油井清蜡工艺组合应用分析

油井清蜡工艺组合应用分析
欧力坨油田主要为低产低渗透油藏，油井结蜡已经成为影响生产的主要问题。

油井所选用的清蜡方式以空心杆电加热和空心杆热洗为主，为了进一步优化清防蜡方式，后期又引进了化学清蜡、蒸汽热洗、油管电加热清蜡、双空心杆水循环清蜡等清蜡工艺。

如何将多种清蜡方式与油井生产结合起来，有效延长油井清蜡周期，提高清蜡效果，是采油工作者研究的目标。

今年，技术人员开展现场试验，对清蜡方式进行优化。

标签：概况；工艺试验；效果调整分析；建议
1 概况
欧力坨油田欧31区块共有采油井52口，其中结蜡严重的油井约有15口，占总数的29%。

根据检泵井现场取作业井蜡样分析，结蜡位置主要集中在井深400-600m处，油管内壁和空心杆上结蜡厚度平均为5mm，综合含蜡量为21.3%，含蜡量较高，凝固点在30-39℃之间，这为清蜡工作增加了较大难度。

对蜡样进行水浴试验得到区块蜡最低融化温度在70℃以上。

常用的清防蜡技术对比分析如下：
2 开展清蜡工艺试验
欧31块此前使用过化学清蜡工艺，选用的化学药品为采油用防蜡降凝剂（PPH-ll），主要效果为改善原油流动性、降低原药凝固点。

但是单独使用化学清蜡受到油井产液量限制，低产井清蜡效果较差，油管壁积累产生“硬蜡”无法清除，油管管径不断缩小，最终造成卡井。

为此我们选取了三口试验井，开展化学清蜡与常规空心杆热洗清蜡方式相结合的工艺，将两种清蜡工艺的优点结合起来，寻求最优方案。

2.1 试验井基本情况
我们选取了3口产量较低，产量原油流速低，原油在井壁中滞留时间较长的生产井，便于分析清蜡效果。

①欧31-22-30，日产液3t，含水35%，泵深2200m，动液面2011m，供液不足。

原清蜡方式为空心杆热洗，周期及用量为15天用水15方；②欧31-24-30，日产液2.2t，含水5%，泵深2200m，动液面2149m，供液不足较为严重。

原清蜡方式为空心杆热洗，周期及用量为15天用水15方；③欧31-27-29，日产液3.5t，含水12%，泵深2100m，动液面2080m，供液不足较为严重。

原清蜡方式为空心杆热洗，周期及用量为15天用水15方。

2.2 试验数据统计
2017年5月，我们对以上三口含蜡较重的试验井开展化学药品的辅助清蜡试验。

选用的化学药品为采油用防蜡降凝剂（PPH-ll），主要效果为改善原油流动性、降低原药凝固点。

每口井每天加药20kg，不定期开展空心杆热洗，通过测试油井电流、取样分析含蜡量与油井测试功图相结合的方式，分析清蜡效果。

①欧31-22-30井，试验前日均電流为63/53，最大载荷81.63kN，最小载荷
55.02kN。

截至12月初，该井日均产液3t，产量平稳；②欧31-24-30井，试验前日均电流为52/48，最大载荷98.8kN，最小载荷60.4kN。

截至12月初，该井日均产液4.6t，产量平稳；③欧31-27-29井，试验前日均电流为50/42，最大载荷105.6kN，最小载荷65.5kN。

截至12月初，该井日均产液3.5t，产量平稳。

2.3 效果及调整分析
5月我们对3口试验井开展化学清蜡辅助空心杆洗井后，在初期运行2个月时间内，单井日加药量20kg，空心杆洗井周期为每20天用水15方，3口井的电流、含蜡量、载荷均有所下降，通过现场数据可以判断出这时的清蜡效果较好，油井出液及含水稳定，为了进一步节约成本、优化清蜡周期，在7月、8月我们陆续对3口试验井的加药量及空心杆洗井周期进行调整，将日加药量由20kg降低为15kg，在观察了后期油井生产情况后，又动态调整空心杆洗井周期由之前的20天延长到30天，通过分析录取的试验数据，这时的油井生产指标稳定，产出情况较好。

从电流及载荷的降低可以判断，单一使用化学药品清蜡时管壁积蜡情况得到了缓解，在合理清蜡周期内使用空心杆洗井可以将空心杆外与油管内部堆积的蜡融化带出到地面，阻止了管壁硬蜡的形成。

而洗井次数的降低也对油气层形成了保护，避免了洗井液大批量进入地层，污染近井地带油藏。

这种清蜡工艺组合的尝试是行之有效的。

2.4 效益分析
空心杆洗井费用为5500元/次，原计划单井年洗井次数25次，增加化学药品辅助清蜡工艺后，所选用化学药品单价为11.22元/kg，计划单井年用药品量5475kg，一年可减少洗井次数13井次，累计节约成本为：5500元/次×（25-12）次-11.22元/kg×5475kg=10070元。

3 结论及建议
通过开展现场试验，将两种清蜡工艺合理结合使用，降低了单一使用化学药品清蜡及空心杆洗井的影响，减少对油气藏的污染，延长了油井的免修期，提高了生产效益。

在油田开发的中后期，将多种清蜡工艺组合使用，发挥各自的优点是我们研究的方向，开展绿色清蜡工艺组合的尝试对同类油藏生产具有推广意义。