化学清防蜡

2024-07-24

化学清防蜡（精选7篇）

化学清防蜡篇1

一、概述

根据原油物性, 华北油田、大庆油田、大港油田等各大油田的主力区块多属于石蜡基原油。蜡含量一般在15%以上, 有的甚至高达30%。

该类原油在开采过程中, 会遇到石蜡不断析出进而造成油井、集输管线出现蜡堵问题。

解决石蜡析出造成的油井和管线堵塞问题常用技术包括物理清防蜡和化学清防蜡两类。其中, 物理清防蜡技术包括磁防蜡、超声波防蜡、通球清蜡、油井刮蜡器清蜡等;化学清防蜡技术主要是利用防蜡剂减缓石在油井和管线壁上的沉积, 然后周期性地配以化学清蜡剂进行清蜡。总体的工作方针是, 以防为主, 清防结合。

化学清防蜡技术是目前使用最广泛、效果最稳定有效的方法之一, 成为各油田生产单位的首选。

二、原油中蜡的结晶规律

原油中蜡含量超过3%一般即认为是含蜡原油, 含蜡量超过10%即被认为是高蜡原油。我国大部分蜡含量超过了10%, 如大庆、任丘等油田原油的蜡含量都接近15%, 甚至更高。

石蜡基原油在一定温度下, 蜡以溶解状态存在于原油中, 以下两种情况会破坏溶解平衡, 使蜡析出:

(1) 在开采过程中, 随着原油从井底沿井筒的流动, 原油的温度和压力下降, 天然气脱出, 降低了原油中低分子烷类对石蜡的溶解性, 蜡开始析出, 形成微晶并逐渐长大, 沉积于管壁表面;

(2) 在长输管道中, 随着输送距离的增加, 原油温度下降, 同样会破坏蜡的溶解平衡, 蜡的溶解度降低, 蜡晶形成并长大。

原油中析出的蜡是由C18~C35的正构烷烃 (石蜡) 组成, 同时含有少量的C35~C64的异构烷烃 (地蜡) 以及胶质、沥青质、泥砂、水等。

原油中蜡的析出并不断沉积在井筒、长输管线管壁上, 形成沉积层, 缩小了油流通道, 造成流动阻力增加, 甚至造成油井、管线停产。

原油中蜡的沉积与析出符合以下规律:

(1) 原油含蜡量越高, 结蜡越严重;

(2) 稀油比稠油结蜡严重;

(3) 油井开采后期较开采前期结蜡严重;

(4) 低产井和井口温度低的油井结蜡严重;

(5) 油井见水后低含水 (含水<30%) 阶段油井结蜡严重, 而含水升高到一定程度后, 结蜡有所减轻;

(6) 表面粗糙的油管比表面光滑的油管线结蜡严重;

(7) 出砂井容易结蜡;

(8) 油井结蜡严重的地方不是在井口或者井底, 是在油管一定深度, 此点与温度有关, 即原油中的蜡集中在某一温度段结晶析出。

为了有效避免石蜡沉积引起的生产事故, 必须对蜡的沉积引起足够的重视。目前解决该类问题一般贯彻“以防为主, 清防结合”的方针。虽然清防蜡的方法比较多, 但综合考虑高效、经济、适用性等各方面, 化学清防蜡仍是措施首选, 即连续向原油中加入防蜡剂以减缓蜡的沉积, 定期加入清蜡剂清除沉积出的蜡。

三、防蜡剂的分类、作用机理及现状

1. 防蜡剂的分类及作用机理按作用机理分:

(1) 管壁吸附型:该类防蜡剂加入原油中后, 会强烈地吸附在管壁上, 并在内壁形成亲水疏油层, 起到防止蜡在管壁上吸附和沉积的作用。其作用机理见下图。

药剂加入原油中后, 亲油基吸附在管壁表面, 亲水憎油基团伸入原油中, 阻止了蜡向管壁的运移和沉积, 达到防蜡的目的。

(2) 乳化水膜型:该类防蜡剂加入含水原油中后, 会将原W/O乳状液转化为O/W、水漂油、水漂O/W、水漂W/O等复杂体系, 体系外相为水, 不断析出的蜡被水包裹, 无法运移到管壁, 因此能有效地防止蜡的沉积。其作用机理示意图如下。

(3) 蜡晶改进型:即向原油中加入蜡晶改进剂, 蜡晶改进剂加入后使蜡晶无法按规整状态长大, 无法有效形成蜡晶, 从而减缓了蜡的析出, 另一方面析出的蜡吸附在管壁上后, 比较疏松, 致密性差, 容易被油流带走, 进一步减缓了蜡的沉积。以下是加入蜡晶改进剂后油井结蜡的结构性区别, 由图可见, 加入蜡晶改进剂后, 蜡晶结构松散, 且与管壁的着力降低, 容易被流体带走, 不会产生大量沉积。

(4) 复合型:即同时具有上述几种作用形式, 一般为复配型药剂, 通过药剂间的协同效应, 促进各功效的发挥。

按药剂状态分:

(1) 溶液型:利用兼具溶蜡功能的溶剂, 将防蜡剂制成溶液, 通过油井套管间歇、段塞式注入或由泵连续注入集输管线中。

(2) 固体防蜡块:将合适的溶剂、防蜡剂、缓释放助剂制成蜂窝状防蜡块, 下到井筒中并固定在抽油杆上。有生产过程缓慢溶解在油流中, 起到防蜡的效果。

2. 防蜡剂技术现状

目前, 原油防蜡剂的品种较多, 作用机理各有侧重、适用不同性质和不同生产阶段的原油。其中用到的表面活性剂主要有石油磺酸盐、二聚氧乙烯烷基胺、烷基苯磺酸、C12~C18烷基三甲氯化铵、聚氧乙烯烷基醚、聚氧乙烷基苯酚醚、聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚、山梨醇酐单羧酸酯聚氧乙烯醚、聚氧乙烯烷基硫酸酯等;用到的蜡晶改进作用的药剂包括稠环芳烃中的萘、蒽、菲、苊芘、苯并苊、甲基萘、二甲基萘、萘酚等, 还包括高分子中的聚乙烯、乙烯醋酸乙烯酯共聚物、乙烯丙烯酸酯共聚物、聚丙烯酸酯、乙烯-顺丁烯二酸十八烷基酯共聚物等;溶剂一般选用煤油、柴油、混合芳烃等。

防蜡剂中以蜡晶改进为主的防蜡剂适用范围较广、性能稳定而得到了应用单位的肯定, 但于由于其中的蜡晶改进剂在溶剂中的溶解度低, 使的加药成本较高, 其使用受到了一定的限制, 因此目前防蜡剂品种并不是很多, 虽然有许多石家生产的药剂称为防蜡剂, 但实际上是以清蜡为主。目前比较有代表性的防蜡剂有中国石油工程设计公司的HP、HFL、HJN、HBJ等、大庆油田、胜利油田等油田科研单位研制出的AX-218、KRQ-1等。

其中大部分药剂是不同作用机理药剂的复配物, 药剂间存在的协同效应大大提高了药剂的综合防蜡效果, 基本能满足生产过程对防蜡的要求。

目前许多研究单位的研究重点仍旧放在寻找新型的原料物质、针对不同性质的原油选择不同组成与配比、优化药剂形态及相应的使用工艺等方面。

四、清蜡剂的分类、作用机理及现状

1. 清蜡剂分类及作用机理

按作用机理分:

(1) 溶剂溶解:选用蜡的优良溶剂, 通过对沉积蜡的溶解或者溶胀, 使沉积出的蜡重新溶解在溶剂中, 并进入油流中被带走。

(2) 熔化清蜡:该类药剂进入原油系统中后, 会发生可控制的激烈反应, 产生大量化学热, 使原油产生高温段塞, 将已经沉积出的蜡熔化后, 随油流带出。

(3) 反应松化:该类药剂与沉积蜡接触后, 会与沉积物中的胶质、沥青质等极性物质反应, 生成水溶性物质随油流带走, 使致密的蜡沉积层变成蜂窝状, 结晶强度、与管壁的结合强度都大幅度降低, 可被油流带走达到清蜡的目的。

按药剂状态分:

(1) 油基清蜡剂:油基清蜡剂主要由溶剂、互溶剂、表面活性剂、增重剂等组成。其主要成分是溶剂, 其它组份起增效和提高使用性能的作用。由于溶剂为有机溶剂, 会进入到原油中, 因此从原油加工的角度考虑, 对溶剂的选择有许多规定。如二硫化碳、四氯化碳等溶剂, 虽然对蜡的溶解性极佳, 但由于带入原油的硫、氯等会使原油的加工过程的催化剂中毒而被限制使用。

(2) 水基清蜡剂:主要是以水为分散介质, 水中溶有表面活性剂、互溶剂等其它具有清蜡作用的物质。其中的清蜡物质可根据使用条件选择不同作用机理的化学物质。

(3) 乳液型清蜡剂:该类清蜡剂是油基清蜡剂与水基清蜡剂的复配产物。其中以水为外相, 水中溶解有表面活性剂、互溶剂等适用的清蜡物质组份;蜡的优良溶剂作为内相, 以乳化液滴的形式存在。这类乳状液在常温条件下是稳定的, 具有足够的贮存稳定性。但在油井或管线高温条件下经与原油接触会迅速破乳分层, 释放出其中的有机溶剂溶解析出的蜡。与此同时其它不同作用机理的化学物质一起作用于蜡层, 起到良好的清蜡效果。

2. 清蜡剂技术现状

由于我国石蜡基原油所占比例很大, 因此清蜡剂研究开展较早而且比较成熟。现有的清蜡剂品种较多。清蜡剂中常用的溶剂包括苯、甲苯、二甲苯、混合芳烃、汽油、煤油、柴油等;互溶剂主要包括正丙醇、异丙醇、乙二醇、丙三醇、丁醚、乙二醇单丁醚等;常用的表面活性剂包括磺酸盐类、季胺盐型、聚醚型、吐温型、平平加型、OP型等。

油基清蜡剂中, 原有的一些清蜡剂因为原料含有限用物质而被禁用, 如大庆Ⅲ号、BJ系列清蜡剂等。为了满足现场生产需要, 一些符合原油加工要求的清蜡剂被相继开发出来, 如北京迪威尔石油天然技术开发有限公司的DFL、DQL等, 大庆油田研制的大庆Ⅲ号以及其它单位研制的DW-8102、DW-8105、ME9104、BHO-1、LH-XⅢ等。

目前各单位研究的侧重点为寻找更高效、低廉的蜡溶剂、蜡晶改进剂以及具有协同效应的其它清蜡助剂, 同时通过改变药剂状态降低加药成本, 提高清防蜡效果。如中国石油工程设计有限公司的HP防蜡剂, 即做成固体状态, 下入到井中, 在油井温度下缓慢溶解, 降低了加药成本, 延长了药剂作用时间, 收到了良好的防蜡效果。

五、原油清防蜡技术的发展趋势

根据工业生产中对原油清防蜡剂的需求及现场生产实际情况, 原油的清防蜡剂呈现如下四个发展趋势:

药剂本身性能的提高:包括寻找新型高效的药剂原料, 降低药剂生产和使用成本。各研究单位在此方面的工作一直没有停止过, 致力于寻找更为廉价、高效的蜡溶剂和溶解性、防蜡性能更为优良的蜡晶改进剂, 同时研究更适宜的药剂使用方法, 包括改变药剂状态以及使用工艺等。在一定时期内, 该方面仍是研究工作的一项重要内容。

提高药剂的适用范围:目前大多数油田进入了中后开采期, 三次采油、油井出砂等使采出液组成发生了很大变化。原油中聚合物、泥砂含量等杂质含量增加, 这些物质可能成为蜡结晶的晶核, 并改变其原有的单一结晶状态, 这就要求清防蜡剂必须考虑杂质对蜡结晶的影响。

药剂与其它装置的配合使用:目前已证明具有清防蜡作用的技术包括超声波、油管内衬及防蜡涂层、强磁防蜡等。这些方法对抑制蜡的沉积和对沉积蜡结构的破坏表现出令人满意的效果, 但单独使用这些方法仍无法满足生产需要, 为此将药剂与这些新技术配合作用将极大提高清防蜡的效果, 并有效拓展技术的应用范围。例如超声波+固体防蜡剂技术、强磁防蜡器+表面活性剂清防蜡技术等。这些技术除要求选择合适的超声波、磁防蜡器等装置的参数外, 还应考虑其与药剂间的配合问题。

清防蜡综合性能:提高药剂的综合性能, 使药剂同时具有清防蜡的双重作用, 而且都基本上能达到单剂的作用效果, 简化加药工艺和加药成本, 提高技术应用效益。

六、化学清防蜡技术应用实例分析

DQL和DFL是针对国内石蜡剂原油的特性开发的高效清蜡剂和防蜡剂系列。在华北油田某区块生产中得到了应用, 并取得了很好的效果。

应用区块为典型的石蜡基原油, 在开采过程平均单井的洗井周期只有15~20天, 每次洗井用水30m3, 洗井时间4~5h。洗井后, 在2~3天的时间内油井只出水洗井水, 无原油产量, 严重影响了油井的生产时率。

采取以HFL防蜡剂进行防蜡处理, 以HQL清蜡剂定蜡的方法, 有效地解决了油井热洗频繁的问题。热洗周期由原来的15~20天延长至40~50天, 延长了一倍以上, 而且生产电流下降, 经济效益显著, 而且避免了洗井水对地层的伤害。

结束语

化学清防蜡技术作为效果稳定、使用工艺简单得到了广泛的推广应用。但在使用过程中, 存在着对环境危害风险, 绿色、环保的清防剂将是未来研究的方向与重点。

摘要：在石蜡基原油的生产过程中, 由于温度、压力等的变化会破坏石蜡在原油中溶解状态, 从而导致石蜡从原油中析出。其中部分析出的石蜡会粘附在管壁上, 造成管道流通面积减小, 进而引起集输管线压降损失严重, 能耗提高, 严重的甚至会造成油田停产。目前, 解决该问题最有效的方法是化学请防蜡技术。通过防蜡剂减缓石蜡的沉积速度和蜡的粘附牢固程度, 配以周期性用清蜡剂进行清蜡处理。

关键词：石蜡基原油,清防蜡,防蜡剂,清蜡剂

化学清防蜡篇2

目前油田普遍采用化学法清防蜡、清防垢, 油井用清防蜡剂和清防垢剂基本是开发初期优化的配方。随着开发时间推移、综合含水率的上升、开发区块的增多, 特别是近年来各区块原油物性差别的加大, 需结合区块原油特性及含水状况进行有针对性的药剂优化, 尤其是针对各稠油开发区块及生产中所反映出结蜡、结垢严重的区块。因此, 以配套于这些区块的高效开发为背景, 分别评价优化了5种清防蜡剂和5种清防垢剂, 优选出了适用于低渗透油田具有高防蜡率和高防垢率的清防蜡剂及清防垢剂, 从而指导现场试验, 有效降低因蜡、垢卡泵的几率。

1 原油物性

测试了普通井产区、高含水产区、低含水产区、蜡垢沉积严重产区及稠油产区等5个区块原油的物性。普通井产区、高含水产区和低含水产区原油的黏度低, 50℃时为10-20m Pa.s, 含蜡量在20%左右, 析蜡温度约50℃;蜡垢沉积严重产区和稠油产区原油的黏度则较大, 50℃时均大于35m Pa.s, 含蜡量约为25%, 析蜡温度均高于55℃, 这必然导致生产过程中油井结蜡严重, 对清防蜡技术提出更高要求。

2 清防蜡剂和清防垢剂的性能评价

对应于5个生产区块, 选配相应的采油助剂, 编号依次为普通井、高含水井、低含水井、蜡垢沉积严重井及稠油井。其中清防蜡剂均属蜡晶改性型, 通过清除蜡沉积物、改变蜡晶形态而起清防蜡作用;清防垢剂均为多元聚合物型, 通过与成垢阳离子的螯合而达到阻垢目的。

2.1 清防蜡剂评价

对应于5个区块的基准原油介质, 参照执行SY/T6300-2009《采油用清防蜡剂技术条件》、Q/SYDQ0828-2006《防蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》评价了5种清防蜡剂。评价结果表明, 普通井清防蜡剂和低含水井清防蜡剂的溶蜡速率在0.016g/min以上, 防蜡率和降黏率均超过了30%;高含水井清防蜡剂、蜡垢沉积严重井清防蜡剂及稠油井清防蜡剂的溶蜡速率都在0.016g/min以上, 但其防蜡率和降黏率均低于30%的技术指标要求。

2.2 清防垢剂评价

参照执行SY/T5673-93《油田用防垢剂性能评定方法》、Q/SYDQ0830-2006《缓蚀防垢剂产品验收和使用效果检验指标及方法》及GB7476-87《水质钙的测定EDTA滴定法》评价了5种清防垢剂。结果表明, 其中低含水井清防垢剂和蜡垢沉积严重井清防垢剂的防垢率未达到80%的技术指标要求。

3 清防蜡剂和清防垢剂的优选

鉴于所评价高含水井、蜡垢沉积严重井、稠油井3种清防蜡剂样品及低含水井、蜡垢沉积严重井2种清防垢剂样品的关键性能指标在技术要求范围之外, 进一步对助剂产品进行了改良优选。经改良后, 3种清防蜡剂的溶蜡速率均大于0.016g/min, 防蜡率、降黏率均达到30%以上, 且防蜡效果的提高幅度更为显著;2种清防垢剂的防垢率也都超过80%, 满足技术指标要求。

3.1 清防蜡剂用量优化

在对清防蜡剂优选、改良及效果检验的基础上, 分别开展用量优化实验, 比较各区块所选配清防蜡剂在0.25%、0.50%、0.75%、1.00%、1.25%、1.50%、1.75%及2.00%等不同用量时的清防蜡效果。

不同用量时的防蜡率和降黏率评价结果如图1, 可以看出, 用量增加, 清防蜡效果改善, 但当用量成倍增加时, 防蜡率和降黏率指标并不会有倍数的提高, 不过防蜡率的提高幅度要大于降黏率。从用剂成本最低出发, 结合药剂应用浓度与防蜡率之间的变化关系特征, 可确定相应清防蜡剂的优化用量。

任何原油析蜡都遵从共同的规律:它是一个随温度逐渐变化的过程, 并伴有热效应, 对不同原油来说, 析蜡的热特性参数不同, 且具有特征性, 为定量地表征析蜡, 通常可以用析蜡点、析蜡峰温等特征值进行描述。析蜡过程发生后, 在管壁固液界面附近析出的蜡晶将会沉积下来并形成结蜡层, 即为所谓的结蜡。

3.2 清防垢剂用量优化

在对清防垢剂优选、改良及效果检验的基础上, 分别开展用量优化实验, 比较各区块所选配清防垢剂在0.20%、0.50%、0.80%、1.10%、1.40%、1.70%及2.00%等不同用量时的防垢效果。结果如图2, 可以看出, 用量增大, 防垢率提高, 防垢性能变好, 且在低浓度 (<1.0%) 范围内, 提高幅度比较显著。

同样, 从用剂成本最低出发, 结合药剂应用浓度与防垢率之间的变化关系特征, 可确定相应清防垢剂的优化用量。

4 结论

(1) 含蜡量高、析蜡温度高、流动性差是低渗透油田各主要生产区块原油的普遍性质, 其中以蜡垢沉积严重产区及稠油产区最为突出, 这些特性必然会造成油井生产过程中有严重的结蜡。

(2) 不同开发区块注入水水质的矿物组成差异并不大, 平均总矿化度约380mg/L, 成垢阳离子含量约60mg/L, 阴离子以HCO3-为主, 具有“轻度结垢”或“严重结垢”的倾向。

(3) 在与油水介质配伍性分析的基础上, 先后评价并改良优选了适合于5个区块的清防蜡剂及清防垢剂。其中, 清防蜡剂的溶蜡速率指标达到了0.016g/min以上, 防蜡率及降黏率指栎均超过30%, 清防垢剂的防垢率指标大于80%。

参考文献

[1]徐梅, 等.低压水敏储层清防蜡技术[J].石油与天然气化工, 2010;39 (5)

油井清防蜡探讨篇3

在石油化工中, 石蜡主要是C15-C70的直链烷烃, 其中有部分胶脂、沥青、和机械杂质, 石蜡溶点为49-60℃。根据原油中含蜡量的多少, 分为中低含蜡原油 (含蜡量<10%) , 高含蜡原油 (含蜡量>10%) 。一般结蜡过程分为蜡晶析出、长大和沉积三个阶段。清蜡和防蜡方法就是通过各种手段将结蜡过程控制在任何一个阶段的技术措施。

黄沙坨油田主要以热洗清蜡和化学清防蜡延长油井免修期。

1 热力清蜡方法

热力清蜡法是通过加热手法使已结积的蜡受热软化、熔化, 最后随油流出来, 达到清蜡目的。其中包括热油洗井、热水洗井和各种电加热清蜡方法。

热油洗井是应用最为广泛的一种清蜡方法, 操作工艺简单, 见效快, 成本低, 其缺点为造成不同程度的地层蜡堵。热油洗井, 一般是按照井筒容积, 设计洗井原油量。用熔蜡车直接将原油加热到65-149℃, 然后用泵打入油管或油套环空。直接打入油管, 因蜡沉入井底或被推入油层, 会造成严重的地层蜡堵, 所以比较常用的是环空注热油洗井。

2 机械清蜡方法

机械清蜡法是利用地面绞车 (手摇绞车或电动绞车) , 通过绕在绞车滚筒上的钢丝绳绕过滑轮, 系好清蜡工具 (刮蜡片或麻花钻头, 铅锤或加重杆) , 经防喷管下到油管中, 在结蜡部位上下移动, 以机械刮削方式清除油管、抽油杆及输油管线中沉积的蜡质。工艺主要为:刮蜡片、柱塞提升、抽油杆刮蜡器和清管器等。

机械清蜡的缺点为清除的积蜡易落入井底, 堵塞孔眼和近井地层, 对设备的磨损严重。现大多被热油洗井或化学方法取代。

3 化学清蜡方法

3.1 表面活性剂型防蜡剂

这类防蜡剂分油溶性和水溶性两种。油溶性活性剂是通过在蜡晶表面的吸附, 使之变成极性表面, 从而避免非极性蜡的进一步析出。水溶性活性型是通过在结蜡表面, 如油管、抽油杆等设备表面的吸附, 使之水湿, 阻止蜡在上面沉积。另外水溶性活性剂还可使含蜡油乳化, 起到防蜡作用。

3.2 高分子型防蜡剂

这类防蜡剂实际上就是通过改变蜡晶结构而达到防蜡目的的。这类高分子防蜡剂是具有石蜡链节的支链型分了聚合物。所以应用时将其溶于油中连续注入或挤入油管, 与含苞欲放蜡原油混合, 便会在很低浓度的情况下形成遍布整个磁油的网络结构。蜡在其上析出, 但彼此分开、其结构空散、疏松、随油流产出, 从而减少了井中的结蜡。另外这种防蜡剂还可降低原油倾点和粘度, 改善原油的流变性。

3.3 稠环芳烃型防蜡剂

这类防蜡剂量是由两个或多个苯环分别共用两个相邻碳原子而成的芳香烃, 如萘、菲、蒽、苊、萘并萘、芘、苯并苊及其衍生物组成。它们与原油中的胶质、沥青相互配合起到防蜡作用。作用机理之一是石蜡晶核析出以前使沥青质作用为晶核大量析出, 使蜡晶以分散状态悬浮在油流中被产出, 二是参与组成晶核, 即胶质沥青吸附在晶体表面, 特别是吸附在晶体的棱线和顶点, 使晶核扭曲变形, 从而阻碍蜡晶的生长, 起到防蜡作用。

4 化学清防蜡技术的发展趋势

一次措施解决多种与蜡相关的问题是目前化学清防蜡技术的发展方向, 即用一种化学剂达到有效清蜡的目的, 同时又能起到破乳, 甚至进一步防蜡作用、延长检泵周期。目前, 高效、多功能、低成本的水基乳液型清蜡剂是清蜡剂量的研究和发展方向。这种清蜡剂量是油基、水基溶剂与具有综合效能有多种表面活性剂量复配, 并改变乳化方式, 在减小表面活性剂用量的同时, 提高乳液的稳定、润湿、渗透、分散等性能。它集润湿、渗透、分散、溶解于一身, 具有高效清蜡作用, 同时也兼有防蜡功能。

如由烷基磺酸盐、烷基芳基磺酸盐、聚乙二醇乙醚二特丁基苯酚配成的药剂, 一次处理即可达到有效清蜡、破乳 (原油高含水期开采易开成油包水型乳状液) 和进一步防蜡的目的。

防患于未然是最佳措施。防蜡剂量的研究主要向蜡晶改进的方向发展, 即向高分子型防蜡剂方向发展, 因为这类防蜡剂易针对具体的油井蜡的极性、非极性链的比例, 设计出适合具体含蜡原油的高分子防蜡剂。并且高分子防蜡剂是固体、而且作用浓度低, 使用方便, 水力压裂时还可随支撑剂置入地层, 或以蜡棒的形式置于井底, 起到长效防蜡作用。这类防蜡剂是聚乙烯与其它各种抑制剂的结合物, 目前, 在国外应用十分广泛。

5 结论

以上几种方法各有优点和缺点, 有些使用仍然不尽人意, 最好的方法是将化学法、加热法或化学、机械法结合起来同时使用, 以达到清蜡、防蜡效果最佳和最经济的目的。通过学习, 我对油井清蜡防蜡的新方法有了新的认识和了解特别是在油井热洗中充分锻炼了解决问题, 分析问题的能力, 并且取得了较为理想的结果。

参考文献

[1]《油井防蜡技术的进展》西南石油学院637001四川南充任皓曾洁。

[2]《油井清蜡剂的新发展》大庆油田公共汽车公司常明林编译

[3]《清防蜡技术现状》中国石油天然气总公司信息研究所何艳青编译。

抽油井清防蜡技术研究篇4

1 油井自动清蜡器工艺

1.1 原理与结构

抽油机自动清蜡器工艺是近年来新兴的机械清蜡技术, 其装置的核心部件主要由步进簧、连刀体、换向齿构成, 操作时需配合上换向器、下换向器和安全节成套使用。

自动清蜡器的工作原理是:安装在抽油杆上、下换向器之间的清蜡器主体随抽油杆的上下做往复运动, 行进过程中, 连刀体会自动刮除内部抽油杆及外部油管壁上的蜡质、胶质、水垢等粘结物。而采用先进聚磁技术和稀土强磁材料设计制造的安全节则被设置在下换向器与泵筒上部的油管上, 具有强磁特性的安全节既可改善油流的物性, 又能防止磁性钢铁小物件落入泵中。

1.2 现场安装及应用情

为了解决新疆吐哈油田积蜡现象严重的问题, 自动清蜡器推广应用之初即把该区块作为重点试验区域, 先后在该多个矿场油井处理进行安装调试。综合考虑该区块油层的积蜡特性, 设计在井下10米处安装上换向器, 而下换向器最终确定在井下1000米左右, 安全节则被固定在距下换向器10毫米左右的位置以以防止磁性颗粒坠入泵中, 安装在上下换向器之间的刮蜡器可以在该区间内周而复始的往复运动, 以达到连续清蜡的目的。

投入现场使用的自动清蜡器, 除了一台出现掉井现象外, 其余设备均运行正常, 使该区块的油井产量得到了确实的保障。以区块内的一口油井为例, 该井在2009年投产初期时为自喷井, 投产当月的日井产液量为30.6t, 其中原油产量30.1t, 含水1.8%。2009年年末, 由于油层能量不足, 该井停喷。该井从自喷到停喷的短短三个月内就出现了严重的结蜡现象, 平均一周就需要使用自喷井机械刮蜡设备清理一次, 清理工作量十分繁重。为此, 在该井停止自喷后投入一台型号为62JL-04型自动清蜡器, 具体的清蜡工艺为:将44mm长泵投入井深1600m处, 抽油杆采用Φ22mm HY高强度杆与640m+Φ19mm普通抽油杆960m两级组合的方式, 上换向器与下换向器分别设置在井下10m和1200m处, 清蜡器则安装在上、下换向器之间。由于该井位于含蜡度较高的区块, 采用常规的热洗工艺, 清洗周期为30天, 一年洗井次数多达12次。同时, 该区域地层为水敏地层, 渗透率低, 当部分洗井水进入地层时排除周期至少需要3天, 严重影响了油井产量。自从应用自动清蜡技术至今, 该井保持了连续作业10个月未进行热洗清蜡的记录, 示功图未出现结蜡现象, 抽油机悬点栽荷始终稳定。目前, 该油井日产液量为12.1t, 日产油量11.8t。

2 不同清蜡方式年投资费用对比

从表2可以看出, 自动清蜡工艺与常规的热洗和化学清蜡工艺相比具有诸多优点, 如:清蜡频率及及施工用远远低于热洗清蜡工艺;自动清蜡工艺的年费虽然多于化学清蜡法, 但下表所列费用并未包含药罐及人工费用, 因而化学清蜡法实际发生的费用要超过自动清蜡工艺。

3 油井自动清蜡技术评价

(1) 清蜡效果彻底, 能够有效地清除油杆及油管内壁上的积蜡;自动清蜡技术属于机械清蜡方法的一种, 不用洗井液, 对油层无污染;清蜡效率高, 不影响油井产量。

(2) 自动清蜡装置结构简单轻便, 精小耐用, 操作过程不受温度及泵挂深度限制, 易于管理, 在水敏性地层具有广阔的应用前景。

(3) 由于自动清蜡装置自身的结构特点只适中型及大型井口的作业操作, 对于油管内径窄小的小井眼不能适用, 因此应用范围受到了一定限制。

(4) 目前, 受到自身结构的限制, 自动清蜡工艺只适用于直井和斜井的直井段, 在井斜超过10°的清蜡区段, 清蜡器主体将无法正常运行。

(5) 现阶段, 自动清蜡技术不能对深井泵阀处的积蜡进行清理。若在作业时发现泵阀处积结蜡, 则需采用热洗或化学清蜡工艺进行处理。

4 结论

(1) 在积蜡现象严重的高产井区推广和应用自动清蜡工艺, 可降低清蜡成本, 延长清蜡周期, 避免了使用传统热洗及化学清蜡工艺对地层所造成的污染;并且能够大大提高油井的生产时效。

(2) 采用机械采油原理的自动清蜡技术, 在不增加井下辅助装置的情况下, 依靠抽油杆的上、下提拉运动, 高效彻底的完成油井的自动清蜡。延长了油井的有效生产周期, 降低了抽油机悬点载荷, 较大幅度的提高了油井产量。

参考文献

[1]王仲广.清防蜡工艺技术浅谈[J].精细与专用化学品, 2011, (10) .[1]王仲广.清防蜡工艺技术浅谈[J].精细与专用化学品, 2011, (10) .

[2]武继辉, 孙军, 贺志刚, 喻西崇.油井清、防蜡技术研究现状[J].油气田地面工程, 2004, (07) .[2]武继辉, 孙军, 贺志刚, 喻西崇.油井清、防蜡技术研究现状[J].油气田地面工程, 2004, (07) .

[3]张怀文, 古丽加瓦尔, 周江, 段强.国外油井清防蜡工艺最新进展[J].新疆石油科技, 2003, (03) .[3]张怀文, 古丽加瓦尔, 周江, 段强.国外油井清防蜡工艺最新进展[J].新疆石油科技, 2003, (03) .

抽油井清防蜡技术应用分析篇5

1 清防蜡应用情况

1.1 结蜡机理及其影响因素

从井底到井口油管井液举升过程中, 温度逐步降低;压力降低, 导致原油中溶解气析出、膨胀, 井液温度进一步降低, 溶解于原油的固相烃类 (C16-C62) 析出, 形成石蜡、附着于油管和抽油杆。结蜡过程包括蜡晶析出形成晶核、结晶长大和沉积阶段。

井筒压力高于饱和压力时, 蜡的初始结晶温度随压力降低而降低;低于饱和压力时, 蜡的初始结晶温度随压力的降低而升高。因此, 生产管柱上部结蜡较为常见。

原油中水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大, 但井液中细小砂粒等成为石蜡结晶的晶核, 加剧结蜡;随着含水增加, 通常结蜡程度会有所减轻, 一是由于井液高含水在管壁形成了连续水膜, 二是地层水比热容高, 井筒温降放缓。

1.2 清防蜡技术适应性探讨

化学清防蜡是油田最常用技术, 通过加注化学药剂, 减缓抑制蜡晶生成、聚集, 减弱油井结蜡速度, 改善井液流动性, 起到防蜡清蜡作用。

物理清防蜡技术利用物理场来抑制蜡的形成和粘附。目前应用较多的是油管电加热、强磁防蜡器等。强磁防蜡器通过磁场作用抑制蜡晶生成, 其现场应用效果差异较大。主要影响因素有场强、磁场作用方向、井液流速与性质等。

微生物清防蜡筛选合适的微生物菌种使其在近井地层、井简内大量繁殖, 生物降解原油中饱和碳氢化合物、胶质和沥青质。微生物在代谢过程中产生的表面活性剂和生物乳化剂还能改善油层的润湿性、提高油藏渗透率、增加油井产量。但微生物技术不具有广谱适应性, 必须配伍试验再试用。

固体防蜡剂由高分子聚合物PE和其它多种助剂复配而成, 是一种高分子型防蜡剂, 它是在高温高压和氧引发下聚合而成的, 是支链型结构, 易于在油中分散并形成网状结构。由于高分子聚合物PE和石蜡链节相同, 在浓度很小时, 就能形成遍及整个原油的网络结构, 所以石蜡易在其网络结构上析出, 并彼此分离, 不相互聚集长大, 也不易在油套管内壁表面沉积, 而很易被油流带出地面。

1.3 现场应用与分析

南堡2-3平台日常清防蜡管理以化学清防蜡为主, 物理清防蜡为辅。化学清防蜡有一定不足:一是药剂种类单一油藏针对性较差, 效果不尽人意。二是药剂扩散慢, 尤其在冬季液面深的油井药剂不能充分扩散溶解而凝固在油套环空内, 动液面测试经常有假液面现象。若油井液面浅, 药剂比重小不能迅速到达泵口, 清蜡效果大打折扣。

防蜡块具有缓慢释放效果持久稳定特点, 正常使用寿命1~2年。分别在NP23-X2264、NP23-X2306、NP23-X2410、NP23-X2282和NP23-X2229井进行应用, 效果分析如下。

(1) NP23-X2264井2009/5/14日下入固体防蜡块, 为确保清防蜡效果, 分别在5/28、6/12及7/10日加微生物50Kg, 由于杆应力平稳停加微生物 (井下抽油杆配套多功能扶正器, 上下运动时对油管内壁软蜡具有刮削作用) 。8/15日应力没有突增, 但已有增大趋势, 说明结蜡逐渐加重。10/27日作业起出管、杆发现0~800m结蜡严重 (如图1) 。

(2) 选取3口井实验, 其中2口井定期加微生物, 1口不加任何药剂。NP23-X2410和N P 2 3-X 2 2 8 2井定期加微生物, N P 2 3-X2306井不加药。加微生物2口井杆应力正常, 且有下降趋势, 清防蜡效果显著;图4杆应力忽大忽小不稳定, 清蜡效果不佳 (如图2, 3) 。

(3) NP23-X2229下入固体防蜡块, 发现应力逐渐变大, 加入高效清蜡剂辅助清蜡, 由图5可见, 清蜡效果较好。由于防蜡块与高效清蜡剂存在化学反应, 又不允许热洗清蜡, 否则加速其溶解缩短使用寿命, 两者不能配套使用。

(4) 选一口无防蜡块油井加微生物, 进行载荷跟踪。NP23-X2207井加微生物期间, 杆应力虽有波动, 但总体呈下降趋势, 究其原因, 可能是随着生产时间增长, 未被细菌完全蚕食剩蜡累积所致, 需及时调整加药量观察, 实际效果有待跟踪。 (如图6)

由于高效清蜡剂抑制微生物生长, 不做对比分析。综上所述, “防蜡块+微生物”方式清蜡效果良好。

2 结论与认识

(1) 化学清防蜡技术仍为油田清防蜡的主要方式, 油井加药制度只能根据生产摸索完成。

(2) 对于油井来说, 单一的清防蜡方式不能起到预期作用, 需结合实际采用多种措施搭配, 方能达到良好效果。

(3) “防蜡块+微生物”方式应用效果良好, 具有较好推广价值。

摘要：结蜡是采油管理中一个普遍的现象和问题, 该项工作必须常抓不懈。本文介绍了防蜡块在南堡2-3平台油井应用情况, 实践摸索出“微生物+防蜡块”组合使用效果理想。

论清防蜡新工艺的推广应用篇6

一、传统清蜡方式存在的问题分析

1. 漏失油井洗井时造成压井而影响产量

漏失井在采取洗井措施时, 会对油井造成不同程度的压井, 并由于漏失影响了清蜡效果, 减少了油井生产时率。经调查统计在108口漏失井中有清蜡措施井49口, 其中需要洗井的25口, 由于洗井压井每年影响产量约1500t。

2. 原油洗井时不能完全回收, 且清蜡所需成本较高

原油洗井仍在我区广泛应用, 每口井洗井用油量一般在36t, 主要针对低含水 (<30%) 和产量高的油井, 因地层不同程度的漏失, 油洗井造成原油不能全部回收, 回收率高的井达80%, 最低的仅20%, 若按70%回收计算, 年损失原油1050吨。传统原油清蜡主要采用微生物清蜡, 但是清蜡成本较高, 不能适应生产的需求。微生物清蜡价格昂贵, 并且菌种不能完全满足油井清蜡需求, 造成清蜡效果较差, 全区现有3口微生物清蜡井, 全年微生物费用10万元以上。

3. 单卡 (死) 管柱井清蜡因关井, 影响生产时率

单卡 (死) 管柱油井清蜡困难, 主要采取油管关井加药清蜡, 每次加药都要关井10~12小时, 影响了生产时率、造成了产量损失, 现全区有单卡管柱井42口, 其中清蜡井12口 (有4口井已下入声波防蜡器) , 每年由于关井加药影响产量达300t。重点、疑难油井清蜡困难。对一些高含蜡井、出砂严重井、单卡 (死) 管柱井等的清蜡, 还未寻求到一个好的清蜡措施, 如单卡 (死) 管柱井不能按常规方法洗井, 只靠油管关井加药, 长此以往, 易造成油井蜡卡停产。

二、加强清蜡新工艺的推广应用的具体对策

1. 空心抽油杆热洗技术

空心抽油杆技术是根据油井结蜡井段, 在井内下入600-800m空心抽油杆, 其内径25mm、外径36mm, 空心抽油杆下端安装有单向阀体, 改变了传统反循环洗井方法, 采用水热洗介质14-20m3、低档小排量由空心杆内注入, 经单向阀体返流到油管内, 与油流一起排入生产干线。

空心杆洗井循环路线不会破坏原采出平衡压力, 因而油井处在正常的生产状况, 避免了油井激动, 对出砂井洗井可防止砂卡、砂埋油层, 延长油井的作业检泵周期。空心抽油杆热洗时, 由于洗井液直接由空心杆内打入, 采用低档慢速洗井, 洗井液温度达到90℃以上, 返出温度也较高, 一般70℃左右, 直接将空心杆外壁及油管壁上的积蜡熔化成细小块状和液态, 随液流带入地面流程及生产干线, 对高含蜡及低能间喷井有着较好的清蜡效果。空心杆热洗只需14——20m3循环, 较常规36m3洗井液用量减少16——22m3, 无需用原油, 节约热洗用油及洗井车辆。

2. 声波防蜡器解决单卡 (死) 管柱井清蜡

声波防蜡器是一种用于井下的新型防蜡装置, 安装在抽油泵与筛管之间, 利用超声波原理, 通过井筒内液流混合物流动时产生的声波振动, 破坏原油中蜡晶体结构, 抑制蜡晶体在井筒中析出, 长大和沉积, 从而保证油井能正常生产。根据油井产液量, 型号有10m3、20m3、40m3以上。该方法的主要效果包括: (1) 对较高含蜡量井, 有较好防蜡效果。如:8-71-1井为长停井恢复, 6月6日补孔, 7月7日重复补孔, 作业描述为硬蜡, 并下入声波防蜡器, 油井检嘴掏蜡由硬蜡转变为无蜡。11月22日转注时作业描述无蜡。 (2) 对高含蜡井防蜡效果差。如:8-69-2井含蜡量为25.67%, 下后载荷由54.04/32.36KN上升到57.8/40.65KN, 检嘴掏蜡为3mm硬蜡。 (3) 下井后未采取其它清蜡措施, 油井生产平稳, 如:新5-24井, 原清蜡周期油洗36m3/月, 1月7日检泵作业后为单卡 (死) 管柱, 并下入声波防蜡器。下井初期, 日产液36.5m3、日产油24.8t、最大最小载荷为59.6/34.4KN, 目前日产液51m3、日产油11.4t、最大最小载荷为23.4/20.08KN, 没有采取其它清蜡措施, 载荷下降幅度较大, 掏蜡无蜡, 说明声波防蜡器使油井的结蜡状况得到明显改善。

3. 洗井底阀

在单向阀本体上采用一带钢丝滑架皮碗, 安装在抽油泵和筛管之间, 阻止洗井液流入地层, 避免洗井漏失造成的地层污染, 改善油井生产状况。洗井底阀应用的效果包括: (1) 在单向阀本体上采用一带钢丝滑架皮碗, 安装在抽油泵和筛管之间, 阻止洗井液流入地层, 避免洗井漏失造成的地层污染, 改善油井生产状况。该技术的洗井漏失状况得到一定的改善, 使洗井液能够较充分起到洗井化蜡的作用。 (2) 产量有明显改善, 如红7-1井, 洗前正常日产液12.6m3、日产油3.28t, 洗井后当天返出, 日产液17.1m3、日产油9.4t, 洗后日产液15.2m3、日产油5.55t, 产量上升。 (3) 洗井液用量减少, 油洗由36m3↘25m3、水洗40m3↘30m3, 节约了原油及洗井车辆。

结论

综上所述, 空心杆热洗, 声波防蜡器及洗井底阀技术还未形成规模应用, 采用空心杆技术仅22口井, 占清蜡油井的12.4%, 我建议在深井、低能漏失油井、单卡管柱油井、以及套压高又不易放套管气的井中广泛推广空心抽油杆热洗等清防蜡技术, 引进适合生产的洗井防漏失技术, 使清防蜡新技术形成规模, 彻底改变传统清防蜡工艺的统领状况, 提高清蜡有效率保证油井正常生产, 节支创效。

参考文献

[1]刘向军, 葛际江, 毛源, 等.油溶性清蜡剂中二硫化碳的测定方法[J].油气地质与采收率, 2013 (2) :100-102.

[2]李刚.热解吸一气相色谱法测定空气中二硫化碳[J].干旱环境监测, 2009, 23 (3) :152—155.

综合清防蜡技术在油田的应用篇7

1 川口油田油井清防蜡措施基本状况

2009年实际正常生产油井2 037口(其中老井1 453口,新井584口),加清蜡剂1 026井次,注蒸汽582井次,热洗657井次(薛岔争议区57井次),清蜡检泵0次;投资类:目前下强磁防蜡器100口,下ZYQ-1超强防蜡降粘增油器100口,下CMP-002加强型固体化学防蜡管96口,共合计2 561井次。

2 针对油井结蜡问题采取不同的清蜡措施

2.1 根据油井液量的高低,采取不同的清蜡方式

(1)液量小于4 m3的油井的清蜡方式:

一次性加入3桶清蜡剂,因为因液量较低不进行循环,这样可以在一定程度上延长检泵周期。该措施的理论依据是:清蜡剂是以石油裂解生产乙烯、丙烯过程的副产品为原料经催化聚合蒸馏后添加适量的稳定剂、表面活性剂等分散混合而成,它与原油中的石蜡极性相同,根据相似相溶原理来溶解原油中的蜡分子达到清蜡目的[1]。

(2)液量在5~10 m3之间的油井的清蜡方式:

一次性加入4桶清蜡剂,用循环装置在套管和油管循环8 h,在循环装置里的滤网可以直观看到每口井的结蜡严重程度,同时也便于确定较为合理的清蜡周期。该清蜡措施在近几年取得了明显的效果,今后将继续推广应用,该措施的理论依据是:通过循环使清蜡剂长时间与原油中的石蜡充分接触互溶。

(3)液量在10 m3以上的油井的清蜡方式:

地层压力较高,含水较低的油井则采取加清蜡剂清蜡和注蒸汽清蜡按月间隔使用,清蜡剂一次性加6桶不循环,不循环。蒸汽清蜡的温度在130~150 ℃,经常打蒸汽容易造成油井油管、套管的热膨胀变形,因此采用相互搭配使用[2]。注蒸汽清蜡时,对于个别结蜡严重的油井打蒸汽前先加4桶清蜡剂,清水中添加适当适量稳定剂,减少外来水对油层的伤害,让蒸汽清蜡和清蜡剂清蜡双重作用于油井,根据作业信息反馈证明,这种清蜡剂措施清蜡效果明显,清蜡彻底,此措施主要适用于高产井。该措施的理论依据是:通过外界作用,使油管温度在短时间内迅速提高,通过热量传递,清除粘附在油管壁上的石蜡。

2.2 根据油层敏感性,采取不同的清防蜡措施

(1)延长组油井清防蜡措施:

对于46井区的延长组油井结合注水情况进行本井原油热洗清蜡实验,使管柱蜡和地层蜡同时得到解决,取得了较为明显的效果。该措施的理论依据是:加热后的原油通过抽油泵使热原油作用于油管壁的石蜡,融化后随原油返出地面。

(2)结蜡严重常规清蜡效果不明显的油井清蜡措施:

对于一些油井结蜡、结垢严重,常规清蜡效果不明显的井,采取以“防”为主、以“清”为辅、防清结合的措施在大量大量调研的基础上,引进了强磁防蜡器,进行了实验并推广,防蜡效果明显。在油井防蜡的同时,根据每口井的结蜡情况和结蜡周期,采取较为合理

的清蜡措施,确保油井长期稳产、高产,提高油井的检泵周期。该措施的理论依据是:石油中的石蜡是一种反磁性物质,分子本身没有磁矩,当油液流经磁场后,石蜡分子被瞬间磁化,使石蜡分子种的电子自旋量增加,运动轨道发生变化,产生了能量的跃进,其结果是石蜡的物性在一定时间内变化,克服和削弱了石蜡分子间引力和附着力,使蜡晶呈细碎状态悬浮在油流中被带走,减轻了油管内壁的结蜡[3]。

(3)外来物质易伤害油层的油井清蜡措施:

对于长6油层,地层压力较低,外来物质容易伤害油层的油井,采取空心杆清蜡,该措施完全可以避免上述问题,同时在清蜡的过程中,不会影响到油井的采油时效。该措施的理论依据是:热蒸汽通过空心杆传递给油管结蜡严重的部位,达到油管清蜡目的。

2.3根据原油的组分,含碳量来确定油井清防蜡措施

(1)含碳量在C22以下的油井清防蜡措施:

由于含C22以下的石蜡能够完全溶解于清蜡剂,所以此类油井采取药品(清蜡剂)清蜡措施来解决。

(2)含碳量在C23-30之间的油井清防蜡措施:

清蜡剂清蜡效果不明显,而热洗清蜡容易降产,针对这一问题,对生产层位统一,相互之间比较集中的油井采取热洗井器和热浴洗井清蜡装置配套使用的措施来解决,之前在某些区域取得了一定的效果,这种清蜡措施可以大大减少融蜡车的工作量;对于生产层位不统一,不集中的油井,根据油井生产具体情况分别选择注蒸汽、空心杆、热洗井器等清蜡措施来解决。热洗井器清蜡措施的理论根据是:热介质通过热洗器时,胶皮自动膨胀,封隔了热介质向油层孔段流动,通过热洗井器把热介质传递并作用于管柱,达到清蜡的目的。

(3)含碳量在C30以上的油井清防蜡措施:

清蜡剂几乎没有清蜡效果,检泵清蜡严重影响生产时效,针对上述问题采取强磁防蜡器和热洗井器配套使用的措施来解决,这样不仅要以大大降低清蜡成本,而且还可以减少油井的检泵次数。该措施的理论依据是:在油井防蜡技术摸索的同时,选择适合油井的清蜡技术,使清、防蜡技术有机地结合在一起。

3 清防蜡器措施试验试用效果对照

目前各大油田所使用的清防蜡技术主要有检泵清蜡、热洗清蜡、负压热洗清蜡、加清蜡剂清蜡、蒸汽清蜡、空心杆清蜡、强磁防蜡器防蜡、热洗井器清蜡等。其中我公司近年来引进了负压热洗清蜡技术,效果显著,体现在以下几个方面:

(1)与常规热洗清蜡效果好,清蜡彻底。

(2)采用油井伴生气做燃料加热洗井液,节省了常规洗井锅炉车的燃油费用。

(3)节省了常规洗井的清水运输费。

(4)由于入井液是蒸汽,从而避免了常规洗井时大量洗井液进入地层造成的污染。

(5)由于洗井过程中,不存在额外压力使液体渗入地层,所以洗井后,可直接恢复地层产液,不需像常规洗井那样,先排出洗井液。

4 结论与建议

(1)根据油井清防蜡措施的优缺点及适用范围,结合油井的液量、含水、含碳量、结蜡、结垢、腐蚀程度和油井的具体生产情况,较为合理的确定出每口生产油井的最佳清防蜡方案。

(2)进一步完善负压热洗工艺,改进油井热洗工艺,提高清蜡效果,需试验引进其他高效、经济的适应清防蜡工艺,如微生物清蜡工艺。