2007年清防蜡工作总结
油田井筒深处结蜡原因及清防蜡技术分析
油田井筒深处结蜡原因及清防蜡技术分析摘要：在石油生产过程中，受原油性质、温度变化、压力变化、原油流动速度、油井设计等因素的影响，油田井筒深处有较大的可能结蜡。
如果未能及时开展清防蜡作业，便会导致油田井筒堵塞，造成的危害包括但不限于原油生产效率下降、设备寿命缩短等，从而为石油企业带来经济损失。
有效针对油田井筒深处进行清防蜡的技术包括物理技术、化学技术、生物技术，技术人员需要结合实际情况，科学选择处理技术，确保油田井筒深处的通畅性。
关键词：油田井筒；深处结蜡；原油性质；温度变化；压力变化引言：做好油田井筒深处的清防蜡工作，有助于保持原油生产稳定性，有效减少或阻止石蜡的堆积，从而改善油井的开采条件，提高石油的开采效率。
如果忽视此项工作，井筒内的石蜡堆积可能会对油井设备造成损害，如腐蚀、磨损等，这将增加设备的维修成本和更换频率。
基于此，该项工作还可以有效延长设备的使用寿命，降低运营成本，最终达到确保安全生产，优化油田开采策略的目的。
1.导致油田井筒深处结蜡的原因分析油田井筒深处结蜡的原因主要归结为以下几点：（1）受原油性质影响导致结蜡：原油含有大量的石蜡和油蜡。
在一定的温度和压力下，这些物质会从原油中析出，形成蜡沉积。
（2）受温度变化影响导致结蜡：原油从地下的高温高压环境提升到地面的低温环境，温度的变化使得原油中的蜡开始结晶，进而导致油管堵塞[1]。
（3）受压力变化影响导致结蜡：原油在地下的高压环境下，石蜡和油蜡通常处于溶解状态。
但是当原油被提升到地面时，压力的降低使得这些物质从原油中析出。
（4）受原油流动速度异常影响导致结蜡：原油的流动速度过慢也可能导致石蜡和油蜡从原油中析出。
当原油的流动速度降低时，石蜡和油蜡有更多的时间从原油中析出，从而形成蜡结。
（5）受油井设计缺乏合理性影响导致结蜡：例如，井筒的直径、井筒的材质、注入井和生产井的距离等都可能影响原油中的石蜡和油蜡析出。
上述5项内容都是导致油田井筒结蜡的主要原因。
细化油井清防蜡工作制度确保油井稳产
303油井结蜡问题在国内外都存在已久，油井结蜡是由于在开采过程中，地下气体体积膨胀导致原油的温度下降，因为温度的变化，油蜡按照分子量的不同顺序从原油中析出，然后在油管上形成堆积物，使管道口变得狭小，进而堵塞管道，导致原油产量降低甚至停产。
为了提高油井产量，提高清防蜡技术是十分必要的。
1 油井结蜡技术的影响因素 （1）原油含蜡程度。
不同地区的气候等自然条件不同，导致油井结蜡的方式也不同。
所以要根据不同的油井结蜡规律研究出不同的解决办法。
调查研究发现，原油的含蜡程度越高，结蜡现象越严重，另外，含水量不同导致清蜡次数不同，含水量低的时间段油井结蜡严重，清蜡次数增加，每天清蜡2到3次；含水量高的时间段，清蜡次数减少，大约2到3天清蜡一次。
（2）原油的稀稠度。
在相同温度条件下，原油的稀稠度会影响结蜡的严重程度，一般情况下稀油的结蜡情况更加严重。
（3）原油开采的时间。
原油的开采时间也会影响结蜡的严重程度，开采前期结蜡现象一般较为严重，而开采后期结蜡现象会减轻。
（4）油管表面的光滑度。
粗糙的油管表面更容易使蜡沉积，光滑的油管则不易结蜡，所以在清蜡过程中要注意做到彻底清蜡，减少油蜡沉积。
（5）原油开采量的高低。
油田的原油开采量也是影响油管结蜡程度的一个因素。
开采量高的油井因为出油的数量较多，油井井口的温度增高，所以结蜡不严重，甚至有些高产井不结蜡。
2 关于清防蜡技术 （1）微生物清防蜡技术。
微生物清防蜡技术在近些年来取代了高温洗井和清蜡剂洗井的技术，在我国大部分油田中得到了广泛使用。
微生物清防蜡技术的是用合适的细菌和真菌，将几大类的微生物组合加入到油井管道中去，用微生物和它们的代谢物之间的相互作用，减少油蜡沉积。
微生物清防蜡技术简单易操作，把调好的细菌液体注入到油井中就可以了。
安全而且成本低，主要是清防蜡的效果更好，在清蜡的同时还可以防止油蜡再次沉积。
（2）化学清防蜡技术。
用化学药剂来防蜡也是一项应用广泛的技术，操作方法同样是将化学制剂加入到油井的环形空间，不影响正常的开采工作，能够在防止油蜡沉积的同时，减少油管其他原因的堵塞。
清、防蜡剂的危险分析
清、防蜡剂通常投加到油井套管中，清蜡剂是用来有效溶解油井井筒和结蜡段形成的石蜡，防蜡剂是用来有效抑制油井管壁上蜡晶的形成，延长油井热洗的周期。
清、防蜡剂的主要化学组成成分是乙烯-醋酸乙烯酯共聚物及酯化物等，再配用一定浓度的有机溶剂，如溶剂油、二甲苯等。
根据企业标准《防蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》（Q/SYDQ0828-2002）和《清蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》（Q/SYDQ0829-2002）的规定，大庆油田清、防蜡剂在冬季的闪点不小于15℃（闭口），在夏季的闪点不小于25℃（闭口），依据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中的物质危险性划分标准，清、防蜡剂的闪点均小于28℃，属于甲B类火灾危险性的易燃液体，具有较大的危险性。
（3）缓蚀阻垢剂、絮凝剂、杀菌剂
缓蚀阻垢剂主要作用是防止水垢的形成，延缓管线、容器的腐蚀和结垢，一般连续投加到三合一放水或掺水系统中，其成分主要以有机多元磷酸盐为主的一系列共聚物。
缓蚀阻垢剂一般为不燃、不爆、低毒的化学助剂。
絮凝剂是在污水沉降罐进口处连续投加，其主要作用是使污水中的胶体颗粒产生凝聚，然后通过重力沉降和过滤作用去除，絮凝剂的主要成分是聚合氯化铝，絮凝剂为不燃、不爆、低毒的化学助剂。
杀菌剂主要用于杀死污水中的菌类，以保障油田注入水的水质要求。
杀菌剂的主要成分包括季铵盐、异噻唑啉酮和戊二醛等，危险特性是对设备具有一定的腐蚀性，对人体也有一定的毒性，不燃，不爆。
油井清防蜡总结
2010年作业四区清防蜡工作的总结
2010年，我们针对油井的实际情况，本着提高清蜡和防蜡质量，降低热洗费用的原则，摸索出一套“2143”热洗程序。
我区认真执行热洗监督单制度，根据各油井的结蜡情况、动液面情况由生产组对油井热洗参数、热洗方式进行设计优化，真正实现热洗设计的一井一策管理；建立健全热洗台帐，加强热洗效果跟踪。
严格执行“2143”热洗程序。
即，以“两升一降”（电流升、负荷升、产量降）判断油井是否需要热洗；以“四个阶段”（替液、熔蜡、排蜡、巩固阶段）划分热洗过程，明确热洗介质温度、热洗排量标准；以“三对比”（对热洗前后的电流、泵效、负荷进行对比）检验热洗效果，实现细化，量化管理，热洗质量得到了一定的提高。
2011年我区面临的生产任务形势十分严峻，因此要进一步统一思想，在去年的“2143”热洗程序的基础上，我区今年制定工作思路为：“突出油层保护为中心，优化清防蜡方式构成，进一步降低入井水量，提高油井有效生产时率”的清防蜡思路来落实清防蜡
工作。
清防蜡工艺技术的研究及应用
清防蜡工艺技术的研究及应用摘要：河南油田分公司第一采油厂江河油矿油井结蜡、出砂严重，油井经常被蜡卡。
通过采用热载体循环洗井清蜡技术、化学清防蜡技术、微生物清防蜡技术、机械清蜡技术、磁防蜡等技术，其中以化学清防蜡技术为主、热洗为辅工艺技术，使整个油矿的清防蜡工作大有改观，取得了较好的经济效益。
对今后的清防蜡研究提出了发展方向。
关键词：油井防蜡清蜡化学热采微生物分析一、概述清防蜡是油井生产管理中的一个重要课题。
由于原油物性及油井开采状况的复杂性，不同区块、不同油井、区块开采的不同时期，油井的结蜡状况各不相同，油井的清防蜡工艺也应随时调整。
1.蜡的性质及其对生产的影响蜡可分为两种，一种是石蜡，常为板状或鳞片状或带状结晶，相对分子质量为300～500，分子中的C原子数是C16～C35，属正构烷烃，熔点为500C左右；另一种是微晶蜡，多呈细小的针状结晶，相对分子质量为500～700，分子中的原子数是C36～C63，熔点是60～900C。
石蜡能够形成大晶块蜡，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。
微晶蜡由于其熔点高且蜡质为粘性，清蜡防蜡都很困难。
油田开发过程中油井结蜡，严重影响了油井的正常生产。
井筒与地面管线结蜡，增大油流阻力，造成回压升高，产量降低，增加抽油机负荷，造成抽油杆蜡卡，严重时会造成断脱；地层射孔炮眼和泵入口处结蜡，降低泵效；油层内部结蜡会大幅度降低其渗透率，使油井大幅度减产甚至不出。
2.影响油井结蜡的主要因素蜡在地层条件下一般以液体存在，然而在开采过程中，随着温度和压力的下降以及轻质组分不断逸出，原油的溶蜡能力会降低，蜡开始结晶、析出、聚集、堵塞井筒和地面管道。
实际上，采油过程中结出的蜡并不是纯净的蜡，它是原油中那些与高碳烷烃混在一起的，既含有其它高碳烃类，又含有沥青质、胶质、无机垢、泥沙和油水乳化物等半固态和固态物质。
影响结蜡的主要因素有：2.1原油性质与含蜡量：原油中轻质馏分越多，溶蜡能力越强，析蜡温度越低，越不容易结蜡。
油井结蜡原因及清防蜡措施
油井结蜡原因及清防蜡措施摘要：近年来，随着社会经济的飞速发展，油田事业也取得了很大的进步，但油井结蜡问题依然对国内外油田的发展影响重大。
在油井的开采过程中，虽然已经采取了一些防蜡、清蜡措施，但油井结蜡问题依然难以避免。
本文将对油井结蜡问题进行分析，并在此基础上提出一些清蜡、防蜡技术和措施，以期为我国油田事业的发展做出一点贡献。
关键词：油井结蜡防蜡清蜡研究油井中开采出的原油主要成分是碳氢化合物，其中含有不同程度和数量的石蜡，随着开采压力和温度的逐渐降低及气体的不断析出，蜡在原油中的溶解力也在不断下降，最终经过聚集，沉积在管壁表面之上。
这一“结蜡”问题，将严重影响油井的生产能力和原油的质量。
因此，要正确、全面的认识油井结蜡的主要原因，探寻新的清蜡、防蜡技术。
一、油井结蜡的原因及其影响原油在开采过程中，随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出，原油溶蜡能力随之不断降低，达到一定条件时，原油中的蜡便以结晶体析出、聚集并沉积在油套管壁、抽油杆、抽油泵等管材和设备上，即出现结蜡现象。
影响油井结蜡的外因有压力、温度、原油中水、胶质和沥青质以及机械杂质、原油流动速度、管壁特性等。
其中温度和压力的变化是重要的影响因素：当原油从油层进入油井时，随着压力的降低，原来溶解在原油中的天然气和原油中的轻组分会从原油中逸出来，降低了原油的溶蜡能力，结蜡转为严重；温度是影响蜡沉积的一个重要因素，原油从地层出来进入油井时与周围介质的热交换使原油的温度下降，同时，系统压力降低、轻质组分逸出和气体膨胀也要带走一部分热量，从而增大了油井结蜡的趋势；液流的速度对石蜡的结晶具有正反两方面的影响：液流的速度变大，导致液体流动过程中的热损耗量减少；液流的速度提高，促使管壁的冲刷能力变强，石蜡很难沉积于管壁之上。
但随着液流速度不断提升，一据调查显示，造成油井结蜡的原因主要包括几个方面，即原油的组成、油井开采条件、沉积表面粗糙程度以及原油中杂质的含量、液流的速度。
油气井清蜡与防蜡技术分析
油气井清蜡与防蜡技术分析作者：刘文来源：《商情》2010年第26期【摘要】油井结蜡、腐蚀和结垢,是目前油田生产中经常遇到的问题,这些问题直接影响着油井的正常以及采油速度和原油采收率的提高。
因此,要确保油井的正常生产和油田有较高的原油采收率,必须采取各种技术措施来解决防蜡、防腐和防垢的问题。
蜡和防油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一。
清蜡和防蜡是油井管理的重要内容。
只有充分了解蜡的性质,结蜡的原因,掌握结蜡的规律,才能制定出各种有效的清蜡措施。
【关键词】油气井清蜡结蜡防蜡1.油气井结蜡的原因在地层条件下,蜡一般是溶解在原油中的。
通过原油从地层流入井底,由于压力、温度的逐渐降低,蜡在原油中的溶解平衡受到破坏,超过蜡在原油中的溶解饱和度时,蜡会从原油中结晶析出,然后聚集长大形成蜡晶体,蜡晶体沉积于油管和设备等的表面上,形成结蜡。
一般分为蜡结晶析出、蜡晶体长大聚集和沉积在壁管上三个阶段。
随着蜡晶体不断在管壁上的附者和沉积,蜡的结晶继续扩大,从而形成一些巩固的,结构形成紧密的蜡层。
2.油气井结蜡带来的危害及影响采油井和集输管道内结蜡后,影响流体举升和流动过程的过流断面,缩小了油管的孔径,增大了油流阻力,造成能源的消耗,使抽油、集输设备不能正常工作。
油层结蜡,会使出油孔隙堵塞,使地层中大量原油采不出来,降低油田的采收率。
自喷井结蜡,会减少油流的通道,增加油流流动的阻力,使采油井管壁结蜡、油管被堵死从而造成停产。
抽油井结蜡,会使蜡结晶在泵的部位,使原油流入泵筒的通道缩小,影响泵的充满系数;同时还会使泵内阀座和阀球之间配合不严密,产生漏失。
泵与活塞之间结蜡,会增加活塞与泵筒见的摩擦力,使抽油机负荷增大,造成卡泵、拨断抽油杆和停产。
抽油杆和油管壁结蜡,将减少油管的容积,造成减产。
3.油气井机械清、防蜡技术机械清蜡就是用专门的清蜡工具,把附着于油管壁上的辣刮掉。
主要使用方法有刮蜡片、尼龙刮蜡器、清蜡器等清蜡。
一、刮蜡片清蜡。
清防蜡工艺技术现场试验及综合评价
《呼伦贝尔油田清防蜡工艺技术现场试验及综合评价》清防蜡工艺技术现场试验及综合评价姜绍波（呼伦贝尔分公司技术中心）摘要：本文介绍了呼伦贝尔油田多种清防蜡工艺技术在现场的实际应用、试验情况，并从清防蜡效果、工艺优缺点、经济效益等方面综合分析，提出该油田应当采用的清防蜡技术。
关键词：清防蜡工艺综合评价呼伦贝尔油田已开发区块具有油层埋藏深、泥质含量高水敏性强和含蜡量低、粘度低、凝固点低的特点。
但各区块和单井差异较大，部分井含蜡量也较高。
目前清防蜡工艺主要以强磁防蜡器防蜡、热油洗井清蜡结合形式为主，基本可满足生产的需要，但存在工作量大、倒灌严重、影响产量多等问题。
从避免油层伤害、安全、简便、节能降耗、实现油田可持续发展的战略角度出发，2004年又试验了化学清防蜡、自动清蜡器、热洗不压油层管柱三种清防蜡工艺。
对各种清防蜡工艺在呼伦贝尔油田的试验效果进行分析、优缺点加以比较、以及经济效益进行综合评价，为今后合理选择清防蜡工艺有指导意义。
1 清防蜡工艺技术应用、试验情况1.1 强磁防蜡器防蜡+热油洗井清蜡的应用工艺技术主要是井下通过抽油泵和筛管之间安装的强磁防蜡器防蜡，地面通过某口高产井原油进加热罐加热，再由洗井车套管洗井。
该项工艺技术是在开发初期，验证热水洗井对油层伤害程度基础上提出的，是分公司成立以来的主要清防蜡办法，2003年热油洗井28井次，2004年热洗162井次。
由于油田开发时间短总井数少、原油物性较好、可供洗井用的加热罐较多等原因，油田开发3年以来热油洗井有效的解决了油井清蜡问题。
1.2 强磁防蜡器+化学清防蜡剂的试验1.2.1 清防蜡剂筛选针对呼伦贝尔油田原油物性特点，结合目前油井含水普遍较低的情况，经过筛选和复配确定出清防蜡剂配方。
清蜡剂（TN-Q-1）是由二甲苯、轻烃等主要成分组成的油基清蜡剂，防蜡剂（TN-JZF-1）由非离子表面活性剂和有机溶剂、蜡分散剂、原油破乳剂等主要成分组成的蜡晶改进和蜡晶分散的油基综合剂。
探究油井清、防蜡的技术现状
38在石油开采中,对石油的开采会使油井中的温度、压力发生变化,使石油溶解蜡的能力下降,导致蜡以固态晶体模式附着在开采石油的油管及油井壁上,使石油开采的阻力增大,开采的石油容易产生沉淀,降低石油质量。
相应清、防蜡技术的应用,会降低和预防开采中蜡的产生,提升石油开采效率。
一、油田常用的油井清防蜡方法1.机械清、防蜡机械清、防蜡运用的工具有刮蜡片、清蜡钻头等,结蜡情况较轻的情况下可以使用刮蜡片,如果结蜡严重则需要运用清蜡钻头,将这些工具跟随管道下放到油井之中,可以清除油井管壁上沉积凝固的蜡,并使蜡跟随液流到达地面。
有杆抽油井是将刮蜡器安装在抽油杆上,利用抽油杆的运动来清除凝结的蜡。
现在一般应用的尼龙刮蜡器,是将尼龙刮蜡器设置在抽油管两端一定的距离之内安装的固定限位器上，跟随油管上下运动以清除油管上的蜡。
2.热力清、防蜡热力清、防蜡是应用热力将油井中的温度提升使油井壁上的蜡得以融化，从而达到清除蜡的方法。
在含蜡原油中,原油的温度超过析蜡需要的温度时,就会达到油井防蜡的作用,而温度更高达到蜡的熔点就会将油中的蜡清除的作用。
高凝油的流动性对温度比较敏感,对油井筒加热就会降低蜡粘连到高凝油的几率,减少蜡对采油的阻碍。
3.化学药剂清、防蜡当前油井作业中通常采用化学药剂对油井中产生的蜡进行清理,因为这种化学药剂清、防蜡技术只需将化学药剂投入油管套环形空间中,不会对油井采油的其他工作产生影响,且化学药剂不仅可以清、防蜡,部分药剂还可以对原油做出反使蜡的凝结几率降低。
当前运用的化学药剂类型有乳液型、水溶性、油溶型等药剂,但是化学清、防蜡中含有含量过高的有机氯,产生的污染危害较大,且应用的成本较高,因此需要加强研制低污染、低成本的化学清、防蜡药剂,以提升化学药剂在油井清、防蜡工作中的应用。
4.油管内衬和涂层防蜡油管内衬和涂层防蜡是将油井中的油管的管壁光滑度提升,并利用技术使管壁表面呈湿润状态,亲水厌油,因而导致蜡不能沉积和附着在管壁上面,以此来达到清蜡、防蜡的目的。
采油工程中油井清防蜡方法 万勇
采油工程中油井清防蜡方法万勇摘要：油田开采过程中，油井内壁极易出现结蜡，若得不到有效治理将会对油田的开采效率以及原油质量产生直接影响。
如果结蜡过于严重，那就必须要更换采油管，对企业来说这又将是一笔巨大的开支。
因此采油工程中油井清防蜡的技术与方法以及成为了相关领域内研究的重点，我们需要在明确影响油井结蜡因素的前提下完善这部分工作，要对现行的清防蜡技术进行准确、细致的分析。
以下笔者依托实际工作经验，对此类问题进行了分析探究，希望对进一步推进相关工作的优化落实有所启示。
关键词：采油工程；油井；结蜡；清蜡；防蜡从性质上来说，石油是由种碳氢化合物组成的混合物，原油中同样含有较多的蜡元素。
在原油被开采出地面的过程中，其温度和压力会不断下降，因此原油中的蜡元素会大量析出，加之油井内壁过于粗糙，因此很容易会造成石蜡晶体的沉积。
这便是采油工程中结蜡的必要过程，而油井结蜡之后，油井内部会因此而变小，这将直接影响到油田的实际开采效率。
再者，因结蜡过程会产生大量杂质，因此原油的质量也会受到影响。
因此需提高对这类问题的关注度，在现有基础上对清防蜡技术进行优化改革。
一、油井结蜡的基本过程具体来说，油井结蜡主要涉及到了两个过程：①蜡从原油中析出；②聚集、粘附在油管壁上。
采油过程中，原油对蜡的溶解能力会不断下降。
假定组分、温度以及压力等条件不变，一定量的原油其溶解能力也是一定的，若温度、压力等条件发生变化，原油的溶解能力也会下降。
析出的蜡将随着时间的推移逐渐沉积在油井内壁，会影响油井的通畅度以及开采效率。
近些年原油开采技术呈现出了高速发展的态势，但对这一方面的研究却仍处于停滞不前的状态，因此摆正我们面前的工作局面并不轻松。
二、影响原油结蜡的因素分析1、原油中胶质以及沥青质的含量综合相关数据分析，若原油中的胶质含量增加，其结晶温度便会在现有基础上降低。
作为表面活性物质的胶质能够吸附在微小的石蜡晶体表面，进而阻止其进一步发展。
而沥青则是原油中胶质进一步聚合而诞生的产物，其性质决定了它不溶于油，呈微小颗粒状分散在原油中，能够达到分散原油的效果。
《采油用清防蜡剂技术要求》
Q/SH
Q/SH××××-××××
中国石油化工集团公司企业标准
Q/SH 0052—2007
采油用清防蜡剂技术要求
2007-03-26 发布
2007-03-26 实施 发布
中国石油化工集团公司
Q/SH 0052-2007
前
言
本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部提出并归口。 本标准起草单位： 中国石化采油助剂与机电产品质量监督检验中心 （中国石化胜利油田分公司技术 检测中心） 本标准主要起草人：周海刚 杜灿敏 隋林 张晶 张志振 张娜 曹金林 罗艳萍
图2 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 4.17
2
氧燃烧瓶
（单位：mm）
图3
硫酸纸旗（单位：mm）
硫酸纸：纸旗规格见图 3； 脱脂棉； 氧气； 铂丝； 注射器：l.0 mL； 微量进样器：10 µL、50 µL； 盐含量测定仪：WC－200型或同类仪器；
Q/SH 0052-2007 4.18 4.19 4.20 4.21 5 酸式滴定管：25 mL； 碘量瓶：150 mL； 移液管：1 mL，10 mL； 量筒：50 mL。
4
Q/SH 0052-2007 6.7.2.1 将石蜡溶化后倒入两个半球形金属模具中，冷却1 min 后，再将两个半球形金属模具合为一 体压紧。装入小烧杯中，放入温度为（58～60）℃的恒温水浴中，10 min 后取出，待蜡完全冷却后， 轻轻转动模具，取出蜡球称量，精确到 0.01 g。 6.7.2.2 将恒温水浴温度控制在45 ℃±l ℃，在50 mL 比色管中加入15 mL 清防蜡剂，放入水浴中。 待比色管中的清防蜡剂恒温后，将蜡球（6.7.2.1）放入比色管中，观察并记录蜡球溶完所用的时间t， 精确到1 min。 6.7.3 计算 溶蜡速率按公式(3)计算。
油井清防蜡工艺在西峰油田的应用0
油井清防蜡工艺在西峰油田的应用王在强1 王秀华2 潘宏文2 巨亚锋1 余志海2(11长庆油田分公司油气工艺技术研究院,陕西西安710021;21长庆油田分公司第二采油厂,甘肃庆阳745600) 摘 要 针对西峰油田油井结蜡严重的问题,分析了影响油井结蜡的因素,介绍了油井机械自动清蜡装置、强磁防蜡器、自能热洗清蜡机及化学防蜡等工艺。
现场应用结果证明,这4项清防蜡工艺能有效解决西峰油田的清防蜡问题。
关键词 清蜡 防蜡 工艺 西峰油田 长庆西峰油田油井在投产初期产量较高,通常有自喷现象,流速较大,加之气体的吸热过程,井筒温度降低速度较快,加速了结蜡过程,个别油井在投产10余天就由于结蜡严重而被迫修井。
由于结蜡的影响,给油井生产带来了一定影响。
西峰油田结合实际生产现状,开展了油井清防蜡工艺试验。
31 影响结蜡因素原油组成是影响结蜡的内因,温度和压力等是影响结蜡的外因。
111 原油性质和含蜡量原油中所含轻质馏分越多,则蜡(C 16H 34—C 64H 130)的结晶温度越低,保持溶解状态的蜡量也就越多(见图1)。
同温度下轻质油对蜡的溶解能力大于重质油;同种油中蜡的溶解度随温度的升高而升高。
原油中的含蜡量高时,蜡的结晶温度就高。
西峰油田原油含蜡量平均为1011%～1117%。
图1 不同介质中温度与石蜡溶解度的关系曲线1—0.7352g ・c m -3的汽油;2—0.8299g ・c m -3的原油;3—0.8816g ・c m -3的脱气原油112 原油中的胶质和沥青质胶质为表面活性物质,可吸附于石蜡结晶表面阻止结晶的发展;沥青质是胶质的进一步聚合物,对石蜡起良好的分散作用。
因此,胶质、沥青质可以减轻结蜡,但又对蜡具有增黏作用,使之不易被油流冲走。
113 压力和溶解气压力高于饱和压力时,蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低;压力低于饱和压力时,蜡的初始结晶温度随压力的降低而升高。
因此,采油过程中气体的分离能够降低油对蜡的溶解能力和油流温度,使蜡容易结晶析出。
油井清防蜡
受热源限制，选 井局限
二、油井清防蜡技术
目前清防蜡技术
机械清蜡
热力清蜡
化学药剂清防蜡
刮蜡杆
热洗车 锅炉焖井 煤炉车
排量小，成本低 适用范围较广
CY-2 套管加药
清蜡剂，日常小 排量加药和周期 大排量加药，与 其它措施相配合 使用。
既可扶正，又可清蜡
各种清防蜡技术应用情况
油井清蜡情况统计
作业区 五七 广华 马王庙 新周 采油厂 开井数 结蜡井数 化学清蜡井 煤炉热洗井 热洗车洗井 焖环空 刮蜡器 （口） （口） （口） （井次） （井次） （井次） （口） 355 213 211 1924 113 35 35 232 72 72 731 114 43 41 411 110 16 40 377 565 156 169 2814 51 0 15 179 95 0 14 144 8 0 1 44
周16-5-5井加刮蜡杆前后载荷变化 测试日期 最大载荷KN 最小载荷KN 备注 1月24日 109 53 作业完开抽 2月21日 103.4 54.7 3月20日 104.5 54.7 4月20日 113.7 69.4 5月5日 107.2 55.2 5.12日作业,下 5月15日 100.6 60.7 刮蜡杆100米 使用方法：从井口连续 5月17日 95.2 66.7 下入结蜡严重井段。应 5月18日 103.4 52 和热力清蜡配套使用。 6月25日 102.3/96.8 71.6/67.3 上提查蜡(洗井) 6月28日 93.5 65.1 适用于下封井及负荷不 7月23日 91.9 49.8 大的油井 8月11日 87.3 53.6
采油厂工艺所
目
一、前言
二、油井清防蜡技术
录
三、清防蜡效果评价及分析 四、建议及认识
油井清防蜡技术
作
用
减缓了油井结蜡速度，同时对井斜起到扶正防磨作用
能延长热洗周期，并不能彻底解决油井的结蜡问题
不能完全替代热洗清蜡工艺
二、油井清、防蜡技术
2、热力清蜡技术
热力清蜡是利用热能将已析出的蜡晶体溶化并
随同热洗介质返出地面或提高原油温度防止蜡晶析 出，从而达到清蜡的目的。热力清蜡是油田抽油井 最主要的清蜡方式，常用的方法有4种。
油井清防蜡技术
第二采油站
目录
一、油井结蜡机理
二、油井清、防蜡技术
三、油井热洗原理和周期确定
四、热洗操作及注意事项
一、油井结蜡机理
蜡在地层条件下通常是以液体状态存在，然而在开采的 过程中，随着温度和压力的下降以及轻质组分不断逸出，原 在原油开采过程中，随着温度的降低和气体的析出，石蜡 油溶蜡能力降低，蜡开始逐渐析出，聚集，不断地沉积、堵 便以晶体析出、长大、聚集并沉积在管壁上，即出现结蜡现象
二、油井清、防蜡技术
2、热力清蜡技术
⑴热载体循环洗井清蜡 ：采用热容量大、经济、易得的 载体将热能带入井筒中，提高井筒温度，超过蜡的熔点使 蜡熔化达到清蜡的目的。一般有两种循环方法，一种是油 套环空注入热载体，反循环洗井，边洗边抽，热载体连同 油井产出液一起由泵抽出。另一种方法是空心抽油杆热洗 清蜡。它将空心抽油杆下到结蜡点以下，热载体从空心抽 油杆注入，对油井进行热洗。
油层保 护封隔 器 尾管+筛管 +锥堵
丢手管柱工艺示意图
不丢手管柱工艺示意图
二、油井清、防蜡技术
3、油管内衬和涂层防蜡技术
这种方法的防蜡作用主要是创造不利于石蜡沉积
的条件，如提高管壁表面的光滑度，改善表面的润湿
性，使其亲水憎油，或提高井筒流体的流速。
油井的防蜡与清蜡方法分析
油井的防蜡与清蜡方法分析摘要：我国油田由于岩性-构造的关系一大部分属于低渗透性质，产量也相对较低，在原油开采过程中，井筒中结蜡也比较严重。
在开发油田的过程中出现结蜡的现象是普遍存在的，油井结蜡和整个开发过程有着密切的联系。
油井结蜡影响原油的产量和质量、严重还会导致油井堵塞、致使油井停产，限制我国石油企业的发展和进步。
据此，在开发油田的过程中，需要实施清防蜡措施。
文章主要阐述了油井结蜡的危害，并且探究油井清蜡、防蜡技术以及相关措施。
关键词：油井；防蜡；清蜡方法引言油井结蜡是国内外油田开采都会遇到的难题之一，这一问题也是各石油工程师迫切所要解决的，根据蜡自身的元素结构，以及地层中岩石性质等各方面考虑，油田中常用的几种清防蜡技术都是近几十年来此领域的专家教授在实践中总结出的具有较高清防蜡效果的工艺技术。
1油井结蜡的危害分析蜡是石油的组成部分，在油田生产过程中，随着温度和压力的下降，石蜡会结晶析出，沉积在管壁上，降低井下管柱的直径，影响到油流的正常流动，给油井的正常生产带来一定的阻力。
随着油田生产中的温度和压力的不断下降，气体从原油中析出，当油流的压力降低到饱和压力以下，天然气就会从原油中析出。
石蜡结晶析出后，沉积在管壁上，因此缩小了管柱的截面积，给油流的流动带来巨大的阻力。
影响油井结蜡的因素也是多方面的，油井中产物的含蜡量，决定蜡的析出量。
同时油井生产的温度、压力、含水、溶解气、液流速度以及原油的轻质馏分含量等，都会影响到油井的结蜡。
油管柱内壁的光滑程度以及管柱表面的润湿性，也会对石蜡的粘附产生一定的影响。
油井结蜡是由规律可循的，高含蜡井的结蜡比低含蜡井严重，产液量低，井口温度低的油井结蜡严重。
油井的含水低时结蜡严重，而高含水阶段，由于水流的作用，润滑了管柱的内表面，促使石蜡不易粘附，而降低了结蜡的速度。
油管的内壁粗糟极易引起结蜡，促使石蜡粘附在油管的内壁上，影响到油井的正常生产。
油井结蜡最严重的部位在井下的一定深度，不在井底或者井口位置。
采用多种清防蜡管理的措施探讨
采用多种清防蜡管理的措施探讨摘要：本文探讨了水泥车加化学药剂热洗清垃技术，空心杆洗井清蜡技术，小泵车热洗清蜡技术，对结蜡严重井实行“六清六定五步走”工作法，提高了对油井的管理水平。
关键词：油井清蜡技术管理油井的清防蜡工作是油藏技术和相关管理人员日常最主要的工作之一，合理有效的开展好清防蜡工作，不仅仅是一项简单的技术工作，同时也是一项艰苦细致的管理工作，一定程度上甚至直接标志着我们整体管理水平的高低。
一、油井清蜡技术1、水泥车加化学药剂热洗当油井结蜡到一定程度需要清蜡时，使用泵车通过与套管闸门连结，将加入化学药剂的洗井液（经现场实验水温要求在80℃以上）打入油套环形空间，一方面高温洗井液将油管壁加热使管内壁上的蜡软化或脱落，另一方面高温洗井液经由井下抽油泵进入油管内，将附着在油管内壁及抽油杆上的蜡块冲洗掉，随同地层产出液一起进入干线，从而起到清蜡的目的。
在具体实施的过程中，我们先取蜡样拿到工艺所进行化验，工艺所根据油井的结蜡构成和特点，经过现场实验，我们选择了与我矿生产特点比较吻合的具有较强的清防蜡和管道破乳、降粘、降阻等性能化学药剂。
通过计算每100米沉没度用药5公斤为宜。
2、空心杆洗井清蜡技术空心杆是专门为了清蜡而下的抽油杆，结蜡部位一般集中在井下500---800米之间，空心杆就是利用这一结蜡特点，形成的空心杆洗井这一新的清蜡技术，热水通过小泵车加压把热水打入空心杆内循环一周后从油管出去，形成一个循环。
对结蜡点直接进行热化，把蜡循环排除达到清蜡的目的。
一般采用热容量大，对油井不会伤害的，经济性好而且比较容易得到的载体，如热油、热水等。
方法是将空心抽油杆下至500---800米在结蜡深度以下50m，下接实心抽油杆，热载体从空心抽油杆注入。
经空心抽油杆底部的洗井阀，正循环，从抽油杆和油管环形空间返出。
在安装的8口空心杆上进行试验并且取得了较好的效果。
空心杆热洗是一种新型热洗方式，在实际操作过程中作业监督人员进行全程监督，及时录取资料，取得了良好的效果，电流平均下降3.75，日增油0.8方。
采用多种清防蜡管理的措施探讨
一
软化 或脱落 ，另一 方面高温洗井 液经 由井下 抽油泵进入 油管 内，将 附着 在 油管 内壁及抽 油杆上的蜡块冲 洗掉 ，随同地层产 出液一起 进入干 线，从而 起到清蜡 的 目的。该种洗井方式不能打 高压，最高为 ６ Ｍ Ｐ ａ ，热洗对象 为含 蜡量低 ２ ０ ％ ，液量较 高的油井 ，在做试验 的过程 中我们特意选 了一些 含蜡 量在不 同的并进行 。 小泵车热洗 是我矿为节约运 费，降低成本 ，专 门为洗井研制 的一种新 型热洗 方式，在实 际操 作过程 中技术员现场监督 、录取资料 ，通 过变频控 制压力和速度 ， 取得 了 良好 的效果 ， １ ５口井 电流平均下 降 ． ７ ，日增油 １ ． ６ 方。 在现场 实施对策过程 中，可 以看 出常规 水泥车加药热洗 是现场操作 中 最 常用和最普遍采 用的清蜡方 式。空心杆热洗 只是针对安 装空心杆 的油井 实施的一种针对 性很强 的 目标 性热洗 ，效果 比较 明显，小泵车 热洗主 要是 针对含蜡量地低 ，结蜡程度低 的油井 实施热洗方式 ，这种方式 可 以大大 节 约节约车辆 成本。 ４ 、实行 “ 六清 六定五步走 ”工作法 我们结合一 井一策 ，开展井 筒系统化管理 ，实行 “ 六清六定五 步走 ”
－
８ ０ ０米 之间，空心 杆就是 利用这一 结蜡特 点，形成 的空心杆洗井 这一新 的清 蜡技术 ，热水 通过小泵车 加压把热水打 入空心杆 内循 环一周后从油管
－
二、清防蜡管理的实施效果 １ 、效 益 分 析
Ａ 、经 济 效 益
出去 ，形成一个循 环。对结蜡 点直接进行热化 ，把 蜡循环排 除达到清蜡 的
中 国 化 工 贸 易 Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ Ｃ ｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔ ｒ ａ ｄ ｅ
化学清防蜡工作总结
化学清防蜡工作会议兴隆台采油厂采油四区2012年4月一、现状我区主要管理6个采油区块，油井开井数62口，抽油机井60口，螺杆泵井2口。
我们根据各个区块油井的熔蜡温度、生产特点制定各区块油井的清防蜡方式。
目前我区油井清防蜡方式有机械清蜡、水洗、点滴加药、套管加药、热洗阀洗井、自身循环热洗六种方式。
其中采用点滴加药方式18口井、套管加药方式10口井，占开井数的44.5%，2011年使用清蜡剂39吨，防蜡冷输降凝剂89吨。
四区油井清防蜡方式构成二、主要工作（一）明确选井条件，合理加药1、选取低产低压低液面含水低于50%的结蜡井，以及不适合实施热洗清蜡的出砂结蜡井和不需要放套压的井。
2、选取热洗清蜡频繁，热洗用量大，排液时间长的油井使用化学清防蜡。
（二）动态管理，制定合理的加药制度1、根据原油物性、含蜡量的不同制定每口井的加药量，把好加药量这一关。
通过油井结蜡情况摸索，确立加药量为产油量的0.3%。
2、从细节入手实施动态调整。
首先根据油井产油量变化调整化学药剂用量，把清防蜡效果调整到最佳状态。
其次，根据油井含水变化动态调整。
如大10-015井开井后产油1.5m3,含水63%,实施套管加药加药。
2011年年初，共计调整荣13-36井点滴加药装置调至荣161-34，荣35点滴加药装置调至油38-54，大气4实施点滴加药，大11-116、大10-015与大11-014井由于含水上升，含油量减少，取消加药。
3、注重化学防蜡油井与水洗的配合。
首先，套管加药与水洗配合，有效延长结蜡严重油井的洗井周期。
如大11-15井，原热洗周期为45天90m3，调整后为套管加药15Kg/天，配合热洗，周期为60天60m3。
有效减少入井流体40m3/月。
其次，点滴加药井与水洗配合，有效清蜡。
2011年有9口点滴加药油井实施水洗，洗井周期为120天4口、180天3口、360天2口。
（三）强化现场监督在化学清防蜡的监督上，对于套管加药油井监督难的问题，我区实施三级监督机制。
南堡采油六区清防蜡优化
南堡采油六区清防蜡优化南堡采油六区是中国最大的油田之一，拥有广阔的开采面积和庞大的采油设备。
同时，由于地下油层的复杂性和深度，该油田的采油工作也面临着不少的挑战和困难，其中之一就是清防蜡问题。
为了解决这一难题，南堡采油六区进行了大量的清防蜡实验，并提出了优化清防蜡方案，以确保石油的正常采集和生产。
一、清防蜡的必要性在油田开采过程中，一些石蜡、沉积物等杂质会随着石油一同被采出，这些杂质会沉积在管道及油井井壁上，进而堵塞油管、油井以及采油设备，甚至给生产造成一定的安全隐患。
它对于油田的采油效率、安全生产以及节约成本都会产生较大的影响。
因此，为了保证油井和采油设备的正常运行，必须采取措施清除这些杂质，这就是清防蜡的必要性所在。
二、清防蜡的实验方案为了解决南堡采油六区的清防蜡问题，相关部门进行了一系列的实验。
最终，他们通过对六种清防蜡方案的比较分析，确定了最优方案。
1、方案一：热水清洗法。
该方案通过加热水分离器中放置的钢管来实现清洗的效果，因为钢管加热后会产生较高的温度，从而将管壁上的蜡质融化。
但该方案的操作成本较高，且可能会对钢管造成一定的损伤。
2、方案二：煌黑峰原液法。
该方案采用的是煌黑峰原液对储藏罐和管道进行处理。
但是，该种原液使用的条件较为苛刻，需要在一定高温和低压的环境下进行，操作难度较大。
3、方案三：超声波清洗法。
该方案将超声波作为激励，通过工业超声波清洗机对储藏罐和管道进行清洗。
该法具有清洗速度快、成本低的特点，但是对大面积的储藏罐难以进行清洗。
4、方案四：悬浮法。
该方案采用悬浮法将异粘醇加入到储藏罐和管道中。
该法对消除蜡质有直接的作用，但该法的作用时间较短，易受管道中其他杂质的影响。
5、方案五：微乳化法。
该方案运用微乳化原理，将化学物质添加到储藏罐和管道中，从而达到在石油和水之间形成一个微小的乳液，在乳液中促进蜡质的分散和溶解。
该法虽然操作较为简单，但微乳化剂的用量过多会对环境造成污染。
2007年除“四害”工作总结
旬邑县食品药品监督管理局2007年除“四害”工作总结除四害工作是一项全民共同参与的群众性工作。
在除四害工作中，我们坚持以环境治理为主的综合防治方针，各项环境治理措施完善，四害孳生地得到有效控制，为发扬成绩，巩固除四害工作成果，现将除四害情况总结如下：一、加大培训力度，保证全年工作安全有效安全措施、除四害技术是尤为重要的。
因此，我们加大对除四害专兼职人员的岗前工作培训，聘请专业人员现场培训指导，使其掌握除四害工作的基础知识和基本方法，使本年度我单位除四害工作扎实有效安全地开展。
二、加强了防治措施，确保除四害工作取得实效灭蚊方面，我们因地制宜、集中人力。
物力对相关区域进行彻底消杀，采用喷雾机药物消杀方法，药物统一采购，专人管理，统一时间进行消杀；灭鼠工作本年度统一组织、统一时间、统一投药、统一清理掩埋火焚烧死鼠。
同时，在全单位范围内清除内外环境杂物、堆放物，生活垃圾，日产日清，杜绝老鼠的食源、水源。
防止污染环境及药物中毒事件的发生。
灭蝇工作本年度我们加大宣传力度，通过开会、黑板报等多渠道，发动职工共同参与，真抓实干，将任务落实到人头，重点抓好环境清理；灭蟑螂工作今年重点对办公室、进行整治，采取了自行投药和专业消杀相结合的方法，使阳性房间不超过2％。
三、加强领导，保障措施1、提高认识，加强领导。
单位领导把这项工作纳入工作日程，亲自挂帅，精心组织，安排扎实有效的措施，做好各项工作，真正把除四害防疫工作提高到职工全体健康，提高到生产力的高度来抓。
2、落实任务、明确责任，层层把关，确保了今年除四害工作高标准、严要求、高质量完成。
3、强化监督，严格检查。
单位除四害领导组定期对各部门除四害工作的落实情况、工作情况及工作效果等进行检查、督促，对工作进行督察，确保除四害工作取得阶段性胜利。
二00七年十二月二十一日。
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三、各种清防蜡方式在现场应用的效果分析
巡检一室2007年清防蜡故障情况井分析
序号 1
2 3 4 5 6 7 8
井号
彩006 C2874 C2804 C2811 C1069 C2812 C1364 C1006
清蜡方式
化防 化防 化清 化防 化防 化清 水洗 水洗
上次检泵/热洗时间
2006-7-12 2007-2-25 2007-4-13 2006-11-1 2006-9-18 2007-6-6 2006-9-23 2006-10-25
上修时发现结 蜡严重
1、今年对高含水井进行了不热洗试验和延长热洗周期的计划，最终大部 分井都超过了去年的热洗周期。达到了预计要求。 但是井最后都结蜡严重表明：高液量高含水井的蜡卡周期可适当延长，但是 还是必须时刻关注结蜡情况，确保在蜡卡前面热洗。 2、而C1364井是由于热洗质量不到位造成的蜡卡也告诉我们，清防蜡管 理还得严把热洗质量关，最大限度的减少清防蜡事故的发生。
二、清防蜡的应用现状及总体效果评价
1、2007年清防蜡方式应用现状与2006年对比如下表：
2007年
清防蜡方式 不定期热洗井 井数 37 最终热洗井次 水洗 55 清防蜡方式 水洗井
2006年
井数 48 最终热洗井次 水洗 63
化防井
微生物防蜡井 准油化清井
54
20 30
油洗
自洗
7
3
自洗井
微生物防蜡 井 准油化清井
2007年清防蜡工作总结
巡检一室 2008年1月20日
巡检一室2007年清防蜡工作总结
• • • • • • 前 言 清防蜡的应用现状及总体效果评价 各种清防蜡方式在现场应用的效果分析 结蜡情况的监测方法 2008年度清防蜡方式的确定 建 议
一、前 言
• 在原油生产过程中，油井结蜡是影响油田正常生产的 一个重要因素。它的严重后果可能导致油管管柱里面结蜡 太多，堵死油管油流通道，影响产量；或者直接导致卡井 事故的发生。所以油田里面油井的清防蜡工作是至关重要 的。 • 我们作业区经过几年的实践与摸索，在不断总结和结 合生产实际的形式下，在2007年度对所有油井的清防蜡方 式进行了系统的调整。最终巡检一室主要采用了：热洗清 防蜡、化学和微生物防蜡、化学清蜡这四种清防蜡方式。
六、建 议
1、由于防蜡井的防蜡作用只能延长井的蜡卡周期，不能起到不让 井筒不结蜡，所以在必要的时候采取其它清蜡的措施就是非常必要的。 现在加注化学清蜡剂的效果总体不是很好；热洗方式虽然能很好的进行 清蜡，但是它又对产液含水的升高和井底地层污染有一定的影响。所以： 建议可选用一些重点井采用陆粱油田使用过的热洗防漏管柱进行洗井， 以减少水洗对地层的污染和含水的影响。或者再重新调配出适合现场单 井的化学清蜡剂进行清蜡作业。 2、由于作业区对各类清防蜡井施工的效果没有一套完整的检测手 段，无法监督他们的施工质量；而通过功图和液量进行简单的分析，也 不能完全发现结蜡的问题。所以建议在可能实施的情况下，采取一个计 划，对清防蜡施工后的油样定期取样进行化验分析各施工物质的含量， 来监测施工的质量好坏和流体的含蜡程度。
3．对液量降，负荷增大的井采取热洗无效的情况：
四、结蜡情况的监测方法
四、结蜡情况的监测方法
分析：此井液量从最初40t慢慢降到30t，负荷跨度也慢慢变大，最 初怀疑结蜡影响产量，但是通过热洗之后，发现负荷跨度比洗前略有降 低，然而液量确没有回升。表明：该井有一定程度结蜡，但是不是影响 产量降低的主要原因。
364
375
上面4口化防井：三口蜡卡（彩006、C2874 、C2811）、一口故障井 （C1069热洗解开），都是在前次检泵之后及时进行了化防剂的添加后，防 蜡效果不错，平均间隔日期达到了327天。但是最后故障表明：防蜡不等于 井筒不结蜡，防蜡周期太长对两种方式的防蜡效果都会有或多或少的影响。 所以建议：化防井和微生物井在一定防蜡周期之后必须进行一次彻底的 清蜡作业，以确保防蜡效果持续有效。
产液量
2006.7.17修开 60 50 40 30 20 10 0 C1006生产曲线
1．对今年的结蜡故障井进行分析总结 选出几口生产运行平稳的故障井分析如下：
四、结蜡情况的监测方法
生产日期
修井 2007.8-19卡关
20 20062006-7-1 7 2006-7-2 20 06 9- 7 06 -9 16 20 -1 -2 20 06 0- 8 0 - 2 206-110-6 20 06 1- 5 - 2 2006- 11 3 06 12 -9 20 -1 -1 07 2- 4 20 -1 28 20 07 -1 2007- -1-8 2007-2-1 4 2007-3-15 5 2007-3-2 9 2007-4-1 1 2007-4-2 07 5- 5 20 -5 16 2007--24 2007-5-9 20 07 62007- -6-2 2007-6-2 5 7 2007-7-1 07 7- 1 -8 25 -1 9
36
52 10
油洗
自洗
2
115
封隔器
总井数
5
146 热洗总井次 65 总井数 146 热洗总井次 180
今年调整后的最终热洗总井次相对去年大幅的下降。由此 节约了热洗时的人力、物力、和财力。
二、清防蜡的应用现状及总体效果评价
2、06、07年的清防蜡效果情况对比如下： 巡检一室2006年清防蜡故障统计情况
三、各种清防蜡方式在现场应用的效果分析
2、准油化清类 巡检一室2007年清防蜡故障情况分析
序号 5 6 井号 C2804 C2812 上次检泵/热洗 清蜡方式 时间 化清 化清 2007-4-13 2007-6-6 故障时间 2007-7-22 2007-11-1 周期 100 148 备注 5-23加注化清剂1次
四、结蜡情况的监测方法
由上面两口结蜡严重井发生故障前生产曲线和功图可以反映出： 一部分井在结蜡严重或者蜡卡前会出现产液量降低，负荷跨度增大的 现象。而一部分井则可能没有明显的变化。
2．对平时发现负荷跨度加大的井采取措施见效情况分析如下：
四、结蜡情况的监测方法
四、结蜡情况的监测方法
从上面两口井的曲线可反映出：此类井在液降，负荷跨度增大以后 及时采取热洗清蜡能起到很好的效果。结蜡是影响此类井液降的主要原 因。
故障时间
2007-6-22 2007-10-10 2007-7-22 2007-10-31 2007-9-28 2007-11-1 2007-2-5 2007-8-19
周期
345 227 100 364 375 148 135 298
备注
5-23加注化清剂1次
9-29、10-20各加注 化清剂1次 热洗原因造成
五、2008年度巡检一室清防蜡方式的确定
3、15t以上井
范围15t以上井 总井数 化防 微生物 准油化清 12 9 9 结蜡严重井数 0 1 0 清防蜡周期大于150天的井至今的平均周期 456 250 301
由上数据表明：15t以上井采用化防进行清防蜡效果最好。
（以上方式确定清防蜡方式只属于个人分析观点。还请各位专家提出宝 贵意见，以进行合理的调整部署方案。）
பைடு நூலகம்
二、清防蜡的应用现状及总体效果评价
巡检一室2007年清防蜡故障统计情况
序号 1 2 3 4 5 6 7 井号 彩006 C2874 C2804 C1364 C2811 C1069 C2812 卡停时间 2007-6-22 2007-10-10 2007-7-22 2007-2-5 2007-10-31 2007-9-28 2007-11-1 未解开情况 上修 上修 上修 上修 软卡 热洗解卡开 热洗解卡开 热洗解卡开 解开情况 备注 蜡卡 蜡卡 蜡卡 热洗时造成卡 结蜡严重 结蜡严重 结蜡严重 清蜡方式 化防 化防 化清 水洗 化防 化防 化清
4．总结 综上所述，我们在进行各种清防蜡方式的时候，必须时刻关注每个 井的生产动态情况，通过单井的产液量变化，结合负荷变化情况进行分 析，发现异常后进行及时采取措施（热洗或者其他清蜡方式），就可保 证部分井的产量得到恢复，而且还可以预防大部分井发生蜡卡事故。
五、2008年度清防蜡方式的确定
鉴于2007年各种井对应的清防蜡方式方案都是在通过2006年的清 防蜡效果分析总结得出的，所以在对2007年的清防蜡方式在一年的应 用中的效果，和现场应用情况的反馈的结合的基础上，总结出了2008 年油井的清防蜡方式的确定方式，提出以下的看法： 1、含水90％以上的井 由于今年对高含水井进行了不热洗试验和延长热洗周期的计划， 最终大部分井都超过了去年的热洗周期，达到了预计要求。所以建议 含水90％以上井全部采用不定期的热洗或者不洗的方式，平均热洗周 期定在150天。及150内可以适当放心；150～200天进入观察期，必须 对这部分井进行液量、载荷的分析；200天以上为重点监测区，只要液 量、载荷一有变化，就得立即采取解决措施。
上修发现结蜡严重
说明：把蜡卡上修的井，软卡导致热洗解开的井，都定义为清防蜡故障井来 统一进行分析。是因为造成这两方面原因都还是由于这些井的清防蜡工作有问题 才出现的。
三、各种清防蜡方式在现场应用的效果分析
巡检一室2007年清防蜡故障情况进行分析如下：
1、科力公司化防类（包括微生物防蜡） 巡检一室2007年清防蜡故障情况分析
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 井号 彩006 C2844 C2873 C1371 C1006 c1031 C1021 C2816 C2857 卡停时间 2006-3-13 2006-8-23 2006-7-18 2006-2-9 2006-3-28 2006-10-14 2006-8-11 2006-8-26 2006-9-26 未解开情况 上修 上修 上修 软卡 软卡 软卡 软卡 软卡 软卡 水洗解开 水洗解开 水洗解开 水洗解开 水洗解开 水洗解开 解开情况 备注 蜡卡 蜡卡 蜡卡 结蜡严重 结蜡严重 结蜡严重 结蜡严重 结蜡严重 结蜡严重 清蜡方式 自洗 水洗 自洗 微生物 水洗 水洗 自洗 水洗 微生物