井筒清防蜡（共7篇）
井筒清防蜡 篇1
油井结蜡不仅会减小油流通道, 不断增大油流阻力, 使油井产量减小;而且井筒结蜡严重会导致抽油泵卡泵, 油井停产。
1 结蜡现状分析
1.1 结蜡机理
油田在开发之前, 原油处于高温高压条件下, 一般都以单相液态存在, 蜡完全溶解在原油中。当油田进行开发时, 原油从储油层流入井底, 再从井底沿井筒举升至井口, 压力、温度随之下降, 当压力降低到一定程度时, 破坏了石蜡溶解在原油中的平衡条件, 致使石蜡结晶析出;原油的温度下降到蜡晶开始析出的温度 (析蜡点) 时, 蜡晶微粒便开始在油流和管壁上析出。油流中的蜡晶一部分随油流采出, 一部分聚集、凝结并粘附于油管杆表面。
1.2 结蜡位置
井口~井下100米, 该段油流速较快, 未等蜡沉积就随井液带出地面, 未发现结蜡;
100~1000m井段, 随着压力、温度的降低, 结蜡主要发生在该井段, 从检泵现场发现, 结蜡主要集中在井下400-600m处;
1000m以下, 蜡以胶体状溶解在原油中。
1.3 结蜡周期
姬塬油田油井结蜡现象普遍, 结蜡周期为2个月, 结蜡位置主要集中在井深400-600m处, 结蜡厚度5-7mm。
2 清防蜡工艺
针对井筒结蜡的问题, 我们先后试验了多种清防蜡工艺, 主要包括化学法清蜡、热洗清蜡和物理法清蜡三种。其中化学法清蜡主要有井口投加清蜡剂和固体防蜡筒两种;热洗法清蜡包括常规热洗和自能热洗两种;物理法清防蜡主要是使用空化声磁防蜡器。
目前我厂的清防蜡工艺以化学加药与热洗为主, 辅以磁防蜡。
2.1 化学法清防蜡:
2.1.1 清蜡剂
清蜡原理:通过有机溶剂或表面活性剂水溶液使蜡溶解, 并随油流将其带出地面, 药剂从油套环空中注入, 不影响油井正常生产和其它作业。
通过对元47延10区块油样、蜡样进行色谱分析, 发现原油中的组分以C20-C30为主;蜡样中的组分以C30-C40为主, 其中硬蜡占到一半以上。在日常生产中发现, 前期使用的CX-2型清蜡剂在侏罗系油井及罗27区块油井治理效果不佳。
2.1.2 治理措施
2011年我厂试验引进XL型清防蜡剂, 在前期室内评价良好的基础上, 11年开展XL型清防蜡剂现场投加试验。
为了摸清油井的结蜡规律, 制定科学合理的加药制度, 7月份以来在学11延9区块5口侏罗系油井和罗27区块20口三叠系长6油井进行化学清防蜡试验。通过不同的加药制度使用不同的化学药剂, 利用电流载荷曲线预测油井结蜡趋势, 调整加药周期和加药量, 最终形成单井的加药方案在全厂推广。
试验内容:
(1) 不同的加药制度:按含水及油井产液量周期加药。含水大于60%的油井可不加药;液量小于3m3的油井3L/ (3天·次) ;3-5m3的油井5L/ (3天·次) ;大于5m3的油井8L/ (3天·次) 。
(2) 不同的药剂:以清为主的CX-2型清蜡剂和清防结蜡的XL型清防蜡剂。
试验效果:
(1) 观察含水大于60%未加药的4口油井载荷曲线保持平稳。
(2) 周期加药能有效抑制载荷上升, 减小电流、载荷差值, 满足油井清蜡要求。
(3) XL型清防蜡剂比CX-2型清蜡剂清蜡效果好, 载荷曲线下降明显。
取得的认识:
(1) 从载荷曲线来看通过周期加药能有效缓解油井结蜡抑制载荷上升。
(2) 从载荷变化曲线可以看出, 使用XL型强清防蜡剂后载荷曲线较之前使用CX-2型清蜡剂的载荷下降明显, 说明XL型清防蜡剂清蜡效果优于CX-2型。
固体防蜡管:
防蜡机理:将化学药品注塑成固体放入钢制管内, 接在泵下, 药品缓慢溶解释放, 起到防蜡作用。
2011-2012年应用油气院研发的PY-1型化学固体防蜡管20口井, 载荷上升缓慢, 结蜡周期由4个月延长至10个月。
取得的认识:
(1) 化学固体防蜡管能有效延长油井结蜡周期, 是适合姬塬油田的一项清防蜡工艺;
(2) 减少了岗位员工井口投加清防蜡剂的劳动强度;
(3) 与井口投加化学清防蜡剂相比, 减轻了对套管的腐蚀, 同时减少了药品的浪费;
(4) 解决了封上采下油井不能进行进口加药的问题。
2.2 热洗清蜡
2011年在常规热洗工艺的基础上试验引进了负压热洗工艺。
常规热洗将热水灌入油套环形空间, 增大了井底压力, 常常使大量洗井液渗入地层。因此热洗后油井需要较长时间排出这些液体。同时, 如果洗井液是淡水, 进入地层后还会造成地层污染。第一, 由于注入水与地层水的不配伍性, 在地层发生物理化学反应, 生成沉淀物质堵塞地层;第二, 发生贾敏效应, 使地层油相渗透率下降;第三, 淡水使粘土矿物膨胀, 降低地层渗透率。
另外, 常规热洗清蜡效果不理想。第一, 热洗时间短, 一般在3-4小时, 热洗温度在60-80℃之间, 经现场验证清蜡效果不理想;第二, 单井费用高, 考虑到洗井清蜡车的燃油费用、罐车拉运清水的费用及员工操作费等, 平均热洗一口井需3000元左右。
而C X型自能热洗机利用蒸汽和天然气作为油井热洗的洗井液和能源, 达到节能、清蜡、保护油层和安全生产的目的。
热洗效果体现在以下几个方面:
(1) 热洗效果好。与常规热洗相比清蜡效果明显, 是一项适用于姬塬油田的热洗工艺。
(2) 节省燃料费用。采用油井伴生气做燃料, 节省了常规热洗锅炉车的燃油费用。
(3) 节省洗井液运费。节省了常规洗井的清水运输费。
(4) 避免了油层污染。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) 避免了洗井后排液影响油井产量。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, 不需要像常规洗井那样, 先排出洗井液。
2.3 空化声磁防蜡
防蜡机理:
井筒流体通过空化声磁防蜡器时, 利用原油中溶解的天然气产生强烈的空化效应, 以及通过声磁交互叠加作用, 打断蜡分子链结构, 并使蜡充分均化、细化在原油中, 防止蜡晶析出而顺利产出地面。该装置安装在泵下2-3根油管处。
3 下步治理方向
(1) 进一步筛选适合环江油田原油物性的高效清防蜡剂和摸索科学合理的加药制度。
(2) 丰富井筒清防蜡工艺, 针对井口投加清蜡剂单井费用高的问题, 下步需引进其他经济、高效的适应清防蜡工艺。
(3) 完善自能热洗工艺。摸索合理的热洗时间、用水量及热洗周期。
摘要：本文针对姬塬油田结蜡严重的问题, 通过分析结蜡原因、防治机理、治理手段及应用效果, 总结出了适合不同区块的清防蜡工艺并为下步清防蜡治理提出技术思路。
关键词：结蜡,防治,技术,思路
参考文献
[1]杨胜来, 魏俊之编著.油层物理学[M].北京:石油工业出版社, 2004
[2]洪世铎主编.油藏物理基础[M].北京:石油工业出版社, 1985
油井清防蜡探讨 篇2
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
[1]杨先祥, 陈明敏, 池晓彪, 方世跃.红柳泉油田采油井合理清蜡方式问题探讨[J].青海石油.2011 (01) :75-78.
[2]王小军, 梁宇庭.油井清蜡及缓蚀、阻垢、清蜡剂在油井中的应用[J].甘肃科技纵横.2010 (02) :50-52.
[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.
论清防蜡新工艺的推广应用 篇5
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.
探讨油井清防蜡技术应用效果 篇6
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) .
井筒清防蜡 篇7
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