油井结蜡原因.docx
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油井结蜡原因
油井清防蜡技术新进展
一、概述
石油主要是由各种组份的碳氢化合物组成的混合物溶液，各种组份的碳氢化合物的相态随开采条件（压力和温度）的变化而变化，可以是单相液态，气、液两相或气、液、固三相共存，其中的固态物质主要是含碳原子数为16至64的烷烃（即CH～CH），这1334166433，熔m0.905t0.88t／m／～种物质叫石蜡。
纯石蜡为白色，略带透明的结晶体，密度为点在49℃～60℃之间。
石油结蜡不是白色晶体而是黑色的固体和半固体状态的石蜡、沥青、胶质、泥沙等杂质的混合物。
我国原油富含蜡，据统计，含蜡量超过10％的原油几乎占整个产出原油的90％，而且大部分开采原油蜡含量均在20％以上，有的甚至高达40％～50％。
我国西部原油像吐哈、塔西南、火焰山的原油中，介于C～C间的石蜡几乎占整个蜡含量的50％。
表1是我国7036大部分油田原油含蜡情况，从表中可见，我国大多数原油含蜡量都比较高。
表1国内主要油田含蜡情况
油田
大庆
吉林
辽河
冀东
大港
华北
胜利
中原
南阳
江汉
含蜡量％
26.2
22.3
16.8
20.5
14.1
21.2
20.8
21.4
30.9
14.6
油田
江苏
四川
长庆
青海
玉门
吐哈
新疆东部
渤海
南海
沈北
含蜡量％
14.6
17.1
10.2
20.0
10.0
12.0
16.0
10.0
20.5
40.9
二、油井结蜡原因及危害
1．油井结蜡的原因
油井结蜡有两个过程，先是蜡从油中析出，然后聚集、粘附在油管壁上。
原来溶解在石油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于石油对蜡的溶解能力下降所致。
一定量的石油，当其组成成分、温度、压力不变时，其溶解力也一定，能够溶解一定量的石蜡。
当石油组份、温度、压力发生变化，使其溶解力下降时，将有一部分蜡从油中析出。
下面讨论影响油井结蜡的因素。
1）石油的组份
在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解力大于重质油的溶解力，原油中所含轻质馏分愈多，蜡的结晶温度愈低，即蜡不析出，保持溶解状态的蜡量就愈多。
任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。
因此，在高温时，溶解的蜡量，在温度下降时有一部分要凝析出来。
在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的蜡结晶温度，可见轻质组份少的石油，蜡容易凝析出来。
2）压力和溶解气
在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低。
在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力愈低，分离的气体愈多，结晶温度增加得愈高，这是由于初期分出的是轻组份气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重1
组份气体，后者对蜡的溶解力的影响较大，因而使结晶温度明显增高。
此外，溶解气从油中分出时还要膨胀吸热，促使油流温度降低，有利于蜡晶体析出。
3）原油中的胶质和沥青质
试验结果表明，随着石油中胶质含量的增加，可使结晶温度降低，见表2。
因为胶质为表面活性物质，可吸附于使蜡结晶表面上来阻止结晶的发展，沥青是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的微粒分散在油中，对使蜡结晶体起分散作用。
显微镜的观察发现，由于胶质、沥青的存在，使蜡晶体在油中分散得比较均匀，不易聚集结蜡。
但是，当沉积在管壁的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。
表2胶质含量对蜡的初始结晶温度的影响
含量，％油管电加热装置型号含义如下：
初始结晶温度，℃
蜡
胶质
煤油
8
－
92
18.5
8
1
92
17.0
8
2
90
16.5
4）原油中的机械杂质
油中的细小砂粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，使蜡晶体易于聚结长大，加速了结蜡的过程。
油中含水量增高时，由于水的热容量大于油，可减少液流温度的降低，另外由于含水量的增加，容易在油管壁形成连续水膜，石蜡不易沉积在管壁上。
因此，随着油井含水的增加，结蜡程度有所减轻。
但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中盐类析出沉积于管壁，有利于蜡晶体的聚集。
5）液流速度、管子表面粗糙程度和表面性质
油井生产实际表明，高产井结蜡没有低产井严重，因为高产井的压力高，初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒中热损失小，油流温度较高蜡不易析出，即使油蜡晶体析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。
如管壁粗糙，蜡晶体容易粘附在上面形成结蜡，反之不容易结蜡。
管壁表面亲水性愈强，愈不容易结蜡，反之，容易结蜡。
2．油井结蜡现象和结蜡规律
国内各油田的油井均有不同程度的结蜡现象，总结分析，大致有如下规律：
（1）原油中含蜡量愈高，油井结蜡越严重，某油田原油含蜡量为1.5％～5.0％的区域，二至三天清一次蜡，含蜡量在5％～8.6％的区域一天清蜡两次，含蜡量在8.6％以上者一天清蜡二至三次。
（2）油井开采后期较开采初期结蜡严重。
（3）高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡，反之，结蜡严重。
（4）油井见水后，低含水阶段结蜡严重，随含水量升高到一定程度后结蜡减轻。
（5）表面粗糙的油管容易结蜡，油管清蜡不彻底的容易结蜡。
（6）出砂井容易结蜡。
（7）油井结蜡位置，自喷井和机械抽油井有所不同。
自喷井油管中结蜡位置分布状况，从结蜡深度看某一深度（如800m）以下井中不结蜡（一般来说即油管下部不易结蜡），因为下部油流温度高、压力高、溶解气多，石油对蜡的溶解能力强。
而某一位置（如700多米）开始结蜡，这是由于油流温度、压力下降，导致油对蜡的溶解能力下降所致，越往上2
结蜡越严重，但接近井口时结蜡减少，这是由于流体流速大，一部分蜡被流体带走所致。
井口油嘴处也容易结蜡。
机械抽油井最容易结蜡的地方是在深井泵的凡尔罩和进口处，及泵筒以下尾管处。
由于石油的组成复杂，油井的生产过程各不相同，温度、压力的变化和溶解气的逸出等也都比较复杂，因此对油井结蜡过程和结蜡规律的认识还需要不断深入和提高。
3、油井结蜡产生的危害
由于原油含蜡量高的原因，使油层渗透率降低。
油气开采中，蜡从油中分离淀析出来，不断的蜡沉积便导致堵塞产油层、油井产量下降，甚至造成停产，给生产带来麻烦。
油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一，寻求更合理的方法以解决油气生产中遇到的问题，便成为油田开发中急需解决的课题，油井的防蜡和清蜡是油井管理的重要内容。
三、油井清防蜡技术
油井的清防蜡方法很多，常用的清、防蜡方法包括机械法、化学法、物理法以及这几种方法的综合措施。
最早是采用机械刮蜡法，后来发展到热油或蒸汽热洗，如，锅炉车、泵车、清蜡车等传统设备进行热力清蜡。
随着各种清防蜡剂的研制成功，化学法清防蜡技术得到广泛应用，近期又发展为细菌清蜡。
在物理法应用方面，主要开发出电热清蜡、磁防蜡以及超声波清蜡
油井防蜡剂的使用原则是：
固体蜡从原油中析出后，在粗糙的管壁上滞留，而后因蜡不断沉积使之逐渐加厚。
防蜡剂的作用在于减少晶体间粘结力，达到防治蜡沉积的效果。
严格地说，清蜡剂和防蜡剂功能是不相同的。
清蜡剂必须突出清蜡效能，防蜡剂则必须突出防蜡效能。
但是兼具这两种功能的系列清防蜡剂，在油田生产中也起了很好的作用。
不过由于原油的多组份复杂性，各个油田原油组成不同，因此防蜡方法也多种多样。
本文只对一些特殊方法作一介绍
1、机械式自动清蜡器清蜡工艺
抽油井自动清蜡器，是借助于抽油杆上下冲程运行实现自动清蜡，无需专人看管，不需采取其它任何清防蜡措施，每口井只安装一套该型自动清蜡器就可达到保持油井稳产、高产之目的。
1）结构
如图1所示，主体（见图2）是该清蜡器的核心部件，主体两端各有两个步进簧，完成与抽油杆的动力转换，并清除抽油杆积蜡；连刀体是主体的核心部件，将主体的各部件
一联成体，连刀体刀口完成对油管的刮蜡动作；换向齿完成主体与油管控制换向齿作单向运动。
的动力转换和主体与换向器的转换功能；复位弹簧与换向齿相连，3
2）工作原理抽油井自动清蜡器的主体运动主要是依据机械原理中的爬行理论而工作。
主体两端的由摩擦力带动主体运行；步进簧卡抱在抽油杆柱上，与抽油杆柱发生摩擦并清除杆柱积蜡，此时换向齿在复位弹簧的作用下，楔向油管，使主体单向运行，直到主体运行到换向器的扩腔中换向齿才直立，而后换向做反向运行；同时连刀体对油管内壁积蜡予以刮除。
在抽油杆柱向下运动时，主体随抽油杆柱向下运动，而当抽油杆柱向上回程时，由于换向齿的单向作用，使主体与抽油杆柱发生相对滑动而保持主体原地不动，当抽油杆柱再次向下运行时，主体再次随抽油杆柱一起向下运行一个冲程，这样往复运动后，主体即可进入安装在结蜡区下端的下换向器中。
在下换向器中，主体随抽油杆柱向下的运动被禁止且使主体上的换向齿换向，主体只随抽油杆柱向上单向运动。
当主体随抽油杆柱步进到安装在结蜡区上端的上换向器后，由于换向器的作用，主体再次发生换向动作，主体这样往复换向，循环运行，即可达到清蜡除垢之目的。
、油管电加热清防蜡技术2油管加热技术是针对稠油井、高凝油井、结蜡油井生产中出现的难题，而研制的一种）。
它是利用正常生产油新型技术，该技术已获得国家发明专利（专利号：
ZL96115994.4高凝油、直接加热井筒内的液体，解决了稠油、井中的油管做热源体，将电能转化为热能，结蜡井生产过程中举升难的问题。
油管电热清蜡技术采用集肤效应原理，当工频交流电流流过铁磁性材料钢管时，由于集肤效应的作用，使钢管的过电有效截面积减少，交流电阻抗显著增大而发热。
集肤效应就导线连接和加热管布局方式来讲，有两种形式：
一种是电源通过导线连接在加热管的外部，这时电流集中在加热管的外表面，即外集肤电流加热法；另一种是导线从加热管内部穿过连接在电源上，这时电流集中在加热管的内表面，即内集肤电流加热法。
把油管和套管作为工频电流的回路，油管是外集肤加热，套管是内集肤加热。
因套管倍，但二者的电阻率基本相同。
直径大于油管直径，一般套管截面积是油管截面积的2.64油管上的电压降远大于套管上的电压降，因而系统产生的热量大部分都集中在油管上，系统热效高，热能损失小，从而达到电热清蜡的目的。
本技术安全、性能可靠、操作方便、热效率高、用电量少于其它电加热技术，是一项开采稠油、高凝油、结蜡油的行之有效的方法；本技术可根据用户要求，与抽油控制系统联合，采用温度、时间闭环控制，做到加热系统与抽油机控制系统联合智能控制。
4
）系统的组成1所3系统组成如图示，由电源变压器、控制柜、地面电缆、井口密封器、井下电缆、绝缘隔离管、油管、套管、油套管接触器及油管扶正器等组成。
2）工作原理：
统热系在油管加中，电源变压器供给系统能量，电能由电源变压器输出，经控制柜隔离调整后，将电能经地面电缆传输到密封器，由密封器经地下电缆将能量传送到油管，再经油管下部的油套接触器与套管连通，形成一个完整的回路。
由于油管本身具有阻抗，当电流流过油管时，油管将发热，因此，本系统用油管做热源体，将电能转化为热能，直接加热井内的液体；绝缘隔离管连接上下油管，保证地面设施与地下带电油管的绝缘安全；油管扶正器安装于油管上，保证了油管与套管隔离，同时地面设施直接接地，确保了地面设施的安全。
3）产品型号
04——□/□YJJ□泵下加热代号：
P
加热装置的额定输入工作电压
加热装置的额定功率
设计代号
油管加热装置（交流）4）主要性能参数：
表3油管加热装置产品规格及技术参数
规格
输入电压V
输出电压V
输出电流A
加热深度m
额定容量kW
YJJ04-50/6000
6000
0～220
300～0
800
50
YJJ04-75/6000
6000
8000～
0～300
1200
75
YJJ04-100/6000p
6000
～0380
300～0
1600
100
YJJ04-150/6000p
6000
660
0～
3000～
2500
150
3、声波降粘防蜡技术
它是利用机械声波装置振动波场的作用，使进入油管原油减缓蜡晶析出的速度，从而5
减少油井洗井的热洗次数，有效延长油井的热洗周期。
1）工作原理
结构如图4所示。
液体在上下接头间较高压差作用下，以某一初始速度通过一次截面收缩，进入声波发生腔，此时流体的流速比初始流速有较大提高。
液体进入喷嘴的锥形收缩截面，获得二次液流收缩，不断地提高流速，在达到水力学管嘴入口时，已获得了很高的流速，通过管嘴时，以高速喷射出喷嘴，形成水力射流。
该射流离开管嘴时，遇到了置于管嘴出口前一定距离的振动簧片，并在簧片刃口上形成强大的水击振动。
簧片在流体的连续激发下产生了一定频率、振幅内的声波振动。
随着流体连续不断的作用，该簧片连续不断地发生声波。
由流体射流使簧片产生水力机械式声波，在流体及周围介质内建立起振动波场，并沿流体向四周传播。
2）应用效果
目前声波装置的频率为450Hz～550Hz，波长为2.58mm～3.33mm，振幅为0.0007mm～0.0127mm。
声波降粘防蜡装置的降粘率为28.01％。
通过现场试验表明，声波降粘防蜡配套技术在油井上应用后，平均热洗周期可达270d以上，并且可以减少油井清蜡防蜡现场工作的劳动强度，经济效益和社会效益都比较明显，在油田中、后期开采中特别是降粘防蜡方面可以发挥应有的作用。
4、永磁防蜡器
1）工作原理
磁防蜡器呈圆桶状，长度为450mm和350mm，直径为60mm和42mm，质量为5kg～3kg，由不锈钢制成。
它被固定在油管中，可以悬挂在钢丝上，与机械刮蜡器或加重物一起工作。
磁铁对井中液流的处理方式为：
当液流通过油管壁和油气液流中的磁防蜡器之间的缝隙时，由于含金属的微量杂质的物理化学改型，产生了大量的补充结晶核和沥青胶质结蜡浮选携带物,它们在胶体的微量杂质上呈微小的放电气泡。
磁防蜡器的外壳设计使磁场效应强化了水力流动。
一般磁防蜡是将永磁材料制成强磁场防蜡器安装在泵筒以下的油管上，原油通过防蜡器中心管，受到径向磁场的磁化作用，改变了原油中蜡晶的理化性质，抑制蜡晶析出从而减少了油井结蜡。
这样就达到了防蜡的目的。
永磁防蜡器对蜡晶抑制效果好。
表4为防蜡器的蜡晶抑制率。
6
表4防蜡器的蜡晶抑制率（％）
样品
温度，℃
31
32
33
34
35
36
37
38
39
1RE永磁
76
79
81
98
RE永磁2
17
24
28
84
44
75
87
3RE永磁
62
61
63
64
RE永磁4
49
54
57
永磁5RE
9
26
22
56
66
93
1化学
6
32
化学2
12
16
12
14
20
说明：
蜡晶抑制率＝（f空－f试）/f空，其中，f空为空白油样蜡晶含量、f试为试验油样蜡晶含量。
从表中可统计出温度介于32℃～38℃时，为原油析蜡严重温度区间，这区间磁化蜡晶抑制率为57％，而化学防蜡器蜡晶抑制率仅为16％。
磁防蜡器在我国14个油田已使用8年多，总的说来程度不同地延长了热洗周期，根据油田统计延长热洗周期6～60倍。
5、清防蜡配套技术
1）油井降粘防蜡自动加药装置
在油田开发过程中，由于相当一部分原油含蜡量较高，造成集输管线结蜡严重，甚至发生蜡堵现象，为此需要在油井井底加入一定数量的降粘剂、防蜡剂。
现行的方法多为人工定期天加5加药，每3天或一次，这不但增加了采油工的工作量，而且因为一次加入的大量化学药剂在井底分配不均，使得加药初期原油降粘防蜡效果明显，时间不久效果变差，浪费不少价格昂贵的药剂。
为了改变这种状况，开发出一种简单的油井降粘防蜡自动加药装置。
结构所示。
5如图
7
我们知道，要使药液流入油井套管并保持流量不变，必须有控制药液流动的恒定压力，该装置正是满足了以上条件。
它由一个密封储液罐、一条出液管和一条进气管组成。
加药时只需打开出液阀和进气阀，药液便可自动流入油井套管，实现自动加药。
加药量的控制可通过变换出液管管径大小或是改变储液罐进气管出口与出液管进口的高度来实现。
一般情况下，管径越大和高度差越大，出液量越大。
流量变化范围可以从零至几百L／d，完全可以满足油井加药的工艺要求。
加药前，首先关闭进气阀3和出液阀9，打开出气阀7和进气阀4，从装液漏斗5中加入一定量的药液，然后关闭出气阀7和进气阀4。
加药开始时，只需打开进气阀3和出液阀9就可以了。
调整进气管出口和出液管进口的高度差可控制药液流量。
2）组合式多功能井下工艺管柱
陆相石油具有高含蜡的特点，因此，在油田生产中，需要定期地对油井清蜡。
而对于陆相砂岩油田来说，由于井底生产压差的趋动，地层出砂成为普通现象，油井冲砂以成为油田生产中的常规项目；在油田注水开发的中后期，随着油田含水的升高，层间矛盾加剧，高含水层抑制了中低含水层的产能，因此，要对高含水层堵水。
为了保证堵水成功率,首先要验证高含水层是否与相邻油层窜通。
在油田生产中，同一口油井常常需要同时进行刮蜡、冲砂、验窜三项作业，但在目前的油田生产中，常规方法是将刮蜡、冲砂、验窜分开进行，即同一口井要分别连续下三次管柱，这不仅使作业成本增加，工作效率降低，同时还降低了油井的工作时数，影响生产，对油田生产十分不利。
目前已研制成功了一种新型的井下工艺管柱——组合式多功能井下工艺管柱。
该管柱主要由三部分组成：
油管、封隔器（DQK344-90zh。
该封隔器具验窜功能，不仅与刮蜡冲砂器兼容，组成组合式多功能井
下工艺管柱，而且可单独使用，进行单项验窜；具有连续多次重复使用的特点，其内设计的滑套可防止封隔器胶筒中途释放）及刮蜡、冲砂器。
该管柱实现刮蜡、冲砂、验窜一趟管柱完成。
可反洗替蜡、正洗冲砂、投球验窜，且一次下井可多点验窜。
可越过变形点，不受套管变形的影响。
结合本文主题，我们仅对起刮蜡冲砂器进行详细介绍。
1）刮蜡冲砂器组成（其冲砂器连于油管底部，刮蜡、上接封隔器及油管成组合式结构图中的刮蜡冲砂器主要由。
见图6）（滑套、活塞、中心管、钢球、刮蜡片、冲砂笔尖、上接头构成，其中片相互构4刮蜡片分上下两组，每组）。
°（见图成906a8
（2）工作原理
将刮蜡冲砂器安装于管柱的底部，刮蜡冲砂器下井时，刮蜡片在压簧的作用下打开，紧贴套管内壁，起到刮蜡的作用。
如果在刮蜡时井内蜡较多，阻碍管柱下行，则可在井口
环套空间打高温替洗液，进行阶段性提拉后再继续刮蜡。
刮蜡到井底后，上提管柱1m，从井口打高温水进行替蜡。
活塞在液压的作用下下行并推动滑套，同时刮蜡片在滑套的作用下，向中心管回收形成外径为φ90°的环。
由于活塞下行，让出水孔，冲洗液沿着打开的通道下行到井底，再从油套环形空间向上返至井口。
当替蜡完成之后，可用大排量的冷水进行冲砂，直到冲洗合格完成冲砂工序。
刮蜡冲砂器具有刮蜡、冲砂双重功能，刮蜡片在冲砂时能收回，保证最大的液流环形空间，可连续重复使用。
（3）应用效果
室内实验及现场应用的效果表明，组合式多功能井下工艺管柱技术可行、结构合理、操作简单、施工安全可靠，能够保证施工质量不受人为因素影响，把刮蜡、冲砂、验窜三项工序合为一项，既缩短停井时间、降低作业成本，又提高工效近2倍，其经济效益和社会效益显著。
四、常用清防蜡技术对比
我们对目前常用的热力清防蜡技术、机械防蜡技术、化学防蜡技术、物理场防蜡技术及其优缺点作了分析，结果见表7、表8、表9。
表5各种防蜡工艺试验效果
声波防蜡
自动刮蜡
化学防蜡
化学+磁
尼龙刮蜡
化学+尼龙
含水小于60%
井数
2
5
33
14
5
平均原周期
52
48
51
51
45
平均现周期
152
185
99
111
120
延长周期
100
137
48
60
75
总纯经济效益，万元
4.495
5.6146
3.5477
3.9635
24.8264
单井投入产出比
：
18.9
81：
1：
3.9
3.7
2.6
含水介于60%～83%之间
井数
3
10
61
28
3
7
平均原周期
63
66
65
65
63
64
平均现周期
198
234
129
141
170
186
延长周期
135
168
64
76
107
122
总纯经济效益，万元
3.83
3.958
2.7591
3.1
3.5343
3.6885
单井投入产出比
：
17.6
5.61：
：
13.1
2.8
3.5
1：
1.9
含水大于83%
井数
3
10
17
25
10
11
平均原周期
95
96
95
91
99
91
平均现周期
220
394
199
202
232
264
延长周期
125
298
104
111
133
173
总纯经济效益，万元
2.2
2.586
2.0131
2.3
2.1827
2.6975
单井投入产出比
4.4
：
1
3.71：
2.4
：
1
2.1：
1
2.2
1.4
9
平均值
平均原周期
73
74
65
71
91
73
平均现周期
195
248
131
158
218
209
延长周期
122
174
66
87
127
135
总纯经济效益，万元
3.4124
3.7407
2.8973
2.9270
2.4946
3.4921
单井投入产出比
：
16.8
5.3
：
1
1：
3.2
1：
2.7
1：
2.5
1.8
1：
6种工艺优缺点分析：
表6
优点
缺点
经济效益分析
声波防蜡器
现场安结构简单，装方便，适用性强、对地层无污染、可重复利用，不需要人工管理，防蜡效果好。
成本较低，
由于长时间使用，声波便宜检泵过程中需及时检查造成损坏，更换。
从现场试验的研种工艺的最6究看来，佳适用条件是含水在在此80％之间，％～20经济范围内含水越低，其投入产出效益越好；声波防蜡器和自比为：
其次是动刮蜡器最高，尼龙刮蜡
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