热洗清蜡存在的问题及治理应用效果

管理·实践/Management &
Practice
机采井热洗清蜡是油井生产管理中最基础最重要的一项工作，也是降两率最直接、最有效的一种手段。

通过及时清理油管、泵筒的结蜡，才能保持油流畅通，保证抽油泵的工作正常。

高效的热洗清蜡，可做到延长油井热洗周期，减少年热洗井次，进而实现节能降耗、降低检泵率和延长检泵周期的目的。

但是随着油田开发时间的延长，设备老化、油井数量增加、管线结垢等问题突出，油井清防蜡工作越发困难，导致热洗效果差，影响油井正常生产[1]。

1热洗现状
油井热洗是通过地面设备对热洗液进行加温，
然后将热流体通过井口套管注入井筒，依靠其温度，将井筒内壁的蜡熔化并被抽油泵抽吸至地面管线，从而达到热洗井筒清蜡的目的，所以温度和压力是影响热洗效果的两个重要指标[2]。

1.1
挂线井较多
随着老区油田的不断开采，油田设备老化严重，掺水管线频繁穿孔。

目前，某区块挂线井有3000多口。

挂线井冬季热洗时存在抢水、热洗压
热洗清蜡存在的问题及治理应用效果
刘丽娜（大庆油田有限责任公司第四采油厂）
摘要：随着油田开发时间的延长，热洗设备老化问题逐年增多，尤其是三次采油原油物性发生了改变，提升了加密井转油站的负载率。

某厂新投产的扶杨油层具有稠油井的特点，给热洗工作带来较大难度。

为此，通过开展现场试验，确定了在保证热洗效果情况下的最佳热洗参数，仍然坚持以常规热为主、高压热洗为辅的原则，以延长热洗周期、减少热洗井数为目标，利用“热洗周期表、载荷曲线和连续示功图”的方法优化热洗周期，并配合使用化学固体防蜡器。

累计应用426井次，年创经济效益992.15万元，取得了较好的效果。

关键词：热洗；挂线井；稠油井；周期DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2023.08.016
Problems with hot washing wax removal and governance application effects
LIU Lina
No.4Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co ．，Ltd ．
Abstract：With the advancement of oilfield development time，the aging problem of hot washing equipment is increased year by year．Especially，the physical properties of crude oil have changed in the three oil production．The encryption wells have increased the loading rate of transfer station．The new Fuyang oil layer has the characteristics of heavy oil wells in oil production plant，which makes the hot washing work more difficult．Hence，through field tests，the best hot washing parameters are de-termined in the case of guaranteeing the effect of hot washing．By adhering to the principle of conven-tional heat as the mainstay and high-pressure hot washing as a supplement，with the goal of extending the hot washing cycle and reducing the total number of wells，the hot washing cycle is optimized by using hot washing cycle table，load curve and continuous diagram and the chemical solid wax preventer is applied．A total of 426wells are applied，generating annual economic benefits of 9921500and achieving better results ．
Keywords：hot washing；handing line wells；heavy oil wells；cycle 作者简介：刘丽娜，工程师，2011年毕业于东北石油大学（油气储运专业），从事机采井热洗管理工作，130****5756，********************，
黑龙江省大庆市红岗区红岗西街6号工艺研究所水驱机采室，163511。

引文：刘丽娜．热洗清蜡存在的问题及治理应用效果[J]．石油石化节能，2023，13（8）：75-79.
LIU Lina．Problems with hot washing wax removal and governance application effects[J]．Energy Conservation in Petroleum &PetroChemical Industry，2023，13（8）：75-79.
刘丽娜：热洗清蜡存在的问题及治理应用效果第13卷第8期（2023-08）
力不够的问题，热洗压力低于1.5MPa时，热洗排量减少，降低了清蜡深度，无法实现全井清蜡，且压力越低清蜡深度越浅。

因此，需要摸索挂线井热洗方法，解决热洗效果差问题。

1.2热洗参数不达标
热洗参数是保证热洗效果的最关键一环，温度不达标降低了热洗过程的熔蜡效果，压力不达标造成热洗液排量不足，降低了热洗清蜡深度。

因此，温度、压力不达标时均影响热洗效果。

管线穿孔、加热炉故障、热洗泵排量不足等问题是导致热洗参数达不到最低标准的主要原因[3]。

转油站热洗流程多为双管流程，热洗水与掺水同管供给，热洗水量与掺水量总和超出热洗炉的负载能力时，水温很难达标；热洗水量与掺水量超出掺水泵负载能力时，压力就不达标。

掺水和热洗水量少时，热水在管内流动时间过长，热损失增大，使单井的洗井温度、压力就很难达标。

因此，调控热洗计量间每口井的掺水量是保证参数达标，提升热洗质量的关键。

1.3扶余油层稠油井卡泵率高
扶余油层的原油含蜡量在21.3%～29.9%，含胶量在13.5%～19.21%，凝固点在33～39℃，平均地层原油黏度33.5mPa·s，含蜡量较高、凝固点高的油井在生产中易发生结蜡现象。

目前常规热洗及高压热洗存在热效率低、洗井效果差及压井等问题，严重影响了油井的正常运行，增加作业维护费用，因此，常规清蜡方式不能满足生产需要，研究适合扶余油层的清防蜡方式十分重要。

2热洗参数的确定
利用高压热洗车进行试验，设定不同的排量、不同的热洗温度、不同的热洗时间，跟踪测试井的井温变化，以求得最佳的热洗参数。

2.1不同洗井液排量
热洗井进口温度80℃时，跟踪不同洗井液排量对环空介质温度的变化，洗井液排量在6m3/h 时，500~700m井深处温度低于熔蜡点，此段正是结蜡的重点段，热洗清蜡无效；洗井排量在9m3/h 时，600m井深处温度为38℃，其他井段均高于熔蜡点温度，已经接近熔蜡点，根据热洗设备能力及设备的应用实际情况定为热洗排量的标准值[4]。

不同洗井液排量对环空介质温度变化情况见表1。

表1不同洗井液排量对环空介质温度变化情况
Tab.1Variation of annulus medium temperature for different
well-washing fluid discharges
深度/
m
100
200
300
400
500
600
700
800
基础井温/
℃
23
22
23
24
28
31
37
41
44
环空介质温度/℃
排量1
(6m3·h-1)
80
58
50
43
40
38
37
38
42
排量2
(9m3·h-1)
80
61
54
44
41
40
38
42
44
排量3
(12m3·h-1)
80
64
55
49
45
43
42
42
44
排量4
(15m3·h-1)
80
69
59
53
46
44
42
42
44
2.2不同洗井液温度
其它条件相同，跟踪不同洗井液温度对环空介质温度的变化，当洗井温度为60℃时500~800m井深处温度低于熔蜡点，此段正是结蜡的重点段，热洗清蜡无效；当洗井温度为70℃时全井温度均大于43℃，全井温度均达到熔蜡点以上，完全可以实现全井熔蜡目的[5]。

不同洗井温度对环空介质温度变化情况见表2。

表2不同洗井液温度对环空介质温度变化情况Tab.2Variation of annulus medium temperature for different
well-washing fluid temperature℃
井深/m
100
200
300
400
500
600
700
800
基础井温
16
16
18
20
26
31
37
40
42
环空介质温度
温度60
60
52
47
44
42
36
34
35
37
温度70
70
58
53
50
46
44
43
43
44
温度80
80
69
61
54
48
46
44
44
45
2.3不同热洗时间
其它条件相同，跟踪不同热洗时间对环空介质温度的变化。

井筒温度随洗井时间及深度的延伸，洗井60min全井温度达到熔蜡点以上，当洗井时间达到90min以后温度梯度变化不大，保持相对稳定，全井温度均达到了熔蜡点以上，为保证熔蜡和排蜡效果，一般采用2h热洗即可，特殊井热洗时最好不超过3h。

不同洗井时间对环空介质温度变化情况见表3。

管理·实践/Management&
Practice 表3不同洗井时间对环空介质温度变化情况
Tab.3Variation of annulus medium temperature for
different well-washing time
深度/m
0 200 400 600 800基础井温/
℃
23
23
28
37
44
环空介质温度/℃
30min
80
54
42
37
44
60min
80
58
48
43
43
90min
80
62
52
45
43
120min
80
60
52
46
44
150min
80
60
52
46
44
3现场应用
3.1参数达标综合治理
坚持以常规热洗为主、高压热洗为辅的原则，细抓常规热洗，减轻高压热洗设备负担。

优化常规热洗设备运行，预热时段冲洗集油管线，降低回油压力，温度、压力达标水供洗井使用，缓解供需矛盾，利用“热洗周期表、载荷曲线和连续示功图”法优化热洗周期。

3.1.1编制热洗周期通用指导表
根据不同井网、产液、含水率，并兼顾热洗设备能力等客观条件，编制热洗周期通用指导表，实现周期制定规范化。

初步确定不同产液、不同井网的热洗周期。

螺杆泵热洗周期相对抽油机井要适当缩短，并在热洗跟踪过程中进行优化。

不同产液热洗周期见表4，不同井网热洗周期见表5。

表4不同产液热洗周期
Tab.4Hot washing cycle for different production fluids
产液/(t·d-1)≤10
(10，20] (20，30] (30，50] (50，90]
>90
含水率/%
≤80
30
30
60
60
90
120
80~90
60
60
90
90
120
150
90~95
60
90
120
120
120
150
>95
90
120
150
150
150
180
优选周期/d
常规热洗
60
60
90
90
120
150
高压热洗
90
90
120
120
150
180表5不同井网热洗周期
Tab.5Hot washing cycle for different well network
井网
基础井网一次井网二次井网三次井网平均单井产液/
(t·d-1)
35
24
17
16
平均单井产油/
(t·d-1)
2.6
1.7
1.3
2.0
综合含水率/
%
92.5
92.9
92.4
87.5
热洗周期/
d
120~150
90~120
60~90
60~90
优选周期/
d
120
90
60或90
60
聚驱油样与水驱油样对比，含蜡量、溶蜡点、析蜡点大致相同。

在胶质、沥青质含量上聚驱略高于水驱。

聚驱油井产液量、含水率等生产数据没有较大差别，结蜡规律基本一致。

因此，聚驱油井热洗周期与水驱油井制定原则相同；三元油井由于前期水驱时间短、含水率高，注三元后结垢严重，作业频率高，因此建议不定期热洗[6]。

3.1.2绘制抽油机井示功图和悬点载荷连续曲线
抽油机悬点载荷受结蜡影响，结蜡越严重，其最大载荷就越大，A井载荷连接变化曲线见图1。

并根据载荷曲线及对应的沉没度曲线，判定热洗周期的合理性，进行热洗周期优化。

再分析A井的示功图，A井示功图见图2，从图2可以看出，在上、下载荷线上出现波状弯曲，进一步验证热洗周期合
理性，最终确定最佳热洗周期。

图1A井载荷连续变化曲线
Fig.1Continuous load variation curve of Well
A
图2A井示功图
Fig.2Well A schematic
抽油机井与螺杆泵井由于抽汲方式不同，结蜡特点也不同。

螺杆泵更易结蜡，且热洗效果较差。

因此，在热洗条件、热洗参数、热洗参照值相同情况下，螺杆泵井热洗周期较抽油机井平均缩短30d，周期平均为70d以内。

3.1.3优化组合提升热洗清蜡效率
热洗用水量保持在35m3/h左右，控制在40m3/h 以内。

总用水量是掺水量与热洗水量之和，通过调控掺水量，适控热洗井数，使用热洗水量适度，实现供需平衡。

优化热洗周期，进行设备的优化组
刘丽娜：热洗清蜡存在的问题及治理应用效果第13卷第8期（2023-08）
合，利用热洗方法，提升热洗效果。

1）采用一炉一泵带一个计量间的热洗模式。

这种模式易于调控掺水量，确保用水量充足，热洗
参数达标。

根据加热炉能力需求，二合一加热炉能
力在30~40m3/h，计算热洗井数。

夏季：按30井间计算，则掺水量为9m3/h；热
洗水量为21m3/h，满足2口井同时热洗。

冬季：掺水量为15m3/h；则热洗水量为15m3/h，
热水能力可同时间段洗1口井。

转油站设备、流程可以实现单泵、单炉对单间
的设备优组模式，满足掺水、热洗同时需求，通过
调整掺水量、热洗井数等缓解供需矛盾。

热洗参数
达标困难的计量间，转油站提高运行参数，满足计
量间的热洗，实现按需调整供热水的参数，保证热
洗质量，实现节能用水[7]。

2）热洗时间叠加法制定热洗周期。

根据单井
热洗特点，热洗开始的0.5~1.0h用水量较大，随后
热洗排量大幅度下降。

现场多数采用2~3h热洗，
因此可采取热洗时间叠加法制定热洗周期，在保证
热洗效果的同时，增加单日热洗井数，叠加法制定
热洗计划见表6。

表6叠加法制定热洗计划
Tab.6Use stacking method to create hot washing schedule
分类
第一组第二组第三组
洗井时间
9:00
第一小时
10:00
第二小时
第一小时
11:00
第三小时
第二小时
第一小时
12:00
第三小时
第二小时
13:00
第三小时
3）采用冬夏热洗制度。

夏季掺水量少，可提高单日热洗井数，冬季正好相反，减轻冬季热洗负担，确保热洗质量。

调整后，夏季单日热洗井数在7~8口井，冬季则3~4口井。

3.2推进提速热洗，提高热洗质量
当洗井液流速较快时，井液通过能力强，且在一个较短的时间内保持相对恒温。

由于洗井液的高速流动，对油井的管壁冲刷力较强，使蜡来不及沉积在管壁上，就被带走，所以大排量热洗有助于提高热洗效果。

利用抽油机、螺杆泵井的调速设备，在热洗时提高冲次或转速，对于理论排量低、产液量低的油井，有利于改善其热洗状况。

对比119口井提速热洗与不提速热洗效果，抽油机井含水率恢复受冲次影响，含水率恢复时间缩短了10.3h。

螺杆泵井调速热洗与原来转速比值越大，含水率恢复时间越小，不呈现线性关系，调速热洗含水率恢复时间可缩短10.8h。

抽油机井和螺杆泵井热洗含水率恢复时间对比情况见表7。

表7抽油机井和螺杆泵井热洗含水率恢复时间对比情况Tab.7Comparison of hot washing water content recovery in
pumping well and screw pump
wells
项
目
抽
油
机
井
井数
11
25
14
25
调速比
1.4
1.6
1.8
2.0
调速含水率
恢复时间/h
27.6
24.5
23.4
21.5
不调速含水率
恢复时间/h
37
34
32
35
差值/h
9.4
9.5
8.6
13.5
3.3热洗防蜡新工艺
三次采油井在生产过程中，由于原油含蜡量高等原因，结蜡十分严重。

尤其在雨季时无法进行热洗，造成卡泵、抽油杆及油管断脱等问题。

为维护正常生产，应用了固体防蜡工艺[8]。

防蜡器中的防蜡组分由高分子表面活性剂组成，生产过程中通过与采出液接触，在一定的温度下，固体药剂随着油流的冲洗而溶解，溶解的防蜡组分与原油中的蜡在降温过程中产生共晶，改变蜡晶结构，起到防蜡降凝的作用，属于化学清防蜡。

固体防蜡工艺随油井下泵时下井，安装在抽油泵上部，一般应用井下800m左右易结蜡位置，实现连续定量加药，有效地保护油层[9]。

现场试验3口井，开展室内油质分析。

油质主要成份为饱和烃、蜡质、胶质和沥青质，结蜡原因为采出液中的沥青、胶质和石蜡随温度变化产生薄膜吸附和液滴吸附，这一过程循环往复使结蜡层不断增厚[10]。

根据油井室内配制清防药剂，考察药剂的清防蜡效果，防蜡剂的防蜡性能评价见表8。

表8防蜡剂的防蜡性能评价
Tab.8Evaluation of the wax prevention
properties of wax inhibitors
项目
温度/℃
加药量/%
黏油黏壁量降幅/%
加药前样貌
加药后样貌
情况描述
井1
40
0.15
67.43
手振时有水声
井2
40
0.15
80.77
手振时水声较大
井3
40
0.15
90.57
手振时全是水声
管理·实践/Management &
Practice
由表8可知，防蜡剂能够保证现场防蜡清蜡需求。

1）井2和井3黏油黏壁量降幅均在80%以上，对原油的渗透、分散、防蜡的效果非常明显。

井1黏油黏壁量降幅在60%以上，符合标准要求。

2）手振时水声明显、快速，说明防蜡剂渗透性极强，对油样中成蜡骨架达到了肢解破坏效果。

井1黏油黏壁量降幅较低，但也达到了破坏蜡晶成型目的。

3.4热洗清蜡效果及效益计算3.4.1
应用效果
为了达到合理的热洗参数，对热洗参数进行优化，同时推广提速热洗，提高热洗质量。

累计应用214口井，蜡影响井由35口下降到12口，下降23口；抽油机悬点最大载荷下降到44.78kN，下降2.99kN，消耗功率由6.52kW 增加到6.6kW，平均节电率达到了9.1%，年节电能力达到了129.58×104kWh。

以井4为例，调整后热洗回油温度由50℃提高到56℃，最大载荷下降9.44kN，热洗效果明显变好，井4热洗参数变化对比见表9。

在扶余区块应用固体防蜡器33井次，平均单井年少热洗8井次，年节电能力达到了8.02×104kWh。

以井5为例，2020年5月6日作业下入固体防蜡器，3个月后交变载荷略微升高0.93kN，根据交变载荷变化和功图变化，确定热洗周期由30d 延长至90d，该井全年减少热洗8次。

井5交变载荷变化曲线见图3、井5功图变化情况见图
4。

图3
井5交变载荷变化曲线
Fig.3Curve of alternating load variation in Well
5
图4
井5功图变化情况
Fig.4Schematic variation situation of Well 5
3.4.2效益计算
节省作业费用：通过综合治理，该厂因蜡卡检泵的井数由2013年的181井次下降低到2022年的2井次，累计减少作业井179井次，累计节省作业费用895万元。

节约耗电费用：热洗示范队年节电能力达到了129.58×104kWh；应用固体防蜡器年节电能力达到了8.02×104kWh ，节约耗电费用97.15万元。

合计年创经济效益992.15万元。

4结论
1）热洗参数达标是保证热洗质量的前提，通过现场试验确定热洗井水温达到70℃、排量为9m 3/h、洗井时间2h 可满足清蜡需求，兼顾了节能、热洗效果等多方面的因素。

2）坚持以常规热洗为主、高压热洗为辅的原则，考虑到目前综合含水率较高，以延长热洗周期、减少总的热洗井数为目标，利用“热洗周期表、载荷曲线和连续示功图”的方法优化热洗周期，是实现节能高效热洗的最重要的保证。

3）在扶杨油层应用固体药剂，改变蜡晶结构，起到防蜡降凝的作用，延缓结蜡速度，安装在易结蜡位置，实现了连续定量加药，延长了油井检泵周期，降低了蜡卡井数。

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表9
井4热洗参数变化对比
Tab.9Comparison of the changes of hot washing parameters in Well 4
原热洗周期
热洗周期/d 60
热洗压力/MPa
1.7
热洗温度/
℃68
热洗回油温度/
℃50
同时间段热洗井数
2
新热洗周期热洗周期/d 60
热洗压力/MPa
1.8
热洗温度/
℃75
热洗回油温度/
℃56
同时间段热洗井数
1
（下转第84页）
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收稿日期2023-02-20
（编辑马英萍）
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收稿日期2023-02-23
（编辑杨艳芹）。