化学清防蜡技术（共7篇）
化学清防蜡技术 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
化学清防蜡技术 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)
抽油井清防蜡技术研究 篇3
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) .
油田清防蜡技术发展现状 篇4
油田在进行生产和工作的过程中常出现的问题主要就是油井结蜡问题, 该问题产生的过程就是在开采过程中石油本身会溶解一些气体, 在开采出油后, 石油由地下被输送到地面, 由于井下和井外的空气压力变化使得气体逸出甚至沉积于油管内壁、抽油杆、抽油泵等部位, 长久下来就会使井壁的厚度逐渐加厚, 井管内径就会逐渐变小, 最后就会导致石油产量的下降。因此适时的进行清蜡防蜡是很有必要的。目前很多技术被广泛应用, 且都取得较为显著的效果。目前由于
结蜡问题普遍存在于各个油田中, 对于该类技术的研究也在持续进行中, 现在被广泛应用的技术如下。
1. 强磁清防蜡技术
强磁防蜡技术是指在开采石油的过程中, 将防蜡器安装在结蜡点下50-loom处, 让油流在防蜡器中通过, 在洛伦磁力的作用下, 将离子及极化电荷中和, 发生具有物理性质变化的反映。这种技术对于油分子结晶现象的聚结有了一定程度的削弱, 并且也有效削弱了蜡晶与胶体分子之间的粘附力。通过强磁防蜡技术的作用将由之前的蜡结晶变成直径很小的微晶, 大大降低了原油管壁内形成片状石蜡王庄络合物的可能性, 大大提高了原油上升的动力, 对于原油的流动性也有了较为明显的改善, 对于管壁结蜡想象的出现有了一定的减少。据相关数据显示, 文留油田安装强磁防蜡技术后, 平均热洗周期由原来的24d延长到了现在的206d, 有的还超过了720d。这种技术所带来的效果是非常明显的, 且对于什么样成分的原油都有很强的适应性, 这种方法被广泛应用。
2. 高分子型防蜡剂
高分子型防蜡剂是能和原有相溶的, 具有含蜡链节的支链型高分子聚合物。该聚合物在使用上很简单, 将其导入原油井内即可。导入井内后高分子聚合物会和原有混合, 使原油的浓度降低, 在原油组织中内部形成网状结构。在原油温度降低时, 石蜡就会在网状结构上被析出, 形成树状或聚结树枝状的结晶堆砌体, 该结晶堆砌体结构疏松, 在一定程度上有效降低了石蜡的沉积。在通常意义上来讲, 该防蜡剂通常被称为改进剂, 在它的作用下蜡晶的大小被改变, 使石蜡分子难以形成聚结, 从而阻止蜡的沉积。由于各地区各油田内原油多组性的不同, 这种防蜡剂没能达到全面的适应, 可以应用的范围还很有限。
3. 热化学清蜡
热化学清蜡技术就是增加流油通道内温度, 改善井管结蜡, 提高流油出井动力, 利用热化学反映释放大量热量, 从而清除掉油井中沉淀的蜡质的的一种方法。这种方法在使用时需要和其他提高原油产量的方法结合才能达到一定的效果, 这在一定程度上大大增加了原油开采的成本。但是如果不想增加成本, 单纯的利用热化学技术进行清蜡又达不到很好的实用性效果, 基于这些因素该方法也没有在各大油田内形成规模, 应用效果不佳。
4. 电热清蜡
电热防蜡技术对于长期使用, 且对于原油粘度较高, 含蜡较多的油井效果较好。该技术是将抽油杆进行加热, 利用热能的作用将油井筒及其他设施设备的温度升高, 这种温度可以达到蜡质的熔点, 蜡质融化后流出地面, 很大程度上实现了油井清蜡防蜡的目的。基础这种技术的优点和可操作性, 人们经过不断的完善, 研究出了电加热抽油杆采油工艺。该技术也是需要再油井中加入电加热抽油杆装置, 这种装置是将传统的实心抽油杆换成空心抽油杆, 通过加热使空心抽油油管温度上升, 将境内的沉淀的蜡质全部融化掉的过程。这种方法可以有效的延长油井的使用周期, 保证了原油的出油率, 减少了油井的维修次数, 大大提高了油田的经济效益。该方法具有操作简单, 清蜡工作时间短的优点。但是该技术需要耗费大量的成本, 所以说适合比较大, 出油量较高, 经济效益较好的大油田, 限制性还很大, 普及率很低。
5. 结语
受油井结蜡的困扰, 油井清防蜡技术受到了国内外石油业的广泛重视。结蜡现象的危害性也被石油业深刻关注, 这种问题出现后直接影响就会降低整个油田经济效益的下降。现在各国经过不断的研究对结蜡现象采取了一定的清蜡防蜡措施, 针对不同情况采取了相应的措施。本文只是从浅层意义分析结蜡带来的危害, 系统的介绍了目前防蜡清蜡技术的发展现状。在未来的实践过程中还需要油田方面的技术专家根据油田开采过程中出现的状况, 研究出更多更好的清蜡防蜡技术方法, 从而提高油井的采收率, 直接创造更好的经济效益及社会效益。
摘要：在进行石油的开发和开采的过程中, 由于井田开发时会出现含水低且蜡质含量高, 最后导致油井结蜡现象。一旦这种现象出现就会造成油井堵塞, 就会导致石油开采或者抽取过程中影响油井的出油量, 严重的也会出现井筒蜡卡停井及负荷过重烧电机等现象。这就会导致修井、维护、试井一些列问题的产生, 势必会大大增加采油的成本。面对此问题需要我们采取一定的措施进行油井清蜡、防蜡工作。本文简单的阐述了现代油井的防蜡、清蜡的技术, 这些技术的应用对于油田油井内结蜡现象的产生有了一定的降低, 希望通过这些技术的应用和介绍能为油田的管理人员提供一定的参考意见, 从而引发其他技术的开发。
关键词：油田开发,油井结蜡,危害,清蜡,防蜡,技术
参考文献
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[3]刘文, 邹成林, 杨丽.抽油井清防蜡技术研究[J].中国石油和化工标准与质量.2012 (08) :107.
探讨油井清防蜡技术应用效果 篇5
关键词：油井,清防蜡技术,应用效果
近年来, 随着社会经济发展的不断加快, 原油开采技术也在不断进步。但是原油开采中存在的油井结蜡问题对其造成了一定影响, 严重时甚至会导致油田减产、停产, 对原油开采造成巨大影响。
一、油井结蜡的影响因素分析
在原油中, 被溶解的含碳原子数为16-64的烷烃就是石蜡。当原油开采现场的温度、压力下降时, 原油中溶解的气体就会析出。在晶体中析出的石蜡会渐渐凝聚在抽油杆和油管壁上, 就是油井结蜡。
1. 原油组成分析
保持其他条件不变, 原油含蜡量高, 则油井结蜡现象就多。在原油中, 含有越多的轻质馏分, 蜡的初始结晶温度则会越低。
2. 油井开采条件分析
当压力与饱和压力相比较高时, 蜡的初始结晶温度就会较高, 还会伴随着压力降低而温度下降。这是由于在压力下降的过程中, 气体在原油中不断脱出, 降低了原油温度。
3. 原油杂质分析
原油中存在机械杂质与细小沙粒, 是石蜡析出的结晶核心。这是因为水有较大的比热容, 在一定程度上避免液流温度更低。而且油管壁上, 存在水膜不利于石蜡的沉积。
4. 液流速度分析
当液流速度逐渐增大, 可以减少液体的热损失, 但在冲刷管壁时, 具有较强的冲击力, 不利于石蜡的沉积。另外, 液流速度越来越大, 在单位时间内, 会使得通过管道的蜡量越来越多, 从而出现了越来越严重的石蜡沉积现象。
二、油田清防蜡技术应用分析
1. 化学清防蜡技术
这一项技术主要是将化学清蜡剂加入油套环空中, 从而降低油井结蜡速度, 也对原油流动性进行了改变, 减缓了蜡晶生成的速度, 以实现清防蜡的目的。
2. 热力清防蜡技术
这一项技术主要是在地面上加热介质, 使其循环到井筒中, 熔化管壁上的沉积石蜡, 以实现清防蜡的目的。热力清防蜡技术被普遍应用在油田结蜡的清除工作中。
3. 强磁防蜡技术
这一项技术主要利用磁场来磁化蜡分子, 使其不易形成蜡晶的晶形排列, 在一定程度上对蜡分子结晶进行了抑制。而且这一项技术对原油有降粘和降凝的效果。
4. 微生物清防蜡技术
这一项技术主要是通过嗜蜡厌氧菌来对蜡分子正构烷烃的长链结构进行降解, 从而形成轻组分, 甚至可以对H2、N2、CO2等气体进行分解, 以降低原油的粘度, 从而可以提高油藏的渗透率, 并且提高油井产量。
5. 机械清蜡技术
这一项技术主要通过重力作用来对油管壁上的沉积石蜡进行清除, 一般通过清蜡钻头或者刮蜡片来刮蜡, 使其随着原油流出。这一项技术操作起来非常简单方便, 而且成本比较低。但是相应装置很容易出现损坏现象。
6. 空心抽油杆集肤效应电热防蜡技术
这一项技术主要利用交流集肤效应对上部空心抽油杆进行短路加热, 从而提高油管内的原油温度, 以达到防蜡的目的, 还可以降粘。这一项技术不但耗能较高, 而且工艺具有一定复杂性, 主要应用在稠油井中。
7. 扁电缆加热防蜡技术
这一项技术主要是在油管外壁捆扎扁电缆, 电缆发热之后, 可以通过油管来传导, 提高油流温度, 以达到防蜡的目的, 并且避免油管壁出现结蜡现象。这一项技术在施工上具有一定复杂性, 而且安全可靠性不强。
8. 超声波技术
这一技术主要利用交替变化的声压来使得液体出现压缩与拉伸现象。当液体的抗张强度弱于拉伸力, 则会导致液体出现空化现象。
9. 空化生磁耦合防蜡技术
这一项技术糅合了磁场与超声两种防蜡技术的作用, 从而取得耦合倍增效果。当井液流过, 会出现空化效益。而空化生磁耦合技术中的超声波场主要作用在井液中, 磁场作用使得蜡晶聚积作用受到了抑制。因此, 这一技术通过多重作用, 可以对蜡晶现象进行良好的抑制。但是这一项技术有效距离是有限的, 会随着环境状况与井液性质的变化而变化。
三、油田清防蜡技术的应用效果分析
在应用化学清防蜡技术的过程中, 对化学剂的筛选与加量的确定非常关键。一般来说, 其依据是实验室分析, 包括清防蜡剂的熔蜡量和熔蜡速度等评价指标。而其作用效果还会受到加药的方式与井液性质的变化等方面的影响, 需要根据区块和生产阶段的不同来进行相应的调整。
在众多清防蜡技术中, 热力清防蜡技术是一种最直接, 也最有效的方法。但是耗能较高, 所需施工时间较长, 还可能造成储层污染。而温控短路热洗技术作为高效热洗井的先进方法, 在现场应用方面具有较好的效果。但是这一项技术在施工上具有一定复杂性, 而且会对生产时效造成影响。而空化生磁耦合防蜡技术具有比较明确的机理, 只是在高频振动方面具有衰减快的弱点, 其有效作用距离有限。强磁防蜡技术主要在一些比较个别的油井中显示出良好的效果, 但是没有很明晰的机理, 在应用方面受到一定限制。
从整体上来说, 仅靠一项技术无法获得理想效果。而将化学清防蜡技术与空化生磁耦合防蜡技术进行有效结合, 然后应用于结蜡比较严重的油井中, 可以获得较佳效果。与传统井口加药这一种方法相比, 这两项技术的结合可以使得化学药剂在空化作用下快速而且充分地分散在井液中。而且含水较高的井液具有更加明显的磁效应, 可以获得较佳效果。在这个过程中, 超声空化作用对化学剂的效果进行了强化。
结束语
综上所述, 在油井清防蜡过程中, 要从实际情况出发采取有效措施来解决。可以将化学清防蜡技术与空化生磁耦合防蜡技术进行有效结合, 以获得较佳效果。
参考文献
[1]聂翠平, 张家明, 李文彬.油井清防蜡技术及其应用分析[J].内蒙古石油化工.2008 (18) .
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综合清防蜡技术在油田的应用 篇6
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。
参考文献
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[2]中国石油天然气总公司人事教育局.修井工程学[M].北京:石油工业出版社,1992:34-35.
化学清防蜡技术 篇7
油井结蜡指的是在开采石油的过程中, 随着气体改变、压力减小及温度降低等因素的变化, 导致溶解在石油中的石蜡析出, 析出的石蜡结晶不断汇集, 并附着在抽油泵、抽油杆或抽油管上的一种现象。就一般情况而言, 油井中的结蜡问题具有以下规律: (1) 原油中蜡的含量越大, 则结蜡问题也就越严重, 需要经常清理抽油设备上附着的蜡; (2) 开采后期的油井较容易出现结蜡现象; (3) 当原油的温度及压力发生变化时, 结蜡的厚度及位置也可能发生变化; (4) 在抽油设备表面不干净或较为粗糙时更容易出现结蜡问题[2]。油井结蜡问题可带来非常严重的危害: (1) 出现结蜡现象后, 蜡层会挤占抽油设备中的空间, 增加油流通过的阻力及压力, 导致电能损耗增加及单井产量降低; (2) 结蜡问题还可能造成凡尔失灵, 抽油泵出现游动现象, 在严重的情况下还会导致抽油泵直接被卡死, 致使油井检泵周期缩短, 对油井的正常生产造成不良影响; (3) 结蜡问题会导致抽油管及抽油杆的运行参数出现偏差, 造成作业量增加, 如井口结蜡, 则会增加井口回压。
2 油井清防蜡技术分析
2.1 蒸汽洗井清防蜡技术
2.1.1 工艺原理
蒸汽洗井清防蜡技术的工艺原理如下:首先是采用高温蒸汽洗井装置对锅炉进行持续加热, 待锅炉中的水变为蒸汽后, 再将高温蒸汽输入井内, 油管壁及其他设备表面附着的蜡就会在高温蒸汽的作用下熔化, 随后采用抽油泵将熔化在原油中的蜡带到地面即可[3]。为了保证蒸汽洗井技术能够起到有效的清防蜡作用, 在现场洗井的过程中应保证蒸汽洗井的水量为12m3-15m3, 并根据油井结蜡情况适当调整洗井时间, 一般为3h-4h。清防蜡时锅炉车的出口温度应为120℃-160℃, 同时将蒸汽压力控制在0.5MPa以下;井下洗井时间为20min-30min, 井下洗井后及时将水返回井口, 保证返回井口时水温>80℃, 随后将水重新返回井下, 循环洗井时间应>1.5h。
2.1.2 应用实例
某油田已进入注水开发期, 原油比重为0.91, 在温度为50℃时黏度为7.15m Pa·s, 沥青质平均含量为9.21%, 蜡含量约为20%, 初馏点为75.93℃, 凝固点为6.97℃。该油田中开发的油井共为276口, 平均流压2.5MPa, 平均泵效56.3%, 含水率为76.3%。油田中有较多的油井出现结蜡问题, 且结蜡油井分布广泛, 结蜡井数为139口, 占比50.36%。另一方面, 油井结蜡的速度较快, 达到了1.28mm/月左右, 结蜡周期为100d左右。为了实现清蜡防蜡, 该油田采用了蒸汽洗井技术, 洗井时间为3.5h/口, 洗井时蒸汽的温度为130℃-150℃, 采用蒸汽洗井清防蜡技术前油井的免修期为502d, 运用该工艺后免修期延长至608d, 且无躺井。此外, 应用蒸汽洗井清防蜡技术后油井含水波动值较小, 获得了良好的增油效果, 同时降低了抽油机荷载。在洗井前抽油机的上行电流为24.7A, 下行电流为15.4A;洗井后上行电流为22.1A, 下行电流为13.4A。
2.2 化学清防蜡技术
2.2.1 工艺原理
化学清防蜡的工艺原理如下:用于清防蜡的化学制剂由聚合物、活性剂及有机溶剂组成, 将化学制剂下入油井后, 有机溶剂可有效溶解管壁表面附着的蜡, 活性剂则可以加快有机溶剂渗入管壁缝隙与积蜡缝隙的速度, 增加有机溶剂与蜡之间的接触面, 从而提高蜡溶解的速度。当管壁表面附着的蜡溶解及脱落后, 蜡就会在原油中扩散, 并连同原油共同体被抽出井筒。聚合物及活性剂可以降低蜡分子结合力, 预防蜡分子再次结晶, 从而将油层堵塞问题解除, 并由此增强原油熔蜡能力, 确保抽油过程中蜡晶始终处于非饱和的状态, 避免蜡析出。此外, 如在乳脂原油中应用化学清防蜡技术, 则还能够起到破乳降粘及减阻的效果。
2.2.2 应用实例
某油田作业区开采的层系共为两套, 开采层系具有弱水敏及低渗的特点, 油层的p H值为8.5, 氯离子的含量约为350mg/L, 总矿化度约为5000mg/L, 为Na HCO3水型。该油田中的原油具有凝固点低、粘度低及密度低的特点, 原油的密度为0.83t/m3-0.86t/m3, 原油粘度为4.5m PA·s-13.7m PA·s;原油中的含蜡量为14.7%, 含胶量为13.5%, 凝固点约为26.8℃。在该油田中应用了热洗清防蜡技术, 但采用热洗技术时热洗液容易侵入地层, 造成油层、地层被污染, 且会影响到油井的产油量。对此, 决定采用化学清防蜡技术。先利用泵车注入配置好的化学清防蜡制剂, 确保化学制剂通过油套环顺利注入井中, 加药量及加药周期视油井的泵挂、含水率、产液量及含蜡量而定, 加药量为450kg/次-600kg/次, 加药周期控制在35d-65d之间。应用化学清防蜡技术后, 获得了良好的清蜡及防蜡效果, 且降低了清蜡费用;实施化学清蜡后可有效清除油管内结蜡与井下结蜡, 检泵周期由106d延长至214d, 产油量也得到了明显提升。此外, 采用化学清蜡防蜡技术后, 可以有效保护油层, 避免生产井的出油能力受到影响, 还能够实现连续开采。
参考文献
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