油井清防蜡（共7篇）
油井清防蜡 篇1
原油在生产过程中石蜡析出是较为常见的现象, 结蜡量和结蜡位置与原油中含蜡量、含水量、地层的压力、温度、井深和油流速等有关, 当其中一种或几种因素变化时, 石蜡就可以从原油中分离出来, 沉积在井下油管柱上或抽油杆上, 导致油流阻力增大, 甚至堵塞油流通道, 严重影响油井产能或被迫关井。因此在采油过程中, 采用合适的措施进行清蜡、防蜡是十分重要的。
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。
[4]《油井清蜡防蜡的新方法》江汉机械研究所熊育坤
抽油井清防蜡技术研究 篇2
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) .
探讨油井清防蜡技术应用效果 篇3
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) .
[2]刘乔.油井结蜡问题分析及清防蜡技术探讨[J].中国石油和化工标准与质量.2012 (07) .
油井清防蜡 篇4
胡十二块是胡庆油田三大主力区块之一, 分七个开发层系, 油藏经营管理四区主要管辖胡十二块、胡十块油井, 截止11月底, 油井开井118口, 平均单井日产液23.3吨, 平均单井日产油1.5吨, 综合含水93.5%。日产液量低于25吨, 含水低于92%需采取清防蜡、降粘措施的井44口, 占开井数的37.3%。
针对不同油井, 实施油井六种“差异化”清防蜡工艺, 重点是进行清蜡、降粘的方式优选, 周期优化, 优势互补, 良性循环。
2 油井结蜡的判断标准
综合2009年以来的稠油、结蜡井日常维护措施数据统计, 油井结蜡在资料上反映出“两升两降”, “两升”即:负荷升、上行电流升, “两降”即:产量下降、下行电流下降。
3“差异化”清防蜡工艺应用效果分析
3.1 井筒清防蜡工具
3.1.1 提高井筒清防蜡工具配套率:
抓住作业机会实施井下清防蜡工具配套15井次, 其中固体降粘防蜡器8井次, 固体清蜡器2井次, 强磁防蜡器1井次, 特殊油井保护装置2井次, 井下短路循环不污染洗井工具3井次。清防蜡工具配套率由去年的20.1%提高到目前的36.4%。减少热洗63井次, 减少热洗影响产量100吨。
3.1.2 适用性及存在优缺点:
适用性:结蜡顶封管柱井, 常规管柱“三低井”。
优点:固体清蜡器、降粘防蜡器:一次下入长效连续防蜡, 减轻工人劳动强度;短路循环热洗工具:不污染地层, 返出快用水少, 节能高效。
缺点:固体清蜡器、降粘防蜡器:有效期短一般在180天左右, 而我厂平均检泵周期在460天;强磁防蜡器:防蜡效果不明显;短路循环热洗工具:洗井阀存在工艺缺陷, 如12-170现场打压15 Mpa, 未洗通, 目前按顶封井管理。
3.2 常规热洗
3.2.1 应用实施情况:
常规热洗是一种传统的行之有效的主要清蜡措施之一, 今年以来共在24口井上实施了46井次, 占总洗井工作量的41.1%, 热洗时一惯坚持添加洗井液, 提高入井液与地层液的配伍性, 使油井平均排水期与原来的5天降为目前的2天, 有力的保证了油井的正常生产。
3.2.2 适用性及存在优缺点:
适用性:含水低于92%、液量在25吨以下, 来油温度小于45℃常规管柱井适用于常规热洗。注:低压井慎用, 负压井禁用。
优点:清蜡彻底, 效果显著。
缺点:不连续, 结蜡影响因素众多, 再加目前抽油机井大都用1140V电压, 电流变化小从电流上很难发现因结蜡造成的负荷上升, 而比较直观的示功图每半月测试一次, 有时间局限性, 给周期制定带来一定难度;部分井存在水敏排水期长, 给地层造成伤害。
3.3 套管掺热水
3.3.1 实施情况:
套管掺热水热洗方式是用罐车拉温度大于85℃的热水, 从油套环空罐入。根据每口井的动液面高低确定出静水柱压力, 要求入井液形成的液柱高度不超过静水柱压力, 使入井液只能留在井筒, 不能进入油层, 从而避免伤害油层。今年共在23口井上实施蒸汽热洗29井次, 占洗井的25.9%, 平均排水期1天, 比原来常规热洗缩短了4天。
3.3.2 适用性及存在优缺点:适用性:一切适用于常规热洗的井
优点:降低入井液用量, 低伤害或不伤害地层。
缺点:低产井自身排液能力差, 融化的蜡不能全部排出, 井筒温度下降后二次结蜡, 致使热洗效果受影响, 有效期大大缩短。
3.3.3 稠油井套管掺水降粘效果显著:
10-13生产层位S3上4中1, 1772.1-1827.3米, 12.2米/3层, 工作制度44*3*4.5*1651, 产状:1.0/0.5/51%/w c c。该井在未实施掺水前, 供图明显为稠油井严重供液不足供图, 抽油机皮带使用周期为40天, 停井超过1小时, 开抽困难, 需热洗解卡。实施掺水后 (10/天) , 最大负荷由原来的127.8KN降至86.8KN下降了41KN, 以上问题迎刃而解, 皮带使用周期达到了120天。
3.4 井口投加清蜡剂
3.4.1 实施情况:今年以来共在13口井上投加油基清剂54井次。
3.4.2 适用性及存在优缺点:
适用性:产液量低于10吨/天, 含水低于70%, 沉没度小于300米, 示功图严重供液不足井。
优点:不伤害地层。
缺点:长期投加效果递减。
3.5 井口投加降粘剂.
3.5.1 实施情况:今年以来共在7口井上投加降粘剂42井次。
3.5.2 适用性及存在优缺点:适用性:
胡十二块沙三上四中一及胡十东两个稠油层系, 产液量低于10吨/天, 含水低于90%, 粘度高、密度大, 流动性差的稠油井。
优点:降粘增强原油流动性, 降低回压, 减轻抽油机负荷。
4 今年以来好的做法
4.1 利用电量变化曲线优选清蜡方式优化清蜡周期
由于目前抽油机井大都用1140V电压, 电流变化小从电流上很难发现因结蜡造成的负荷上升, 而比较直观的示功图每半月测试一次, 有时间局限性, 在此情况下我们想到用单井电量变化曲线进行油井负荷监测。
案例:12-166原定热洗周期60天, 10.5套管掺热水热洗, 洗后日耗电量由230KW降为170K W, 至11.16日耗电量再度升至230K W, 距上次热洗41天, 于是就缩短热洗周期, 11.18日进行常规热洗, 洗后日耗电量降为150KW。
今年以来, 结合阶段性耗电量曲线分析, 调整清蜡方式11井次, 调整热洗周期16井次, 提高了清蜡措施效率, 确保油井的正常生产。
4.2 自制过滤器防止异物入井
今年下半年出现热洗后油井生产不正常固定凡尔漏的情况, 12-26于8.11常规热洗, 洗后功图反映固定凡尔漏, 9.6检泵, 拆泵发现拆泵发现泵筒内有密封胶带。分析原因为罐车不干净, 热洗时把胶带带入井中所致, 今年出现这种情况的还有52-9井;针对这个问题我们自制了一个滤网热洗时使用, 以后再没出现类似情况。
5 几点体会
(1) 结蜡井应清防结合, 以防为主, 优势互补。
(2) 固体防蜡器、油井特殊保护装置有效期太短 (只有180天左右) , 不能适应油井生产需要, 下步建议加大药量, 使其有效期延长到300天。
(3) 闭式洗井管柱工艺上存在缺陷, 12-170现场打压15 Mpa, 未洗通, 下步需改进。
(4) 加清蜡剂、蒸汽热洗必须与常规热洗交互使用, 才能确保油井生产正常。
(5) 以后凡是经罐车的入井液, 必须加装滤网过滤。
(6) 利用电量变化曲线优选清蜡方式优化清蜡周期不失为一个可行的方法
参考文献
油井清防蜡 篇5
关键词：油田地面建设,油井,结蜡机理,清防蜡
石油行业是我国经济发展的支柱之一, 油田在石化企业中占有极为重要的地位。因此, 油田油井的清防蜡方法直接影响了油井的生产效率以及石油的生产质量, 这将会影响到企业的生存与发展。有数据表明, 我国油田地面建设过程中的清防蜡方法完善还有一定的路要走, 其在不同层次都有着不同深度的问题, 微观上来说其影响石化企业自身的可持续发展, 宏观上来说其影响着社会主义市场经济秩序的发展。因此在今后的油田地面建设过程中要结合现代化的清防蜡方法, 以提高油田的生产效率, 推动我国经济的蓬勃发展。
1 油田油井结蜡体系简介
石油企业地面建设工程中探究清防蜡方法的目的是为了完成油井清防蜡的预定目标, 通过对油田油井建设项目全过程的组织、协调和控制, 从而达到最高的采油效率。油田油井结蜡体系的核心就是石蜡, 这是一种呈板状或片状的结晶体, 它的主要成分是正构烷烃, 其分子量较大, 一般在300—500之间。还有就是它的碳链结构较复杂, 通常情况下有20多个C分子, 但是它的熔沸点较低, 在50℃左右。油田油井的结蜡机理主要由温度和压力控制, 在常规油井的生产过程中, 我们要不断地降低压力、温度以及控制气体的析出速率, 让溶解在原油中的石蜡慢慢析出, 使其依附结晶在油管、油套等机器设备上。在实际生产过程中, 油田油井的结蜡产物并不是白色晶体, 它是由石蜡、沥青等各种混合物组成的黑色胶体。当这种混合胶体逐渐增多, 也就是结蜡现象太过明显, 就会导致井内的出油管道逐渐变窄, 甚至还会堵死出油管道, 在一定程度上影响了油井的生产效率。在长期的实践生产中, 我们总结了大量的油田油井结蜡规律以作参考, 首先是油井开采后期的结蜡现象比较严重, 而且原油的含蜡量越高, 其结蜡现象越明显;其次就是高温井不容易结蜡, 出砂井容易结蜡;最后就是不洁净的机器设备上易出现结蜡现象。当前, 我国大多的石油企业对油田日常建设工程项目已经认识到清防蜡措施的必要性和急迫性, 但是企业本身缺乏专业的人才和相对的技术经验, 因此有很多地方潜在着巨大的风险。所以, 采取有效的清防蜡方法, 并且建立一套科学完整的技术体系迫在眉睫, 这也是石油企业的发展基础。
2 探究油田油井的清防蜡技术方法
2.1 机械清蜡技术
顾名思义, 机械清蜡技术就是指用机械设备完成清蜡任务, 在此过程中要特别注意机械臂的使用力度, 完成精准的机械刮蜡工作。在实际的油田油井清防蜡工作中, 要通过判断油井的结蜡情况而采取不同的清防蜡方法, 例如在自喷井中, 就需要用专用刀片进行刮蜡。
通过来回拉动绞车, 使其完成清蜡工作, 并将石蜡带出油井。
2.2 磁防清蜡技术
随着现代高新技术的不断普及, 目前我国绝大部分的油田井都开始使用磁防蜡器, 以完成对油田井的清蜡工作。当前我国的油田井多采用水磁式防蜡器, 因为这种设备的稳定性较高, 也有的油田井则是采用电磁式防蜡器, 但是它们的工作原理大致相同, 都是通过进行磁场影响, 从而降低原油的凝固点, 同时也使得石蜡析出点降低, 能够有效地达到油井的清防蜡目的。
2.3 热力清洗技术
这种技术的关键就是控制温度, 通过增加热能使得抽油杆和原油的温度持续升高, 达到析蜡温度, 从而到达防蜡目的, 不仅如此, 还可以达到清洗作用。它的工作流程是通过使用较大的热容量载体, 将热能带到井中使石蜡进行融化, 一般先从油井的地步开始清洗实现了清洗以及预防的作用。值得注意的是, 热力清洗技术一般先从油井的底部开始清洗。
2.4 化学药物清洗方法
使用化学药物进行石蜡清洗, 这种方法比较传统但效果却很明显。首先是通过使用化学药物对金属表面进行喷膜, 使其获得一层保护膜, 防止出现油井的结蜡现象;其次就是通过化学药品改变石蜡的组成成分, 使其不易形成结蜡现象, 最终随着油井液流出地面。
3 结语
清防蜡方法可以让石油企业得到更好的发展机会, 在油田的日常生产方面, 可以提高原油的生产效率, 并帮助企业节约生产成本, 增加其可持续发展能力。在实际应用方面, 企业各级管理人员要随时注意各个油井的结蜡现象, 保证油田的采油效率。只有不断完善油田的清防蜡方法策略, 才能保证产油工作的顺利进行。
参考文献
[1]彭向明, 项明杰.油井结蜡机理及清防蜡技术在靖安油田的研究应用[J].石油化工应用, 2007, 04:40-43.
[2]王光朋.探讨油田油井结蜡机理及清防蜡方法[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, 11:178.
油井清防蜡 篇6
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
[1]周怀亮, 朱学海, 甄宝生, 颜晓燕, 李登.渤海油田高含气和结蜡井的电潜泵与管柱工艺设计应用实践[J].石油知识, 2013 (5) :44-48.
[2]敬加强, 杨梅, 刘霞, 萧巍.基于热油管道结蜡不均匀性的蜡沉积厚度预测[J].油气田地面工程, 2013 (7) :36-37.
油井清防蜡 篇7
关键词：清防蜡,结蜡机理,蒸汽热洗
1 结蜡的影响因素
延长油田南部上畛子作业区油井在开采的过程中, 随着温度和压力的下降, 使得原油熔蜡能力的降低, 石蜡会结晶、析出、长大、聚集后沉积在管壁上, 石蜡通过结晶、析出、聚集、沉积造成油管堵塞。给油井开采造成了严重的捆饶。由于结蜡的问题, 一方面会造成油井开采只能减产甚至停产;另一方面会直接造成抽油机及油井的超负荷运转, 严重导致安全事故例如油管刺漏的发生。进一步影响了原油的产能及企业的经济效益。采油过程中结出的蜡并不是纯净的蜡, 它是原油中碳氢化合物, 原油中的蜡主要是碳数比较多的正结构烷烃混在一起, 即含有其它高碳烃类, 又含沥青质、胶质、无机垢、泥沙铁锈和油水乳化物等的半固态和固态物质。上畛子作业区在油井生产初期和中后期在油层保护的基础上, 长期定量加高效表面活性剂, 清蜡剂等化学药剂防蜡按周期对油井实施高温蒸汽热洗清蜡工艺技术。
2 油层保护与高温蒸汽热洗技术
一般是依靠长期进行定量添加化学药剂的方式来降低原油的粘度, 进而达到提升原油熔蜡能力、维持油井生产的目的。但这种方法, 对于结蜡严重的油井职能起到缓解由石蜡以及沥青中分析出物质的重组和再次附着的速度, 针对严重结蜡油井, 通过油层保护与高温蒸汽热洗清防蜡结合技术, 定期对严重结蜡油井进行蒸汽热洗清理油管内壁和抽油杆的积蜡。大幅度降低对油井生产的负面影响, 维护了严重结蜡油井的正常高效生产。
2.1 高温蒸汽热洗清蜡技术工艺原理
高温蒸汽热洗清防蜡综合技术是将油层保护技术和热洗清蜡技术两者结合进行的, 首先要先调配出适合采用的清蜡活性水, 再使用锅炉车对小部分的高温蒸汽水和清蜡活性水的两相混合物进行加热, 通过蒸发出的蒸汽对套管内壁以及长期积存在油杆内的积蜡进行软化并融化与原油中, 最终油井在进行正常生产时, 就会把之前融化的蜡和蜡晶体排出去, 实现热洗清蜡的最终目的。
2.1.1 热洗水量
在一般的情况下是将油藏的一个长期数据作为基础, 再结合不同区块情况以及在进行油层的蒸汽热洗时得出的参数, 加上平时的管理经验, 根据实际热洗时电流等情况, 对小流量的蒸汽进行现场的调节及控制。在对1.0立方米/小时底排量的油管外壁进行热洗加热时, 要防止以下情况的出现:第一, 在加热中要避免由于大块的蜡掉落泵筒造成的卡泵现象;第二, 要避免外壁剥落的蜡掉落到蒸汽通道中堵塞通道, 造成的闷井现象。
2.1.2 热洗温度
一般情况下, 洗井的温度都是将蜡的熔点作为依据的, 返出的温度要求在高于熔点温度的30%以上, 50%以下这个范围内。一般蜡内含有的碳含量越高, 那么返出井口时的温度就会成正比, 会越高, 一般会达到70℃甚至以上。
2.1.3 热洗时间
通常情况下, 热洗的周期一般是由期间电流以及悬点载荷数值还有油井示功图这些数值的变化情况来确定的。通常是在电流经过低运行进入稳定后40-60分钟结束。
2.2 高温蒸汽热洗清蜡技术现场实施流程方案
2.2.1 蒸汽热洗准备阶段
采取对地面的管线连接以及采油树进行保温包扎的方法, 可以有效地减少热量上的损失, 能够对蒸汽的热洗效果起到很好地保障作用。在进行包扎前, 要先配置出适量适度的油井清蜡活性水, 并提前做好与配伍性试验, 确保在进行热洗后不会有油层污染产生。操作时, 要将活性水一次性加到热洗车中, 然后加热至70℃以上, 在对井口的采油树及连接管线进行保温包扎, 另外还要注意对抽油机示功图和电流数据的认真录取。
2.2.2 蒸汽热洗阶段
在这个阶段, 抽油机要持续不同的运行, 并向套管内连续的注入小排量的高温蒸汽, 要求注入的为120℃以上的, 并且要相隔30分钟就要进行一次电流数据的测量和记录, 之后根据蒸汽的注入压力, 对出现的憋压、油井卡泵等情况采取及时的处理。
2.2.3 热洗排蜡阶段
在结束了蒸汽的热洗清蜡过程之后, 不可以对保温措施采取立即拆除, 管线保温措施要在其结束2小时后才可以进行拆除, 这样才可以保证融化后的蜡可以完全排除与井筒之外。由于在进行高温热洗清蜡时是一个长时间的高温过程, 因此难免会使原油中会出现新的结蜡, 这就要求在热洗后要及时的进行抽油机排量。
延长油田南部上畛子作业区利用油层保护的高效表面活性剂, 清蜡剂等化学药剂结合高温热洗清蜡技术, 再配以调制的高温加热的清蜡活性水加蒸汽水混合体对已经结蜡严重的油井套管的内壁和油杆上以及抽油泵的积蜡, 进行缓慢而长时间的融化达到良好油井清防蜡目的, 保证了油井高效生产, 使上畛子作业区原油生产经营取得了较好的经济效益。
参考文献
[1]候帅军;肖虎;申宏;孤岛外围油田清防蜡工艺[J].油气田地面工程, 2006年07期.
[2]油田开发后期油井清蜡方法作者:王备站, 邹远北, 周隆斌.期刊—核心期刊油气地质与采收率, 2003年第03期.