原油处理技术

原油处理技术（共4篇）

原油处理技术 篇1

1 老化原油形成的原因及危害

1.1 老化原油生成的原因

老化原油的受诸多因素的影响, 对于胡状联合站来讲, 老化原油主要来自以下四个途径:

⑴卸油台污水进1#5000m3罐。原油密闭处理工艺改造后, 卸油台污水直接进入1#5000m3高含水罐, 在罐内日积月累形成老化原油。

⑵电脱水器有压放水进1#5000m3罐。站内2台电脱水器并联运行, 有压放水直接进入1#5000m3罐, 做含油试验显示水中含有约500ppm, 在罐内日积月累形成老化原油。

⑶分离器污水进1#5000m3罐。目前站内共3台分离器运行, 污水直接进入1#5000m3高含水罐, 做含油试验显示水中含有约200ppm, 在罐内日积月累形成老化原油。

⑷胡状污水站沉降罐集中原油。本站1#5000m3罐有压放水为胡状污水站污水处理系统提供水源, 在污水处理系统收油罐、缓冲罐等沉降罐内日积月累形成老化原油。

1.2 老化原油的危害

⑴大量的老化油在站内循环, 占用了沉降罐、电脱水器等脱水设备的有效容积, 降低了原油脱水设备的利用率。

⑵增大了原油沉降脱水的难度, 对新鲜原油具有很强的污染作用。

⑶降低泵效, 增加能耗, 增加原油脱水成本。由于乳化液粘度大, 导致离心泵效率低、磨损大, 又由于这部分油含水高, 在加热时其比热大, 相应的能耗增大, 原油脱水成本增加。

⑷腐蚀设备。由于乳化液含有盐和水, 沉积在设备内就会造成严重的腐蚀, 损坏设备。

⑸导电性强, 损坏电器设备及设备元件。乳化液由于成分复杂, 杂质多, 导电性强, 使脱水器及设备元件因高压电场的作用造成短路和烧毁。同时, 老化油使电脱水器的脱水效果急剧下降, 甚至出现电场不稳定和倒电场的现象, 使电脱水器无法运行。

2 老化原油的特性分析

2.1 老化油的分布及结构特征

老化油的形态结构和成分都比较复杂, 污油池内的老化油和沉降罐内以油水过渡层形式存在的老化油有所区别。从胡状联合站1#5000m3高含水罐中下层取样, 静止沉降1天后分层;在试管的中间层存在大量的酱油色絮状物, 底部有细小的黑色含油颗粒;去除游离水后, 化验剩余的老化油含水为40%~60%。在高含水罐的上层是含水为10%~20%的低含水油, 底层为水和机械杂质。

胡状污水站沉降罐内老化油过渡层排到污油池后, 其上部漂浮着大量的块状暗黄色胶状悬浮物, 取综合油样化验含水约50%。通过做原油密度试验, 密度大, 通过厂化验室做含杂质试验, 此部分原油杂质多, 分析发现其内胶质沥青质的含量很高。

2.2 老化油回掺对原油脱水的影响

⑴污水回收油加入量超过5%时, 脱出水急剧减少;加入量为20%~30%时, 几乎脱不出水, 即乳化严重, 形成的乳化液很稳定;这说明回收的老化油对脱水原油具有污染作用。

⑵污水回收油加入量超过5%时, 提高脱水温度, 脱出水量变化幅度较小;这说明回掺老化油形成的乳化液热稳定性增强;在原油脱水工艺上表现为脱水温度大幅度上升。

3 老化原油回收处理工艺的探讨

解决老化油的方法包括:一是采取措施预防老化油的形成;二是研制单独

的老化油处理工艺和设备。第一种方法在本站现有的工艺流程下操作困难, 难以从源头上根除, 需要投入大量的资金, 因此单独的老化油处理工艺就显得十分重要。

处理轻度、少量的老化油时, 可将老化油抽出, 使用破乳剂进行处理;然后掺入原油脱水系统, 与新鲜原油充分混合, 进行原油的脱水处理。掺入的老化油过多或者处理不当, 会在沉降罐、电脱水器内形成油-水过渡层, 影响脱水质量, 甚至使电脱水器无法运行。

3.1 老化原油回收处理进入电脱水器

老化油回收处理经单独的处理工艺, 高含水罐回收老化油进入胡状污污油池, 经循环泵提压至加热炉升温后进入多功能沉降罐, 多功能沉降罐顶部出油掺入单独的电脱水器进行脱水处理, 底部放水口进行污水排放。通过现场试验, 此种方法导致电脱水器极易倒电场, 且放电现象严重, 电脱水器出口含水较高, 对电脱水器本身设备伤害大, 电场恢复难度较大, 甚至造成设备损坏, 本站3#电脱水器在进行各种老化油回收处理摸索后, 运行3个月后不能使用, 后经厂家现场指导进行了维修。

3.2 老化原油回收处理混掺进电脱水器

老化油回收处理经单独的处理工艺, 高含水罐回收老化油进入胡状污污油池, 经循环泵提压至加热炉升温后进入多功能沉降罐, 多功能沉降罐顶部出油与新鲜原油按不同比例混掺进入单独的电脱水器进行脱水处理, 底部放水口进行污水排放。通过现场试验, 电脱水器刚开始运行情况稳定, 出口含水符合要求, 但当运行一定的时间后, 电脱水器极易倒电场, 且放电现象严重, 在停掺老化油的前提下电场恢复困难, 不能保证站内正常生产需要。

4. 现场应用

本站通过近阶段老化油回收处理工作, 老化油处理装置处理能力为1~3m3/h, 处理温度为70~90℃, 掺油含水控制在30%~50%m, 外输含水严格控制在要求范围, 老化油回收处理周期为3个月, 每次处理时间约20天, 此种处理方式在本站应用已趋于成熟。

参考文献

[1]:邹世鑫老化油脱水处理存在的问题及管理对策《管理观察》2010年10月。[1]:邹世鑫老化油脱水处理存在的问题及管理对策《管理观察》2010年10月。

原油处理技术 篇2

原油储罐机械清洗技术是通过储油罐机械清洗系统（临时敷设的管道将机械清洗设备与清洗油罐、清洗油供给油罐及原油回收油罐连接在一起）将被清洗油罐底部具有流动性的原油移送至回收油罐中，然后用供给储罐中的原油经加温、加压后通过用设置在清洗油罐单盘上的清洗机搅拌，喷射清洗热油击碎溶解淤渣，溶解被清洗油罐中的剩余凝固油，经过滤器过滤后移送至回收油罐中，最后再用加温后清水对储罐内各部位进行循环清洗，最终清除罐内所有油污，以达到罐内检修及动火条件。原油储罐机械清洗技术施工作业主要步骤

1、设备安装

按照临时敷设管道图进行设备及管道的安装，进行系统整体试压操作，达到无泄漏密闭状态，同时安装电气系统，氧气及可燃气体检测系统。

2、油移送

通过系统的移送模块将被清洗油罐中有流动性的原油移送到回收油罐中，以便进行清洗作业。

3、油搅拌

由系统的清洗模块将供给油罐中的原油经加温、加压后通过清洗机对被清洗储罐内部较难溶解的凝固油进行击碎、溶解，使其具有较好的流动性后。

4、同种油清洗

由清洗系统的清洗模块将供给油罐中的原油经加温、加压后通过清洗机对被清洗储罐内部各部分的凝固油进行溶解，使其分散、具有流动性，再通过移送模块过滤后移送到回收油罐中。

5、温水清洗

由系统的清洗模块对预先加入到油水分离槽中的清水进行加温加压后，通过清洗机清洗储罐内部各部位，再利用油水分离槽分离温水清洗循环过程中的油水混合物，分离出来的原油由回收泵送至回收油罐，分离出来的清水继续进行温水清洗循环作业，直至达到清洗标准要求。

二、安全措施

在上述施工作业过程中，为防止罐内产生爆炸环境，始终向被清洗油罐内注入惰性气体，并且投用氧气及可燃气体检测仪，以保证可燃气体浓度合格，氧气浓度控制在8VOL%以下的惰性环境。原油储罐机械清洗技术与人工清罐的对比。以本次曙光泵站9#罐机械清洗为例机械清罐与人工清罐相比，具有以下显著的优点：

一，机械清罐施工作业期短，具有较高的工作效率，本次机械清洗仅用24天，而通常采用人工清洗相同储油罐，周期至少要1个半月以上。

二，机械清罐比人工清罐具有更高的安全保障。首先本次机械清罐施工过程中，机械清洗系统配有惰性气体发生器和氧气及可燃气体检测，可随时监测罐内情况，确保罐内氧气浓度始终低于8VOL%；其次由于机械清罐清洗流程无需人员进入罐内作业，整个清洗过程都是在密闭的环境下进行，避免了人员因进入罐内清洗所面临的缺氧、中毒等人身安全危险因素和因人为疏忽，而发生的爆炸和火灾等事故。同时施工人员不接触油气环境，更加符合安全和健康的要求，而采用人工清罐施工人员必须进入罐内进行收油及擦洗等作业，罐内作业环境恶劣，存在中毒、缺氧、爆炸、高空作业等重大安全隐患。

三，清洗效果好，达到工业安全动火条件。机械清洗后，可使罐内金属表面原油得到彻底清除，动火作业不会有油气挥发，曙光9#罐清洗结束后，经气体取样检测，H2S和可燃气体浓度均为0。而人工清罐清洗后，因焊接等作业加热后，二次挥发出可燃气体，易发生火灾、爆炸等风险。

四，经济效益显著，机械清罐罐底原油的回收率达到98%以上，而以往人工清同样容积的储罐，大约有150吨罐底油及淤渣进不了油田储运系统，造成资源浪费和经济损失。

浅谈原油储罐大修项目的HSE管理

管道储运分公司潍坊输油处东营站9#、10# 5×104 t原油储罐属浮顶油罐。目前9#、10#油罐浮顶外表面、罐壁板上端内外侧、抗风圈的上下表面等约90%面积发生层状起皮和片状锈蚀现象，其余外防腐层未返锈的漆膜已粉化失效，局部单盘板腐蚀深度接近或超过原板厚度的10％，需要进行大修。而罐区其余储油罐仍处于运行状态，因此施工现场位于一级要害部位。在大修施工当中，我们严格执行HSE安全监督管理程序，不断完善管理内容，逐步形成了一套较为实用的HSE管理方法。制定 HSE管理目标

施工现场是安全管理的重点和薄弱环节，因此一定要加强现场管理，制定有效的HSE管理目标。在施工中坚持“以人为本，预防为主”的安全管理理念，制定了“三无”、“四零”目标，即：无环境污染、无职业病伤害、无误工时，死亡事故为零、火灾爆炸事故为零、一般以上事故为零、交通事故为零。

承包商的审核与施工前的HSE检查

2.1 承包商的审核

对承包商的审核包括施工资质和安全资质的审核与确认，由承包商提供资质证书、工商行政执照、安全许可证、近3年的检维修安装业绩等资料，由项目管理部门、生产运行部门、安全环保部门共同审核。审核时还要确认承包商施工设备配备及人员配置情况，特种作业人员培训及取证、持证情况，劳动保护及安全技术措施，HSE管理组织机构及制度建立情况。合格后，签订施工合同。

2.2 施工前的HSE检查

在施工前，承包商要根据所承揽工程的性质，安全及环境特点，制定HSE实施计划和程序，并安排施工现场负责人及HSE监督人员，对于施工当中的主要作业活动，如：清罐、焊接、喷沙除锈、刷漆、吊装等作业要进行危害识别、风险评估和环境因素影响评价，编写重大危害应急预案和重要作业的作业指导书。承包商完成上述工作并达到要求后，建设单位与其签订施工安全协议书，与施工人员签订安全承诺书，并办理人员、车辆入厂（牌）证。

现场HSE管理

3.1 HSE教育

入厂前，由安全环保部门对承包商进行HSE教育培训，主要内容为：向承包商介绍业主的HSE制度、规定；基层生产单位的HSE特点和要求；与施工有关的生产现场主要危险因素及安全注意事项；针对原油储运生产特点提出施工安全要求。作业前，由承包商对所有施工人员进行HSE教育，主要内容为：作业单元和作业对象的主要危险因素及安全注意事项；施工作业中应遵守的HSE规定；易发生泄漏、跑冒、着火、爆炸、中毒的部位及防范措施；生产装置的消防、报警和救护设施；事故发生后的应急处理方法。

施工人员经过入厂HSE教育考试合格后，方可进入施工现场。特种作业人员须持有关部门颁发的安全操作证，持证上岗。随着工程进展，承包商每月对施工人员进行1次HSE教育或培训，课时不少于4小时。同时根据工程的需要，对危险工序和需要特殊安全技术及预防措施的工序进行培训教育。每周组织施工人员进行一次HSE活动，时间不少于半小时，主要是总结上周HSE工作情况，布置本周HSE工作。各施工班组在每天作业前，要进行班前讲话，针对当日施工任务，布置相应的防护措施，强调防护重点。

3.2 HSE例会

油罐大修工程项目部每周召开一次HSE例会，由施工现场负责人主持，各施工队长、安全人员及其他有关部门人员参加。HSE例会的内容为总结上周HSE工作，部署本周HSE工作要点，协调各部门、各承包商有关HSE问题等。根据现场实际和工作需要，可另行召开专题HSE会议。要做好HSE例会及专题会议记录，并形成会议纪要。

3.3 现场HSE检查

承包商每月进行一次HSE检查，由施工现场负责人组织。根据实际情况，也可随时进行各类专项HSE检查。各施工队每周进行一次HSE检查，并对施工作业进行HSE自检，及时消除事故隐患。安全人员跟踪项目施工全过程，注重关键环节管理监督，坚持每日巡检，及时纠正和处罚违章行为，监督范围确保达到100%。

HSE检查的内容主要包括：施工现场 HSE标识、标志、警告牌、信号灯设置情况；手动和机械工具、升降机、施工设备、吊装设备、车辆的工况；用火、用电、进设备等作业许可证执行情况；特殊工种持证、职业卫生防护用品及废物废料处置等情况；防坠落、防火防爆等安全措施和应急措施落实情况等。

进行HSE检查时，应认真做好检查记录，对问题的整改意见应及时反馈到相应HSE管理部门。

3.4 隐患整改

对承包商提出的问题及项目部HSE检查发现的问题和隐患要及时进行整改，对不能立即整改完成的隐患以“隐患整改通知单”的形式下发，采取有效防范措施，纳入项目安全措施计划，限期整改。安全人员对最后的整改情况要进行复检确认。

3.5 事故管理

施工作业前，必须让施工人员了解工作的危险所在，并采取相应的安全措施。对施工人员每两周进行一次HSE训练。在施工中发生人身伤害事故时，要立即组织抢救伤者，同时要保护好事故现场，停止一切作业，并采取必要措施，防止事态扩大，等候有关部门调查处理。发生事故要立刻上报施工现场负责人，火灾事故要先报火警。任何造成人身伤害及设备损害的事故，都必须填写有关事故报告表格，报施工现场负责人，并在规定时间内上报HSE管理部门。事故处理按照“四不放过” 的原则调查处理，并将事故处理情况通报所有承包商。

3.6 HSE信息管理

建立了一套完整的承包商HSE管理程序和相应的制度汇编，使承包商在施工前和施工中都能够明确该做什么、如何做、谁来做等事宜。有效的信息交流机制，保障了HSE信息、资源的充分利用。承包商的安全管理部负责HSE信息的管理与交流，收集整理来自各渠道的相关信息，及时向主管领导汇报或向下传达贯彻到每个施工人员，并确保传达的时效性和有效性。信息的上行和下行必须以书面的形式完成。

3.7 拒绝作业管理

当作业过程中出现未考虑到的险情或虽考虑到但制定的防范措施不得力，或者领导者发出错误的指令等，从而危及施工和作业人员的安全时，作业人员有权向各级施工负责人提出拒绝作业要求，并及时向现场HSE 监督员报告。HSE监督员得到报告后应立即查看险情，有权要求施工负责人暂停施工作业，采取措施控制险情。由技术人员制定整改方案，相关单位组织落实，经 HSE监督员检查确认后，方可继续施工。

3.8 HSE考核与奖惩

承包商在入厂前，根据工程项目投资交纳一定比例的安全风险抵押金，作为HSE考核奖惩基金统一管理。HSE考核由安全环保部门组织进行，同时，现场HSE检查和隐患整治情况也作为考核的依据。考核结果在每周HSE例会上公布，对杜绝和避免事故发生、发现违章行为并制止、发现重大隐患并及时处理的施工人员予以奖励；对HSE意识淡薄、“三违”、不认真执行HSE管理制度的施工人员和单位，下达罚款通知单，进行经济处罚，并在承包商HSE表现评价表中予以记录，同时重新进入HSE管理的培训教育程序，再次经过相关培训考核，以达到合格的要求。

结束语

通过对集团公司近几年的几十起事故通报分析，发现大部分事故都发生在施工当中，施工中的安全管理一直是薄弱环节。在9#、10#罐大修施工当中，我们把 HSE安全监督管理程序，贯穿于整个的组织设计和施工方案当中，落实到每一个施工人员和项目相关人员。目前，该项目的进展和初定目标完成顺利，充分体现了 HSE管理控制和预防事故的有效性。

浅谈原油储罐大修项目的HSE管理

2010-1-8 9:03:52 作者：江书程

施工人员经过入厂HSE教育考试合格后，方可进入施工现场。特种作业人员须持有关部门颁发的安全操作证，持证上岗。随着工程进展，承包商每月对施工人员进行1次HSE教育或培训，课时不少于4小时。同时根据工程的需要，对危险工序和需要特殊安全技术及预防措施的工序进行培训教育。每周组织施工人员进行一次HSE活动，时间不少于半小时，主要是总结上周HSE工作情况，布置本周HSE工作。各施工班组在每天作业前，要进行班前讲话，针对当日施工任务，布置相应的防护措施，强调防护重点。

3.2 HSE例会

油罐大修工程项目部每周召开一次HSE例会，由施工现场负责人主持，各施工队长、安全人员及其他有关部门人员参加。HSE例会的内容为总结上周HSE工作，部署本周HSE工作要点，协调各部门、各承包商有关HSE问题等。根据现场实际和工作需要，可另行召开专题HSE会议。要做好HSE例会及专题会议记录，并形成会议纪要。

3.3 现场HSE检查

承包商每月进行一次HSE检查，由施工现场负责人组织。根据实际情况，也可随时进行各类专项HSE检查。各施工队每周进行一次HSE检查，并对施工作业进行HSE自检，及时消除事故隐患。安全人员跟踪项目施工全过程，注重关键环节管理监督，坚持每日巡检，及时纠正和处罚违章行为，监督范围确保达到100%。

HSE检查的内容主要包括：施工现场HSE标识、标志、警告牌、信号灯设置情况；手动和机械工具、升降机、施工设备、吊装设备、车辆的工况；用火、用电、进设备等作业许可证执行情况；特殊工种持证、职业卫生防护用品及废物废料处置等情况；防坠落、防火防爆等安全措施和应急措施落实情况等。

进行HSE检查时，应认真做好检查记录，对问题的整改意见应及时反馈到相应HSE管理部门。

3.4 隐患整改

对承包商提出的问题及项目部HSE检查发现的问题和隐患要及时进行整改，对不能立即整改完成的隐患以“隐患整改通知单”的形式下发，采取有效防范措施，纳入项目安全措施计划，限期整改。安全人员对最后的整改情况要进行复检确认。

3.5 事故管理

原油处理技术 篇3

摘 要：生产期间原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加、流动性变差，稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，加之生产期间套管放压，稠油就在井筒内形成一段高含蜡稠油柱塞，起出原井管柱后，高含蜡原油柱塞得以释放，使起出管柱后的空间变小甚至密闭，致使井下工具难以下入井内。一旦油井已严重结蜡，甚至于到达井口，采用螺旋打捞器与套管刮削器配合辅以热洗井清蜡，可谓是一种简便而实用的机械清蜡方式。

关键词：井筒结蜡;原油

1 井况简介

务14-26井井是位于廊坊市西部的一口生产井，D139.7mm油层套管完井，2007年停产，井内留有d44mm管式泵一套，井底留有刮蜡片、清蜡钢丝、铅垂等3段落物，2014年预打捞落物并对该井进行压裂改造后再投产。2月24日起出井内抽油杆及d44mm管式泵，下入笔尖至470.88m后因井内原油含蜡过高而无法继续下入。

2 结蜡原因

生产期间原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加、流动性变差，稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，加之生产期间套管放压，稠油就在井筒内形成一段高含蜡稠油柱塞，起出原井管柱后，高含蜡原油柱塞得以释放，使起出管柱后的空间变小甚至密闭，致使井下工具难以下入井内。

因而本井首先要完成的工序就是处理井筒高含蜡原油。

3 处理井筒内高含蜡原油过程中的工具工艺及效果分析

3.1 下入D73.02mm笔尖热洗井：笔尖下到470.88m后，无法继续下入，采用锅炉车热洗井工艺，正洗井冲刺力大，但油套环空被高含蜡原油堵死，泵压达到16-20MPa，热洗液不能有效融化含蜡原油，井筒内无法形成循环通道;反洗井排量大，但热洗液同样无法融化油套环空内直到笔尖底部高含蜡原油，不能构成循环通道。

3.2 下入D118mm内钩热洗井：内钩水眼d35mm，下入时阻力大、速度慢，水眼被堵死，洗井易憋压;内钩本体长度短，仅有1.57m，单单依靠内钩每次只能带出含蜡原油体积小，造成施工周期长，人力物力投入过大，效果甚微。

3.3 下入GX-T140mm套管刮削器：刮削器外径大，下入井内严重遇阻，刚下入时油管悬重小，无法对刮削器加压，其次，刮削器只能将含蜡原油向下推动而不能将其破碎，最多下到50m处就无法下入，更不能完成洗井作业。

3.4 下入D118mm螺旋打捞器：该工具是在油管短节外部焊接钢板，钢板与短节成20°角方向顺时针向下，并对钢板边缘进行打磨，形状类似于修井试油现场所用地锚，通过转动钻具使其能够钻入高含蜡原油，并将稠油、蜡质破碎，以便下步施工作业。边正转边下D118mm螺旋打捞器至无法下入后锅炉车反洗井，将松动含蜡原油洗出井筒，直至通过结蜡点1245.48m后起出打捞器。起出D118mm螺旋打捞器后，下入GX-T140套管刮削器仍然遇阻而无法正常下入。原因分析为，螺旋打捞器不能一次性完全清洁套管壁含蜡原油，而残留在套管壁上的高含蜡原油致使大直径工具出现遇阻现象。

3.5 下入D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器组合：鉴于螺旋打捞器不能完全清除套管壁含蜡原油、刮削器直径过大不能单独入井的缺点，采用两者组合作业的方法。先将D118mm螺旋打捞器接至油管最下端，边正转边下入井内，期间分数次热洗井，将尽量多的含蜡原油洗出井筒，为下入刮削器打开通道，同时起到加重管的作用。在第53根油管上部连接GX-T140套管刮削器，在井段5.65-100.75m、100.75-388.16m、388.16-673.32m、673.32-958.18m、958.18-1245.48m处反复刮削后分别在611.21m、898.62m、1183.78m、1468.64m、1755.94m处正循环热洗井，最后再用泵车大排量彻底洗出利用螺旋打捞器破碎和套管刮削器清除掉的套管壁上的含蜡原油。（D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器配合处理井筒含蜡原油洗井管柱结构：油补距5.65m+油管挂0.22m+D73.02mm外加厚油管1239.07m/130根+D73.02mm外加厚油管短节1.0m/ 1根+GX-T140套管刮削器0.76m+D73.02mm外加厚油管508.24m/53根+旋转打捞器1.0m=1755.94m）

4 结论

综上所述，对于井筒已经严重结蜡的务14-26井，D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器组合并辅以锅炉车热洗井处理井筒是行之有效且较简单的机械工艺之一。该工艺的特点为通过D118mm螺旋打捞器的转动，能够钻入高含蜡原油，并将已经成柱塞状的稠油、蜡质切成小碎块，便于热洗井过程中将大部分的含蜡原油碎块洗出井筒。再利用GX-T140套管刮削器刮削掉的套管壁上的含蜡原油，通过再次反热洗井，将井筒内剩余的松动含蜡原油洗出井筒。另外，在多次热洗井过程中，热水流经D118mm螺旋打捞器的钢板边缘时，也会使螺旋打捞器缓慢旋转，进一步提高刮蜡效果。

其实，油井结蜡是石油开采中存有的普遍问题，在解决此类问题时应以防蜡为主、清蜡为辅，正确地杜绝或提前避免井筒原油结蜡更是油田生产的首选。通过各种数据和生产实践分析可知，油井生产结蜡的规律性有以下几个方面：①原油中含蜡量越高，油井结蜡越严重;②油井开采后期较开采前期结蜡严重;③高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡;④低含水阶段结蜡严重，含水量升高到一定程度后结蜡减轻;⑤表面粗糙或不干净的设备和油管易结蜡;⑥出砂井容易结蜡;⑦油层、井底和油管下部不易结蜡;⑧井口附近很少结蜡;⑨边零井、单井生产期间套管放压易造成油套环空结蜡。

所以，做好油井生产期间清蜡工作尤为重要，譬如：采用检泵进行机械清蜡，但这种清蜡方式不但费用高、延误生产，还破坏环境，因此采用检泵进行机械清蜡的方式所占比例逐年下降;采用周期热洗井和蒸汽洗井进行热力清蜡，但这种清蜡方式要求套管质量合格，另外还要考虑污染地层的因素，原油热洗若返排率低会造成原油损失，因此应选用地层水热洗;化学清防蜡是生产期间向油套环空内加入化学防蜡剂，防蜡剂在井筒流体中溶解后达到清防蜡的目的，是全国最普遍的一种效果较好清防蜡的选择。若一旦油井已严重结蜡，甚至于到达井口，采用螺旋打捞器与套管刮削器配合辅以热洗井清蜡，可谓是一种简便而实用的机械清蜡方式。

原油处理技术 篇4

关键词：高含蜡原油 防蜡降凝剂 室内实验 加药工艺 欢喜岭油田

欢喜岭油田稀油区块油井处于低渗低压状态生产，且原油高含蜡、高凝固点，绝大部分油井需要采取清防蜡措施，才能维持正常生产。针对这一生产难题，经过几年的研制和现场试验，形成了杆式固体防蜡降凝管柱、点滴泵加药工艺、小排量柱塞连续加药工艺等多种化学清防蜡技术，实现了油井在1个检泵周期内不洗井的目标，提高了油田开发经济效益。

1、高含蜡油井分布及结蜡规律

1.1 高含蜡区块分布

欢喜岭油田稀油分布面积广、井段长、油层多、厚度薄、物性差，共有10多个小断块，不同层系的地层压力、原油物性、油井产量等差距较大，因此应加强清防蜡配套工艺措施研究，不同的区块、不同的油井应采取不同的清防蜡措施。

1.2 结蜡规律

原油含蜡量越高、结蜡速度越快、结蜡越严重、清防蜡越困难。自油田投入开发以来，油井结蜡现象就比较严重，由于没有及时有效的清防蜡手段，产生了热洗周期短、检泵频繁、蜡卡现象时有发生、洗井液污染油层等影响油井正常生产一系列问题。

2、化学防蜡降凝技术的研制

通过实验，筛选出适合防蜡降凝剂的区块及加药工艺：

（1）适合防蜡降凝剂的区块有欢8、欢12、杜4块，慎用的区块有欢103块。

（2）日产油5t/d以下的油井采用杆式固体防蜡管柱；日产油5～10t/d的油井采用井口点滴加药工艺；日产油10t/d以上的油井采用柱塞泵连续加药工艺。

（3）固体防蜡块最佳溶解温度为60～70℃；

（4）液体防蜡降凝剂加药浓度1.5‰。

3、加药工艺研究与应用

3.1 杆式固体防蜡降凝管柱的研制

3.1.1 管柱结构

杆式固体防蜡降凝管柱由固体防蜡块、割缝筛管及抽油杆短节等组成。首先将固体防蜡块装入割缝筛管内，抽油杆短节从割缝筛管中心穿过，并在两端安装扶正器、杆接箍，形成PPH-Ⅰ杆式固体防蜡降凝管柱。检泵时将该管柱下在措施井抽油杆设计深度处，生产时原油流经该管柱，筛管里的防蜡块缓慢地溶解在原油中，起到防蜡降凝作用。溶解率可以通过调整配方中的成分而改变。

3.1.2 管柱特点

（1）该管柱设计安装方便，不需人工维护，不污染油层。

（2）该管柱对温度要求严格，管柱下入深度由地温梯度或管柱测温仪确定。

3.2 井口点滴加药工艺的研制

3.2.1 设备及工艺

井口点滴加药工艺主要由点滴加药泵、药缸、高压软管、卡块等组成。点滴加药泵固定在井口套管大法兰之上，点滴加药泵进口接加药缸，出口接套管短节头，卡块固定在抽油光杆上，当抽油机运行时，卡块每冲程撞击点滴加药泵柱塞一次，则加药泵排出一定量的药剂，药剂进入油套环空，实现油井定量连续加药，提高防蜡效果。

3.2.2 工艺特点

（1）实现了井口定量、连续加药，在同等加药量的情况下防蜡效果更好，克服了人工间断加药的弊端。

（2）突破了传统的表面活性剂防蜡受原油含水高低的限制，其防蜡降凝效果与原油含水无关。

（3）实现了井筒防蜡、降凝、管线冷输一条龙，达到一剂多用。

（4）点滴加药泵存在排量小，调节排量困难，泵使用寿命短的不足。

3.3 小排量柱塞泵连续加药工艺的研制

3.3.1 工艺及设备

柱塞泵连续加药工艺主要由药箱、小排量高压柱塞泵和连接药箱、柱塞泵、井口间的高压软管组成。该工艺的原理是利用小排量高压柱塞泵把井口药箱中的防蜡降凝冷输剂连续不间断地打入油套环空，药剂在抽油泵入口处与油层产出液充分混合，始终保持加药一致的加药浓度，从而提高抽油系统的防蜡效果。

3.3.2 工艺特点

（1）该工艺连续定量加药，实现了油井加药量、产量、电流平稳运行。

（2）柱塞泵排量可调，控制排量方便。

（3）整个工艺流程耐高压，安全防范措施完备，适合高产、高压井。

4、现场应用情况

通过室内实验、确定加药浓度、优化方案设计，提高了防蜡有效期，现场实施固体防蜡管柱72井次，点滴加药20井次，柱塞泵连续加药6井次，措施有效率87.8%。措施井已累计节约洗井成本216×104元，减少洗井液返排时间，提高了油井的抽油时率，增产原油8100t，获经济效益710×104元，见到较好的降本增效效果。

5、结论

（1）防蜡降凝管柱具有设计安装方便、不需人工维护、不污染油层的特点，防蜡有效期长，适用于低压低产油井。

（2）井口点滴加药工艺实现了井口定量、连续加药，提高了油井的防蜡效果。

（3）柱塞泵连续加药工艺采用小排量高压柱塞泵，具有耐压高、排量控制方便的特点，适用于产量高、套压高的油井。

参考文献：

[1]罗英俊，万仁溥.采油技术手册（下册）[M].北京:石油工业出版社，2005：1289-1314.