化学注入药剂防蜡剂

第八章清防蜡剂

第一节基本性质

原油中含蜡量高是造成油井结蜡的根本原因。油井结蜡如不及时清除就会造成油管堵塞、使油井产量下降、严重时还会堵死油井。所以防蜡和清蜡啊是油井日常管理的一项重要和经常性的工作。合理及时的清防蜡措施是油井正常生产的重要保证。油井清防蜡方法很多，在油田开发过程中，曾先后试验推广过机械清蜡、热力清蜡、磁防蜡、•化学清防蜡等油井清防蜡措施，这些措施的试验和推广，都在一定程度上促进了油井清防蜡水平的提高，保证了油井的正常生产。•随着油田化学助剂理论研究的深入和发展，化学清防蜡在各种清防蜡措施中占据了主导地位，具有工艺简单、现场应用方便、清防蜡效率高、清防并重，并且不影响油井正常生产等优点。但是，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、油井开采的不同时期，油井的结蜡状况也各不相同，油井的清防蜡工艺也应随时调整，况且不同的清防蜡措施对油井具有不同的适应性，因此，应根据不同的区块，不同的油井状况选择合理的清防蜡措施，并且应结合现场中出现的新问题研究开发新型化学清防蜡剂。

一、蜡的化学组成及性质

油管内凝结的蜡其化学成分主要是固体烃类化合物，是由C16H24到C64H120的烷烃和环烷烃类化合物所组成，其次蜡中还夹杂着胶质、沥青质、水及机械杂质等。

没有经过提纯的蜡是有颜色的，这是因为蜡质里含有胶质、沥青质及含硫化合物等。纯蜡是无色、无味的。

蜡不溶于水和酒精中，但能溶于四氯化碳、苯及石油产品（石油醚、汽油、柴油及煤油）中。二、油井结蜡的危害

各油田生产的原油含蜡量多少不一，据有关资料表明：我国和世界各国生产的原油含蜡量大多数超过2%。渤海BZ34油田含蜡量在10%.以上，渤西油田含蜡量达14%.，其中4DS井含蜡量高达21%.。大庆油田原油含蜡也在20%以上。

原油中的石蜡在油层中处于一定温度、压力及溶解气量的条件下，溶解在原油中。在油田开发过程中，原油从油层流向井底，由井底流向地面的生产过程是压力和温度下降的过程。当蜡从原油中析出就有可能粘附在油层岩石颗粒表面上，减小甚至堵塞油流通道，增加油流阻力，影响油井正常生产。结蜡严重时还会使井下及地面设备内结蜡甚至堵死而被迫停产。

有些结蜡严重的油井，每天需清蜡3～4次，每次需清蜡1～2小时这给采油工作带来很大的工作量，油井结蜡也严重影响油井的生产水平，给油井生产的自动化管理增添新课题。

三、油井结蜡的影响因素

1 原油组分和温度的影响

原油中所含轻质馏分愈多则蜡的结晶温度就越低，蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。图8-1为汽油、原油、渣油在不同温度下溶解蜡试验。

图8-1 三种不同溶解度蜡量和温度的关系曲线

由图中可以看出，在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力。任一种油对蜡的溶解量随着温度降低而减少。因此，在高温时溶解的蜡量，在温度降低时将有一部分蜡要凝析出来。同时也可以说明在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻油的结晶温度。

2 压力和溶解气的影响

在压力高于地层饱和压力的条件下，原油中的溶解气和轻质成分不易挥发，压力降低时也不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，如图8-2曲线的AB段；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，使初始结晶温度升高，如图8-2曲线的AC 段。压力愈低，蜡结晶温度增加得愈高，这是由于初期分出的轻组分气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重组分气体，后者对蜡的溶解能力的影响较大，因而使结晶温度明显偏高。另外溶解气从油中分出时还要膨胀、吸热，使油流温度降低有利于蜡晶析出。

图8-2 初始结晶温度与压力、溶解气的关系

（图中曲线1-底层油，曲线2-脱气油，R-溶解油气比，底层油含蜡量4.51%，胶质2.85%）

3 原油中胶质和沥青质的影响

原油中都不同程度地含有胶质、沥青质，尤其在高凝、高粘原油中含量相当高，胶质和沥青质影响着蜡的初始结晶温度和蜡的析出过程及结在管壁上的蜡性。实验证明，随着原油中胶质含量的增加，蜡结晶温度降低，见表8-1，因为胶质为表面活性物质，它可吸附于石蜡表面上，从而阻止结晶继续增大。沥青质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于油中，对石蜡晶体起着良好的分散作用。在显微镜下观察，由于胶质、沥青质的存在，石蜡晶体在油中分散得比较均匀且与胶质结合的紧密，不易聚集结蜡，但是当沉积在管壁上的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。

表8-1 胶质含量对蜡的初始结晶温度的影响

4 原油中机械杂质和水的影响

原油中机械杂质和水对蜡的初始结晶温度影响不大，但油中的细小砂粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，石蜡晶体易于聚集长大，加速了结蜡的过程。油中含水增高时，由于水的热容量大于油，可减少液流温度的降低，另外由于含水量增加后易在油管壁形成连续水膜，而不利于蜡沉积到管壁上。

因此随着油井含水量的增加，结蜡程度有所减轻，当含水量高于35％时，结蜡量已经很少。如图8-3蜡沉积与原油含水量的关系。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中的盐类析出沉积于管壁有利于晶体的聚集。

此图是利用“管式结蜡仪”测得的室内实验结果，水中含1%的水溶性防蜡剂。

图8-3 蜡沉积与原油含水量的关系

5 液流速度、管子表面粗糙度和表面性质的影响

油井生产实践表明高产井没有低产井结蜡严重，这是因为一般高产井的压力高，脱气少，初始结晶温度较低，同时液流速度大，井筒中热损失小，使油流在井筒内保持较高的温度，蜡不易析出，即使有蜡晶析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。另外油管壁的表面性质对结蜡也有很大影响。管壁粗糙蜡晶体容易粘附在上面形成蜡，管壁越光滑越不易结蜡。管壁表面亲水性越强越不容易结蜡。在同样条件下，玻璃油管比普通钢管油管的防蜡效果要好。这是因为在光滑表面上蜡的结晶不易粘附因此不易结蜡。

四油井结蜡规律

(1) 油井含蜡量越高，油井结蜡越严重。

(2) 油田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，反之结蜡严重。

(4) 油井见水后，低含水阶段油井结蜡严重，而含水上升到一定程度后，结蜡有所减轻。

(5) 表面粗糙的管壁比表面光化的管壁容易结蜡。油管清蜡不彻底的容易结蜡。

(6) 出砂井容易结蜡。