高压低渗区块油井清防蜡技术研究

杨智勇

摘要：高压低渗区块原油凝固点低、油稠，结蜡现象严重，给采油队的基础管理带来了巨大的工作量和难度。本文通过对油井结蜡机理、影响因素、危害以及目前采用的各类油井结蜡治理手段的阐述，研究适合高压低渗区块油井清防蜡方法。

关键词：高压低渗区 油井 清防蜡技术

1 史深100区块概况

史深100区块位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间，主要含油层系为下第三系沙河街组中段。区块内原油油质重、粘度大、油稠、低饱和、含蜡高，密度为0.8580-0.9149g/cm3，动力粘度为11.0-224.7m.Pa.s，易结蜡，化验含蜡量在18%～35%之间，属于中高含蜡区块。

2 油井结蜡的机理、影响因素及危害

2.1 油井结蜡机理 原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃，是多种化合物的混合物。在开采过程中，随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出，原油溶蜡能力随之不断降低，达到一定条件时，原油中的蜡便以结晶体析出、聚集并沉积在油套管壁、抽油杆、抽油泵等管材和设备上，即出现结蜡现象。然而现场所遇到的蜡比上述组成也复杂得多：油井中那些与高碳正构烷烃混在一起的既含有其它高碳烃类，又含有沥青质、胶质、盐垢、泥砂、铁锈、淤泥和油水乳化液等的黑色半固态和固态物也称为蜡。

2.2 结蜡影响因素 原油中含蜡量越多，蜡分子的碳数越大，结蜡就越严重，这是油井结蜡的内因，而影响油井结蜡的外因有压力、温度、原油中水、胶质和沥青质以及机械杂质，原油流动速度、管壁特性等。其中温度和压力的变化是重要的影响因素。

2.3 油井结蜡危害 油管、抽油杆和抽油泵的结蜡，使井筒出油通道内径逐渐缩小，增加了油流阻力，抽油机载荷增加，泵效降低，降低了油井产能，有的甚至将井筒通道堵死，造成油井停产。抽油杆结蜡造成油杆长期超负荷运行，影响到抽油杆的使用寿命，抽油泵结蜡还会导致抽油泵工作失灵，严重影响抽油效率，甚至将泵卡死，损坏设备。

3 史深100区块结蜡油井治理现状

分析认为油井结蜡过程主要分为三个过程：①当温度降到析蜡点以下时，蜡以结晶形式从原油中析出。②温度继续下降，结晶析出的蜡聚集长大。③长大的蜡晶沉积在管壁或设备的表面上。

针对油井结蜡的三个过程，清防蜡方法可以分为防蜡、清蜡。很多生产现场及实验都证明了，结蜡后时间一长就很难处理掉，因此防蜡是油井生产维护的第一关。根据人们的生产实践和对结蜡机理的认识，为了防止油井结蜡，可以从以下3个方面着手：①防止蜡晶的析出。在原油开采过程中，采用某些措施（如提高井筒流体温度等），使得油流温度高于析蜡点，从而阻止蜡晶的析出。②抑制蜡晶的聚集。在石蜡结晶已析出的情况下，控制蜡晶长大和聚集的过程，使蜡晶处于分散状态而不会大量聚集。③改造不利于石蜡沉积的条件，如提高表面光滑度、改善表面润湿性、提高井筒流体速度等。

3.1井筒防蜡工艺 根据采取措施的手段不同，分为井筒防蜡工艺，地面清蜡管理两类。其中井筒防蜡工艺包括油管内衬和涂层防蜡、强磁防蜡器、电加热杆、防蜡杆，地面清蜡管理包括高压热洗、热油循环、化学清防蜡剂。

3.1.1 油管内衬和涂层防蜡 涂层防蜡是提高管壁的光滑度，改善表面润湿性（达到亲水憎油），使蜡不易沉积而达到防蜡的目的。应用较多的是玻璃衬里油管及涂料油管。但由于成本高，玻璃内衬易被刮掉造成管壁不好修复，再是偏磨刮掉的碎片等易使凡尔关不严致泵漏，因此在本区块未采用。

3.1.2 强磁防蜡器 利用永久磁铁技术，在井底安装特制的磁防蜡器，在液流通道内形成一个强磁场，使流经的液体蜡的晶格遭到破坏，从而防止了结蜡，延长了结蜡周期，效果较好。

3.1.3 电加热杆 电热清蜡就是利用电热杆或电缆把电能转成热能进行清蜡。由于这种方法现场管理要求太高，而且成本消耗大，对电网负荷要求高，不符合节能降耗的要求，故现在不再使用。

3.1.4 防蜡杆 从抑制碳化物晶核长大过程和胶质沥青质吸附着手，将防蜡杆下入油井中，使井筒中防蜡剂平均浓度保持在一定浓度，由于化学剂稳定分配在井筒内，随着原油的流动，改变原油中蜡晶之间降集，并在其分子表面形成一层活性水膜，使蜡晶微粒始终处于分散状态，延缓蜡晶聚集、沉积，达到清防蜡的目的。该工艺不用加药，不用洗井，减少了洗井费用；杜绝对油层的污染。

3.2 地面清蜡管理

3.2.1高压锅炉车热洗 高压热洗是目前史深100区块治理油井结蜡的常规手段，具有成本低效果明显的优点而被广泛应用。本方法通过地面高压锅炉车将达到热洗温度条件的热水从油套环形空间注入最后同原井液经筛管进入油管循环至地面，在此过程中通过热传递将热量传递给管壁上的蜡将其溶下随产出液循环至地面，还可以增加产出液的温度使其始终处在析蜡点以上从而使蜡无法析出。在热洗的具体实施过程中，每隔30min测电流一次，热洗温度、水量、时间按规定执行（时间4h以上、水量至少15m3），预洗、热洗、替洗把握好温度，防止泵卡。对于遇到电流过大、光杆下行慢等特殊情况，应及时采取活塞提出工作筒、提高排量、升高炉温等措施防止泵卡。但是这种清蜡方法也有些的缺点：热洗后有一定时间的排水期，油井产出液中含水上升；特殊情况下（粘土含量较高）可能导致热洗水压入地层，容易造成地层水敏，对此类井采取加药剂或热油循环清蜡。

3.2.2 防污染热油循环清蜡技术 针对诸多洗井工艺的不足，最近我们引进了防污染热洗清蜡工艺，该工艺是依靠抽油机提液作为动力，利用燃油产生的热量对油井自身产出液进行加热，加热后的液体从油套环空中喷注于油管外壁，使其顺油管外壁向下流淌，油管及其内液体自上而下逐渐加热到一定的温度后达到熔蜡进而清蜡的目的。该工艺以原井液为热洗介质，与地层配伍性好，不污染地层，无排液期、不影响产量；洗井后含水量没有变化，对水敏井、强水敏井的正常维护起到良好的作用，避免地层水敏；由于采用自上而下逐渐升温使井筒内蜡块逐渐溶化，不易使大块蜡晶体滑落造成蜡卡，另外工作时间长（8－10小时）使得管柱清蜡干净、彻底，从而能延长洗井周期。但是应用该工艺也受几种情况限制：产出液在5m3/d以下或油气比在200m3/t以上油井不适合该工艺洗井；由于本区块油稠、粘度大的特点易造成管线易堵，如冬天热洗时需专门配备压风机、水泥车等保顺利运行，这又增加了其他的费用成本。

3.2.3 化学清蜡剂清防蜡 通过加药装置将化学清蜡剂加入油套环空内，利用其自重流入井底并在油套环空的液体中继续下降，最后到油管的吸入口随原油一起沿着油管被举升到井口，在这过程中药剂不断地吸附在油管内壁表面起到清防蜡作用。

但清蜡剂也有些不足，如相对密度较小，对部分高含水油井不合适；加药受外界环境如路况、天气的影响；另外药剂本身所使用的溶剂毒性较大且易燃易爆，人工加药时注意安全防护，建议药剂泵连续加药，在保证效果的同时避免天气、时间等其它因素的影响。

4 结论和建议

通过各类清防蜡方法的不断摸索掌握，我们得到了对各类方法的效果评价。

油管内衬和涂层防蜡、电加热杆工艺因管理或成本等原因在高压低渗区块不适用；而强磁防蜡器和防蜡杆工艺由于防蜡效果较好、不用加药洗井、管理方便的优点还在使用，如条件允许可在无法热洗或加药的结蜡油井使用以延长结蜡周期；高压热洗效果较好，清蜡较彻底，成本较低，但对水敏井不适用，建议对水敏井采用加药或热油循环等手段清蜡；化学加药对延长结蜡周期具有不可替代的作用；热油循环清蜡工艺效果好，清蜡彻底，不影响产量，避免油井洗死，但适用于产液量5～25m3/d或油气比200m3/t以上结蜡油井。对结蜡严重油井采取井筒防蜡工艺与地面清蜡管理相结合的方法。

参考文献：

[1]李颖川.采油工程.北京：石油工业出版社.2002.2：359～363.

[2]李灵芝，潘新军，钱忆春，徐俊，丁院平.油井结蜡相关因素分析和清防蜡对策.小型油气藏.2004.6：47～51.