筒和固體藥劑三部分組成。外筒是直徑為φ114mm的鋼管;內筒是直徑為φ73mm的油管(21/2″油管)，在內筒上開有許多小孔，作為油溶蝕固體藥劑的通道，在內筒的兩端車有與油管聯接的絲扣。內筒和外筒通過焊接后，形成一個環行空間，是儲存固體藥劑的地方。

4.3 選井依據

(1)日產液量≤20t/d的油井;(2)井筒液體溫度在25～80℃，50～60℃時效果最好;(3)原油粘度低、含蠟量高的油井。

4.4 現場應用

現場試驗過程中分為兩個階段。第一階段，試驗前的準備階段。該階段是根據選井依據，篩選出適合該技術的油井。因此，以各斷塊的原油物性資料及油井的生產情況為依據，篩選出莫31、莫32、莫34、莫25、馬2、西36及劉李莊油田作為試驗區塊。同時，對上述區塊油井的生產資料及相關資料進行了收集和錄取。并且將油井的油樣送協作單位進行化驗分析。由化驗分析結果來確定固體藥劑的配方，并組裝成固體藥劑清防蠟裝置，以備下井使用。第二階段，現場實施階段。現場實施階段是結合油井的檢泵作業施工，將已經組裝好的固體藥劑清防蠟裝置安裝在抽油管柱適當的位置上。因此，固體藥劑清防蠟裝置在下井前，首先應確定其下入井內的深度。確定該裝置下入井內的深度主要是以選井依據中的“井筒液體溫度在25～80℃，50～60℃時效果最好”作為參考標準，以斷塊油層溫度為起始條件，結合油井的結蠟深度、下泵深度，用地溫梯度折算出該裝置的下入深度。其次是根據抽油管柱的設計，將固體藥劑清防蠟裝置隨抽油管柱下入井內。

5 固體藥劑清防蠟效果分析

對已實施固體藥劑清防蠟技術試驗的7口井進行了試驗前后的效果分析。

5.1 對莫31-10、莫32、馬423、馬105等4口井油樣的化驗分析

對莫31-10、莫32、馬423、馬105等4口井的油樣進行了化驗分析(馬423、馬105兩井化驗結果未出)，其結果見表2。

由表2可以看出，應用固體藥劑后，原油的粘度，凝固點下降，含蠟量升高(或基本不變)，說明有防蠟效果。

5.2 對莫31-10等6口井的生產情況進行分析

對6口井的生產情況進行了分析，除西36-18井試驗時間較短，無可比性外，由上表可知，莫31-10、莫32、莫31-3、馬423、馬105等5口井見到了一定的效果。這5口井實施該技術后，除馬423井洗井一次外，其它井不洗井、不加藥，5口井平均熱洗周期由試驗前的48天延長到目前的172天。抽油機懸點載荷、電流測試基本穩定、正常，且與試驗前相比有所降低，說明有防蠟效果。

另外，為了擴大固體藥劑清防蠟技術的試驗范圍，在任北奧陶的任866井進行了該項技術的試驗，從跟蹤測試的電流來看，已和實施前基本相同，分析認為，固體藥劑的配伍性化驗并沒有針對該區塊進行分析化驗，效果不明顯，表3。

三是從經濟效益上分析。以一年為一個周期，對實施固體藥劑清防蠟技術試驗的7口井，在2008年內熱洗次數、加藥量進行統計。

由上述統計，預測2009年7口井的經濟效益。

按洗井費4000元/次，清蠟劑4800元/噸、降粘劑7600元/噸計算，全年節省洗井費17.2萬元、加藥費9.82萬元，7口井進行固體藥劑清防蠟試驗投入7萬元。

經濟效益為:17.2＋9.82－7.0＝20.02萬元。

投入產出比:7∶20.8＝1∶3

6 結語

通過7口井采用固體藥劑清防蠟技術試驗與常規熱洗、井口加藥相比較，得出以下幾點認識與建議:

(1)固體藥劑清防蠟技術在其固體藥劑有效期內，藥劑的防蠟作用具有連續性，作用時間長，防蠟效果明顯。與井口加藥相比，減少了加藥的重復性，從而減輕了工人的勞動強度。

(2)固體藥劑清防蠟技術在其固體藥劑有效期內不用洗井。這樣，一是可以防止洗井液進入地層，造成對地層的污染;二是減少了由于排出洗井液而影響的產液量。

(3)由任866井試驗可以得出固體藥劑配方具有針對性。由于不同斷塊的原油物性不同，所以固體藥劑的配方也應不同。

(4)建議擴大該項技術的試驗范圍，尤其是在水敏較嚴重的斷塊作好該技術的試驗工作。

參考文獻

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