热洗清蜡

热洗清蜡（精选3篇）

热洗清蜡 篇1

摘要：在石油开采过程中, 抽油机井连续作业时间过长就会导致油管壁结蜡现象出现。蜡质成分凝结粘连在油管壁上, 随着时间的积累越来越厚, 油管的单位通过面积越来越小, 甚至造成“卡井”事故, 形成油管堵塞的现象, 严重影响了石油开采工作的正常进行。抽油机井一旦出现结蜡现象就需要进行清理, 目前热洗清蜡技术是油井正常生产中常用的一种手段, 也是进行周期性抽油机井检测的有效方式。

关键词：抽油机井,热洗清蜡,油管清理,效果分析

1 抽油机井结蜡分析

1.1 抽油机井结蜡的原因分析

石油开采作业的过程是十分复杂的, 会遇到各种障碍问题, 其中抽油机井结蜡是最常见的问题之一。

在油管中形成结蜡现象的成分主要是石蜡, 这是一种固相物质, 广泛地存在于各种类型的原油中。众所周知, 石油是一种液态混合物, 主要由各种组分的碳氢化合物构成。其中一部分烃类物质的碳原子数在16-64之间 (烷烃) , 这一类物质所形成的固相成分就被称之为石蜡。

由此判断, 石蜡本身也是一种固相混合物, 它的物理性质很活跃, 从外形来看是一种白色微透明结晶体, 最低熔点49摄氏度, 最高熔点60摄氏度, 最大密度每立方米905公斤, 最小密度每立方米880公斤, 在原油中一般呈现出溶解的状态。

但是由于物理性质较为活跃, 温度和压力稍微发生变化就会改变。特别是随着抽油机井的作业, 从地下举升到地面的过程中, 温度降低、压力变小就会出现结晶体析出的现象, 当结晶体不断聚集扩大并沉淀在油管壁上, 就会出现结蜡现象。这就是抽油机井出现结蜡的原因。

1.2 抽油机井结蜡的过程分析

根据抽油机井的工作原理, 抽油杆通过地面的动力装置带动抽油机设备, 同时抽油杆连接井下泵筒, 不断进行活塞运动产生反地心吸力, 最终实现采油目的。在这一过程中, 随着原油沿着油管上升靠近地面, 溶解在液体原油中的烷烃物质开始发生变化。

首先, 当靠近地面之后, 压力变化最为明显, 随着压力降低气体析出, 开始出现蜡聚现象;其次, 随之温度和压力处于双双降低的状态, 大量石蜡晶体开始游离在原油内部, 并形成大块结晶体;再次, 石蜡成分开始凝结并附着在油管壁、设备等表面。

2 抽油机井热洗清蜡效果的影响因素

热洗清蜡技术是解决抽油机井结蜡排除的有效手段, 具有简单、高效、实用、经济等特点, 在执行上一般采取热水灌入油套环空内。由于热水的温度最高可达到100摄氏度, 而石蜡的最高熔点只有60摄氏度, 在高温的作用下石蜡逐渐溶解, 并被油泵抽吸, 最终随着原油一起流出地面。

影响抽油机井热洗清蜡技术效果的因素, 主要和以下几方面有关。

2.1 原油中的石蜡成分因素

油管壁及其他设备表面之所以会形成结蜡现象, 就是因为原油中含有石蜡成分, 在温度、压力、溶解度等因素趋于一致的前提下, 原油里面含有的石蜡成分越多, 热洗清蜡技术的效果就越不明显, 所需要的温度作用时间也就越长;此外, 原油自身的性质对结蜡也有影响, 在含有石蜡成分相同的情况下, 轻油比稠油更容易析出石蜡成分。

2.2 胶质和沥青成分的因素

原油中含有的胶质和沥青成分对石蜡的凝结也有较大的影响, 并且在使用热洗清蜡技术的过程中, 不容易被冲走。

胶质的特点是可以吸附于石蜡表面, 如同一层保鲜膜一样阻止石蜡继续增大, 而沥青物质不溶于原油, 它可以形成石蜡结晶的内核, 对石蜡物质具有很好的分散效果。在石蜡凝结过程中, 遇到胶质和沥青之后会呈现出颗粒晶体游离状态, 不会沉淀到油管壁表面, 这是对热洗清蜡技术有利的一面。但是, 当石蜡凝结持续进行, 所形成的石蜡晶体在这两种物质的作用下, 就表现出十分稳定而紧密的状态, 不容易被融化和冲洗, 这是不利的一面。

2.3 水和杂质的含量因素

原油中的杂质和沥青的作用一样, 都是可以形成石蜡结晶的内核, 这种情况下会促使石蜡结晶形成。如果杂质附着在油管壁或者井下设备表面过多, 也会加剧结蜡程度;但相对于沥青物质不溶于水的特点而言, 由杂质所形成的内核石蜡晶体在热水剂作用下容易分离。

同时, 原油中含有的水分可以保持一部分热水温度, 避免热量快速丢失。在注入热水剂的同时, 油管壁和井下设备表面也会形成水膜, 阻止结蜡现象的发生。

3 抽油机井热洗清蜡技术的应用研究

热洗清蜡技术的运用方法灵活多样, 可以根据不同的油田环境、井下环境和原油品质等展开探索。经过研究, 作者认为在应用中应该遵循以下的要素:

首先, 在进行热洗清蜡操作前, 要保持出口回油的温度在60摄氏度以上。60摄氏度是石蜡的物质的最高熔点, 同时将符合这一要求的温度维持一小时左右。

其次, 在进行热洗清蜡操作中, 要保证抽油机处于工作状态, 如果抽油机不能工作则立即停抽。尤其是发现结蜡较为严重的情况时, 要加大热洗的力度。

再次, 在进行热洗清蜡操作后, 不能立即开启油套连通的阀门, 一般要停止250分钟以上, 给热水剂保留作用时间。

综上所述, 热洗清蜡技术在去处石蜡沉淀附着方面有很大的作用, 总体来说, 在300米以上的井段作用是非常显著的。但通过不断地实践发现, 这一技术也存在局限性, 例如随着原油液面深度的不断增加, 热洗清蜡技术也无法将所有的结蜡完全溶化和冲洗, 因此还要借助一些化学清洗剂来实现。

参考文献

[1]刘军.抽油机井热洗清蜡的摸索与研究[J].内蒙古石油化工, 2011, 22:11-15.

[2]张少奎, 杨巍, 官略.对抽油机井热洗清蜡的研究与认识[J].油气田地面工程, 2003, 04:11-13.

[3]刘静, 朱莉萍.抽油机井热洗清蜡的探索与研究[J].今日科苑, 2010, 10:48.

[4]王枭.抽油机井热洗清蜡过程的温度场研究[J].内蒙古石油化工, 2014, 20:19-21.

[5]黄晓鹏.抽油井热洗周期探究[J].科技与企业, 2012, 13:55.

空心抽油杆热洗清蜡技术研究 篇2

在石油开采过程中, 石油从地层举升到地面, 温度、压力等因素发生变化时, 井筒中会出现析蜡现象, 析出的蜡长时间积聚, 会使井筒液流通道变细直至蜡堵[1]。空心杆热洗清蜡技术研究是针对井筒中原油已经析蜡、积聚后, 采用实用、经济、简捷的科学方法, 对积蜡清除、对井筒和流程系统升温清洗, 保持油井正常生产的热力清蜡技术研究。

2 空心抽油杆热洗清蜡工艺技术原理

该工艺是把热力载体 (热油、热洗水) 通过空心杆泵入油管, 加热原油清蜡后从油管返回到地面流程, 避免了热洗载体进入油层, 具有清蜡效果好、不伤害地层、不伤套管、工艺流程合理、经济适用等技术优点。

油管内循环清蜡工艺杆柱组合为:光杆由空实两种性质的光杆组成, 实心光杆短节与空光杆间采用专用洗井三通相连, 空光杆下连空心抽油杆, 由井下洗井开关与实心杆连接, 空心杆下入位置为油管结蜡点以下30~50米, 当通过产量分析, 制定热洗周期, 需要进行热洗清蜡时, 则使用快速接头将专用软管与热洗清蜡车及井口洗井三通连接, 热洗清蜡车将热流体以一定的排量及压力泵入空心杆, 打开井下专用洗井阀, 热流体由管杆环空上升至井口并进入单井生产管线, 从而达到油管内循环热洗清蜡的目的。

3 关键技术研究

3.1 空心抽油杆材质研究

抽油杆是在循环应力下工作的, 其工作能力下降的主要原因是抽油杆的淬透性和淬硬性不足, 为提高淬透性和淬硬性, 防止产生化学成分的微观不均匀性, 在钢中加入一些Mo和V, 就能促使固溶体中的Mn和Cr均匀分布, 使其化学成分的不均匀性减小1~1.5倍, 从而使淬透性大大提高[2]。在锻造抽油杆头部时, 保持最佳变形条件, 对于显微组织的形成是非常重要的。低碳合金钢比高碳合金钢变形好, 而且变形时低碳合金钢所需的变形力小。因此, 选用变形性能好的低碳合金钢保证锻造质量。综上所述:原材料适合选用淬透性和变形较好的低碳合金钢, YB/T054-94《抽油杆用热轧圆钢》标准中的20Cr Mo A优质低碳合金钢, 原材料杆体直线度好, 表面缺陷少, 淬透性好, 经过调质后, 塑性指标比较理想, 适合制造工艺型超高强度抽油杆。

3.2 空心光杆连接螺纹工艺研究

普通D级空心光杆是一端锥形螺纹, 一端普通空心杆螺纹, 其中锥形螺纹一端无推承面, 与连接件之间不能形成预应力, 使用中此处锥形螺纹的应力比较集中, 在拉—拉循环应力下易形成早期裂纹导致疲劳断裂失效。为了防止空心光杆的早期失效, 需改善锥形螺纹处的受力状态。采用增加预应力的办法, 将锥形螺纹改为直螺纹, 增大杆端的直径, 增加推承面, 使螺纹处受到的应力的应力幅得到有效的减小。锥形螺纹改进为带推承面的直螺纹后, 疲劳寿命得到较大的提升。

3.3 洗井连接三通研究

采用1~2米的实心光杆短节与悬渑器相连, 实心光杆短节与空心光杆之间用三通连接, 空心光杆与三通连接处采用空心杆密封方式, 通过两道密封圈保证足够的热洗压力。

3.4 井下开关的研究

井下热洗开关用于连接空心杆与普通抽油杆。它与上端空心杆用耐高温密封圈密封, 内部用阀球、阀座及弹簧组成逆止阀控制液体的单向流动, 阀座与开关阀体内空也用耐高温密封圈密封, 井下热洗开关对杆管间的液体为封闭状态, 对空心杆内腔的液体是压力开启状态。设计弹簧采用0.2MPa的开启压力, 空心杆内腔热载体的压强比杆管间的液体压强高0.2MPa以上时, 井下热洗开关才能打开。为加强阀体强度, 阀体的外流口采用两对长圆孔, 热载体流动空间, 保证足够的阀体承拉截面。井下热洗开关内部件除密封圈外全部采用不锈钢制造, 能有效抵抗热载体的腐蚀, 使用寿命长。热洗时, 井下热洗开关在内外压差的作用下打开, 热洗完毕后, 随着内压力的减小, 井下热洗开关自动关闭。

4 现场应用情况及效果

该工艺技术在春光油田排2井区推广使用40余口井, 热洗清蜡300余井次, 单井用水7~10方, 洗井一次成功率100%, 平均清蜡周期为20天清蜡一次。与常规热洗清蜡效果相比, 有以下优点:

(1) 耗水量少, 与常规热洗相比节约热洗水50%以上;

(2) 热洗温度高, 热洗液井口出口温度70℃以上, 比常规热洗温度提高20℃;

(3) 清蜡效果好, 油井结蜡周期延长3~4倍;

(4) 施工操作简便, 洗井时只需将带快接的胶管联于井口快接即可。

5 结论及建议

空心杆热洗清蜡技术具有热洗效率高、不污染油层、施工简便的特点, 能有效延长油井结蜡期, 是一项很好的清防蜡措施, 使用效果非常好, 具有显著的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]金毓荪.采油地质工程[M].北京:石油工业出版社, 1985.

热洗清蜡 篇3

关键词：结蜡机理,热力清蜡,小排量,熔蜡,排蜡,电流,效果

1 油井结蜡的危害

蜡在油层条件下通常以溶解态存在, 然而在开采过程中, 含蜡原油沿着油管上升。随着压力不断降低, 以及轻质组分的不断逸出和温度的下降, 原油中的蜡开始结晶逸出, 并不断沉积, 最终导致油井产量下降, 甚至造成停产。

2 热力清蜡现状

目前胡状油田常用的热力清蜡方式有四种:常规热洗、循环热洗机热洗、蒸汽热洗和目前推广应用的 (小排量热洗+活性剂) 清蜡, 而 (小排量热洗+活性剂) 热力清蜡, 排水期短、减少油层污染、成本低, 效果直观而越来越成为采油管理最常用的一种清蜡方式。

3 常规热洗与 (小排量热洗+活性剂) 热力清蜡的操作过程分析

设定某热洗井参数如下:

Q理=36 m3/d, 也就是1.5m3/h;Q实=12m3/d, 也就是0.53/h;

动液面Y=1900m;

油层中深H=2100m;

油层中部压力P=8-12MPa;

已知油套环空体积V环=0.0079m3/m, 管柱内体积V环=0.003m3/m;

故:1m3液体可以形成126m高水柱;油层中部可承受液柱1091米。

3.1常规热洗

常规热洗是将大量热介质用热洗车注入油套环形空间, 后经抽油泵进入油管, 建立一个热液循环。使井筒温度升高, 蜡逐渐熔化并伴随热洗介质返出地面, 从而完成对井筒中蜡的清理。

常规热洗对各项参数的技术要求是:入井液量不低于15m3, 入井温度不低于80℃, 洗井时间不低于3小时。

常规热洗过程分析

在第一阶段, 排量5m3/H的洗井热液从套管进入, 在30分钟内迅速形成315米高的液柱, 对动液面以上的管柱进行热传递。凝结在管杆壁上的油蜡熔化, 被抽吸出管柱, 此时电动机电流急剧上升。

第二阶段, 时间持续到60分钟, 形成630米高的液柱, 压力达到6.3M P a, 其中大部分热液经过抽油泵进入管柱内, 少量热液进入油层。

第三阶段, 热液持续供给1.5-2小时, 排量达到8-10m3/h, 形成1134米高的液柱, 大于油层中部压力, 进入油层的液量加大。

常规热洗中排量、温度和时间三要素, 在温度不低于80℃的前提下, 排量是第一位的, 而时间则通过电流变化来掌握。按照常规入井液量23 m3、单井理论排量36 m3/d计算:

热洗结束后, 井筒至少滞留水量V留=23-36/4=14m3。

显而易见, 这种剧烈的热力作用的清蜡效果是显著的, 同时对油层的侵害也是显著的, 常规热洗的液柱压力作用很强。高液量油井油层由于压力高, 泵效较高, 其抗侵害能力随之增强, 对油层的侵害相对较小;低产低能井由于油层压力低, 泵效较低, 因此对油层的侵害相对较大。

3.2 (小排量热洗+活性剂) 热力清蜡

(小排量热洗+活性剂) 热力清蜡是将热介质用罐车或锅炉车打热水 (锅炉车排量低) 流, 或打入油套环形空间, 通过油管壁传递热熔化蜡和后经抽油泵进入油管, 通过抽油泵建立一个自身热液循环。使井筒温度升高, 蜡逐渐熔化并伴随热洗介质返出地面, 从而完成对井筒中蜡的清理。

(小排量热洗+活性剂) 对各项参数的技术要求是:入井液量控制在:理论排量/小时*热洗时间+ (油层中部压力/1.1*100-油层中深到动液面的距离) *0.0079m3/m, 入井温度不低于80℃, 低排量 (控制在理论排量之内) , 通过电流变化决定热洗时间。

(小排量热洗+活性剂) 清蜡过程分析

第一阶段:油蜡块软化、松动期

井口特征:电流一般稍微下降后缓慢上升, 能达到洗前电流的120-130%, 时间为30-60分钟。

井筒分析:随着入井液缓慢进入井筒, 热液通过管壁作用在管柱上部的结蜡最致密井段, 伴随着抽油井上行, 从管杆壁上熔化的蜡块开始变软松动, 摩擦阻力增大, 致使电流上升。

第二阶段:油蜡块熔化期

井口特征:电流一般上升后达到恒定值, 时间为30-60分钟。

井筒分析:入井热液通过管壁作用在800米以上管柱后, 伴生气受热力作用从原油中析出, 由于气体的膨胀和蜡块熔化, 致使部分蜡块熔化过程中随油管内液体慢慢移动。

第三阶段:熔蜡排出期

井口特征:电流恒定后开始缓慢下降, 能达到洗前电流的70-85%, 时间为60-120分钟。

井筒分析:蜡熔化后随泵自身抽出液体, 慢慢排出井筒, 电流缓慢回落, 直至完全排出, 电流下降后恒定, 灌水时间、灌水量达到井筒排出, 必须达到800米管柱内体积的1.2-1.5倍, 即2.9-3.6m3。排量不大于1.5m3/h (理论排量) , 同时在水柱压力不大于油层中部压力的情况下可以适当提高进水量, 目的是尽量抑制水柱压力过大, 避免入井液进入油层对油层造成污染。

第四阶段:电流跟踪期

井口特征:核实液量、含水, 掌握该井排水期, 要求每4小时录取一次电流, 直至产状稳定, 电流基于平稳后, 不在上升 (至少在洗前以下) , 如果电流上升 (洗前以上) , 说明蜡熔化后未完全排出造成再次结蜡。

井筒分析:热洗完后, 入井液经过泵自身抽汲作用把井筒剩余入井液, 全部排出后, 产状恢复正常 (一般均在24小时之内) 。

4 (小排量热洗+活性剂) 的清蜡经过

H X 7-2 9 7井的工作制度是4 4*4.8*3.5*1 6 8 7, 正常产状:11.3/1.4/87.5/1666。供液不足, 该井正常电流22/18;日常热洗周期为60天, 该井油层中深1992米, 油层中部压力10.6Mpa, 设计热洗时间3小时, 要求入井液量控制在:理论排量/小时*灌水时间+ (油层中部压力/1.1*100-油层中深到动液面的距离) *0.0079m3/m=36.8/24*3+ (10.6/1.1*100-326) *0.0079=4.6+5=9.6 m3, 故入井液控制在4.6-9.6 m3, 入井温度不低于80℃, 低排量 (控制在理论排量之内) , 通过电流变化决定热洗时间。

2012年5月27日下午13:00投加活性剂50公斤后接锅炉车热洗。50分钟, 电流上升, 上行电流由24-28-31, 下行电流由21-24。

14:30电流电流趋于稳定, 恒定在30/24左右。

16:00热洗结束, 电流恒定后开始缓慢下降, 电流降到18/16。返出温度55摄氏度左右, 总用水量为6方。

通过每4小时录取一次液量、含水、电流的资料跟踪, 该井排水期为16-20小时。

5 效果与评价