探讨如何改善特低渗油田清防蜡效果
浅谈油田开发后期油井清蜡防蜡方法
浅谈油田开发后期油井清蜡防蜡方法摘要：油田开发过程中常常会因为温度压力的下降和轻烃逸出，导致溶解在原油中的蜡以晶体形式析出，同时，吸附在油管壁、套管壁、抽油泵等诸多的采油设备上。
一旦油井出现结蜡情况，将对油井持续稳定生产造成极大的影响，所以，加强清蜡防蜡至关重要。
本文首先指出了导致油井结蜡的原因，其次，提出了油田开发后期油井清蜡防蜡的具体方法。
关键词：油田；开发后期；油井；清蜡；防蜡方法在油田开发的后期，油井往往会形成蜡，严重阻碍了油井的稳定有序运行，导致实际产油量无法达标。
如果管壁上有蜡，则会导致地层背压，这将大大削弱井的产量。
如果管道中有蜡，则会进一步增加泵单元的负荷，甚至导致泵卡住。
如果泵入口处有蜡形成，则会增加油流阻力并降低泵效率。
如果地层内部形成蜡，则会削弱油相渗透率，阻碍油井产量的增加。
一、导致油井结蜡的原因1.受原油组分影响原油开发中含有的石蜡，碳原子的数量会随着温度的变化而变化，晶体也会产生，并且积聚会变大并沉积在油管的壁上，导致打蜡油井。
石蜡形成后，油井打蜡主要表现在两个方面：薄膜吸附和液滴吸附。
在油管吸附活性剂的水之后形成膜吸附，并且油膜薄层的增加的面积也扩大以转变成蜡晶格网络。
液滴吸附是当油井中发生搅拌现象时，液滴与管壁碰撞，胶体和石蜡的油滴被吸附，最后沉积蜡。
当油井实际注水开发时，油井条件会在一定程度上影响原油组分，原油中原油混合的氮气和甲烷将与含油水重新结合，原油的密度和粘度将继续增加。
油井打蜡的速度进一步加剧。
同时，原油中覆盖的水，泥和沙也是蜡形成的原因之一。
在实践中，如果油井含水量大，那么油井中蜡的含水量将增加，并且在这种情况下产生的蜡的密封性不会太高。
2.受油井开采条件的影响蜡形成的原因是油井开采条件。
在油田开发的后期，通常将大量冷水注入油井。
结果，油的温度大大降低，并且总热流消散，这加剧了井的打蜡。
在地层压力发生一定变化后，产生液相气相，从而扩大了油箱内壁的表面积和原油的接触，形成了大量的蜡晶体，并且在一段时间后形成蜡。
解析油田开发后期油井清蜡防蜡方法
解析油田开发后期油井清蜡防蜡方法【摘要】在油田开发的后期，油井容易出现结蜡现象，导致了油井无法正常工作，影响采油的工作效率。
本文主要阐述了防蜡与除蜡的方法，并分析了国内油田在开发后期，油井结蜡的原因以及结蜡的机理等。
结合实际指出油田的开发规律，在开采的过程中要采取相应的防蜡措施与清蜡措施，确保油井正常工作。
【关键词】油田开发后期油井清蜡防蜡在油田开发的后期，油井经常会出现结蜡现象，导致了油井无法正常工作，影响采油的工作效率。
油管壁结蜡会使地层进行回压，从而导致油井的产量大幅降低。
油管结蜡就会使抽油机的负荷增大，严重还会造成抽油泵出现卡滞现象。
泵入口处结蜡，就会造成油流阻力增大，导致泵效降低。
地层内部结蜡就会导致油相渗透率降低，导致油井的产量大幅降低。
1 结蜡机理在油田的开发过程中，随着温度的不断降低以及气体的析出，经过一段时间之后，就会引起石蜡出现在管壁表面上。
当油田开发到最后阶段，由于地质、工艺条件等因素的影响，造成油井当中管壁的结蜡机理发生变化，使结蜡的面积不断扩大。
油井结蜡的原因就在于石蜡分子在原油中融合，形成固体分子。
石蜡形成之后，原油携蜡的机理主要表现在薄膜吸附和液滴吸附两个方面。
1.1 薄膜吸附当油水乳化液接触到油管的时候，一般都有两种定向层形成，也就是憎水定向层与亲水定向层。
油管将活性剂的水吸附之后，形成了一层原油薄膜与憎水定向层。
另外，该原油薄膜接触普通的水时，薄膜出现破裂现象，形成了一层亲水定向层。
当烃类中的表面活性剂没有在设备表面吸附时，就会通过憎水基吸油、亲水基吸水的方式吸附在油水上，因此形成了双层的憎水层吸附在设备表面上。
油膜薄层会越来越大，向设备四周蔓延。
当油井温度比石蜡结晶温度还要低时，油膜薄层就会转变成蜡晶格网络，最终形成沉积结蜡。
并随着时间的不断推移，结蜡层的厚度也会相应提高。
1.2 液滴吸附当油井出现紊流搅动现象时，油水乳化液就会通过油管向上运动，运动所引起的能量完全可以将孤立液滴与管壁进行相撞。
张店油田清防蜡技术优化改进与应用
张店油田清防蜡技术优化改进与应用针对张店油田油井结蜡严重，地层能量低，水敏性强的特点，研究评价各种清防蜡技术在张店油田的适应性，改进和优化应用适合张店油田特性的清防蜡技术，提高油田开发综合效益。
标签：张店油田；强水敏；清防蜡；技术优化1 张店油田基本特性1.1 储层特征张店油田位于南阳凹陷张店鼻状构造带，主要目的层储集砂体埋藏浅，压实作用和胶结作用程度低，岩石疏松。
粘土矿物类型主要有伊/蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石四种，相对含量：伊/蒙混层（13.6%-44%）、伊利石（18.2%-56.6%）、高岭石（5.7%-46.4%）、绿泥石（5.0%-40.5%）。
敏感性评价试验结果表明：水敏指数达到85.2%，属强水敏[1]。
1.2 流体性质张店油田原油具有高含蜡、高凝固点的特点。
含蜡量23.7%-56.42%，凝固点42-51℃。
1.3 油井结蜡特点张店油田油井结蜡的主要特点：（1）结蜡部位深，一般在1100～1600m；（2）蜡质硬、熔点高，通常在55～68℃；（3）结蜡速度快，不采取清防蜡措施条件下，油井发生蜡卡、蜡堵的平均周期为45天[2]。
2 张店油田清防蜡技术现状与效果评价2.1 化学清防蜡技术2.1.1 清防蜡剂类型张店油田近年来现场应用的清防蜡剂主要有TL-010水基型清防蜡剂，降粘率21%，清防蜡率76%，是一种以防蜡为主兼有降粘功效的清防蜡剂。
适合高含水（含水大于80%）油井，加药浓度为200ppm。
2.1.2 清防蜡剂现场应用情况（1）应用情况。
化学清防蜡技术不影响油井正常生产和其他作业，不会对地层造成伤害，除具有清蜡防蜡效果外，还兼具降凝、降粘和解堵的效果。
（2）存在问题。
a.清防蜡药剂的适应性研究不够，油井选用依据不清，现场应用的主要是以防蜡为主的药剂。
b.油井加药周期与用量确定不合理。
现场加药周期一般5-15天，长的达到30天，一次加入药量过大，5kg/次-50kg/次，短时间内药剂的浓度太高，有效期有限。
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。
抽油井热洗清防蜡法的改进策略
抽油井热洗清防蜡法的改进策略摘要：在石油开采的过程中，抽油井热洗清防蜡作为其中最关键的环节，必须不断改进工艺和方法，才能确保开采流程高效实施。
本文主要从抽油井热洗清防蜡法有效性的影响因素出发，提出创新技术、结合其他防蜡技术、改进设备、更新加热介质等四方面有效地改进措施，旨在对提升石油产量提出一定的指导建议。
关键词：抽油井；热洗清防蜡法；问题；改进引言：在石油开采过程中，溶有一定量石蜡的原油会随着温度降低以及其中气体的析出，出现结蜡现象，这种现象会导致产油层出现堵塞，严重降低油井的出油量，严重则会造成生产事故。
因此，对抽油井的洗清防蜡工作尤为重要，抽油井热洗清防蜡法作为被广泛应用的技术，其应用有效性受到多方面因素的影响。
1.抽油井热洗清防蜡法影响因素1.地层压力在热洗清防蜡法的工作过程中，地层压力会对其应用效果产生一定的影响，如果地层压力无法达到技术使用所需的标准，会导致原油产量无法得到有效地保障。
在抽油井热洗清防蜡技术应用时，压力泵会使井底的洗井液产生一定的压力，若这两种压力处于相等条件时，井底的清洗原油无法被抽取到压力泵中，导致熔化的蜡无法从原油中快速排出。
在地层压力小于后者压力时，原油会出现倒走现象，从而严重影响到原油的产量。
1.2.油井动液面油井动液面作为限制抽油井热洗清防蜡法有效性应用的关键性因素，通过对温度的影响来干扰清蜡法的实际应用效果。
在抽油井热洗清防蜡法的应用过程中，当油井动液面的深度产生较大变化时，由于深度与井温梯度之间存在紧密地联系，会使井温梯度出现非常明显的变化。
在油井动液面较低时，井温梯度会产生较小的变化，从而促进原油中蜡的析出。
因此可以得出，油井动液面低与油井动液面高相比，油井动液面低能够更加便捷地析出蜡，并且其析出量远高于油井动液面高的情况。
此外，当油井动液面出现深井现象时，会导致洗井液中的热量出现严重的损失，难以保证良好的清洗效果。
1.3.洗井液温度及时间在油田的开采工作过程中，抽油井中蜡含量最多的位置通常在抽油井400m左右处。
进一步改善特低渗油田清防蜡效果
进一步改善特低渗油田清防蜡效果
刘稳平
【期刊名称】《科技创新与应用》
【年(卷),期】2011(000)020
【摘要】热洗清蜡和化学清防蜡已是成熟的清防蜡技术,但从现场应用情况看,由于部分参数确定不合理,造成部分油井清防蜡效果不理想,本文从理论计算和现场实践两个方面对如何改善清防蜡效果进行论述,对如何进一步改善清防蜡效果提出建议.【总页数】1页(P11)
【作者】刘稳平
【作者单位】延长油田股份有限公司川口采油厂,陕西延安716000
【正文语种】中文
【相关文献】
1.浅谈脉冲注气改善CO2驱油开发效果在特低渗透油田中的应用
2.创新油田开发技术提高特低渗透油田开发效果分析
3.电加热技术在渤海油田中的清防蜡效果分析
4.华庆油田某区块清防蜡剂效果评价
5.安塞油田化学清防蜡工艺效果分析
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低渗透油田化学清洗防蜡技术探讨
一
水基清 防蜡剂 主要 作用机理是 ： 含有 油水 两性离 子表面潘 陛剂量 用其它活性 剂 ，如 ＯＷ ／ 乳状液稳定剂 、 碱剂等 。 通过表 面活性 剂在管壁 及杆壁上吸 附形成 极 Ｉ水腊 ， 到防蜡作用 。 生 起 同 时表 面活性 剂具有较强 的乳化作用 ， 原油从 使
目 我厂第 ｊ油矿根据油井的地质特征和 前， 产量 、 含水 、 沉没度 等实际生产状 况引 进 化学清
１引 言
大庆长垣外 围低 渗透油 田共 同的特点是渗 透率低 、 地层压力低 、 单井产 能低 、 油层埋 藏深 、 地质条件复杂 、 开采难 度大 ， 需上多种技 术措施 才能保证正常生产 ， 油成本高 ， 田开 发经济 采 油 效益 相对较 差。 因此 ， 研究选择 实用有效 的采油 工艺技术 ， 并进行 优化组合 ， 以降低 生产 成本 ， 提高油 田开发整体 经济效 益 ，是低渗 透油 田开 发的核 问题 。虽然我 厂开发的油 田原油物性 相对较 好 ， 但结蜡 和蜡 卡现象仍然存在 。 多年来 直 采用热洗清蜡来 维持 油井正 常生 产 。实践 证明 ，热洗清蜡不适 应低 渗透油 田经 济开采 的 需要 ， 主要表现在 以下 几方面 ： 为节省基 本建设 投资 ， 面不建热洗流 程 ， 地 而用水泥车热 洗费用 相对 较高 ； 热洗对产量影 响较大 ， 因为低 产油 田 采用小机小泵 ， 抽洗井 液时问较长 ， 有效生 降低 产时率 ； 由于井 深 ， 油层压 力系 数又 低 ， 静水 柱 压力高于油层压力 ， 成倒罐污染油层 。 造 针对上 述问题 ，近年来发 展了多级磁防蜡 与尼龙刮蜡 器配套清防蜡技术 、 学清防蜡技术 、 油杆 自 化 抽 动清防蜡技术等 ， 基本上可实现不热洗清 防蜡 。 为节省基本建设投资 ， 地面不 建热洗流程 ， 而用水泥车热洗 费用相对较高 ； 热洗 对产量影 响较大 ， 因为低产油 田采 用小机小泵 ， 洗井液 抽 时间较 长 ， 降低 有效生 产时率 ； 由于 井深 ， 油层 压力系数又低 ， 静水柱 压力高于油层 压力 ， 造成 倒罐污染油层 。 针对上述问题 ， 近年来发展 了多 级磁 防蜡与尼龙刮蜡 器配套清 防蜡技 术 、化学 清防蜡技术 、 抽油杆 自动清防蜡技术 等 ， 基本上 可实现不热洗清防蜡 。 ２清防蜡剂主要作用机 理 化学清防蜡降粘技术作为替代热 洗的主要 技术之一 ： 为节省 基本建设投资 ， 面不建热洗 地 流程 ， 而用水泥车热洗 费用相对较 高 ； 洗对产 热 量影响较大 ， 因为低 产油 田采用小机 小泵 ， 抽洗 井液时 间较长 ， 降低有 效生产 时率 ； 由于井深 ， 油层压力系数 又低 ， 水柱压力高 于油层压 力 ， 静 造成倒罐污染油层 。 针对上述 问题 ， 近年来发展 了多级 磁防蜡 与尼 龙刮蜡器 配套清 防蜡 技术 、 化学清防蜡技术 、 抽油杆 自动清防蜡 技术等 ， 基 本上可实现不热洗 清防蜡 。近年来得 到迅速发 展， 各种 新型药 剂相 继研制成 功 ， 应用范 围 、 规 模也逐步扩大 。 目前低渗透油 田应用 的清防蜡 剂主要有油基 和水基两类 。油基 清防蜡剂 主要 作用机理是 ： 药剂 中含有与石蜡分子 结构类似 的正构烷烃芳 烃及表面活性剂 。依据相似相容 原理 ， 可有效地溶 解沉积在油管表 面的石蜡 、 胶 质、 死油等 ； 同时 ， 带支链 的芳烃 的介 人 ， 使原油 低温流动性得 到改善 ，降低 了原 油分子障 的摩 擦力 ， 降低 了原 油粘度及凝 固点 ， 了原油流 增加 动 陛；表面活性剂 的介入 ，对原油起 到破乳作 用， 使油包水乳状 液破乳 ， 降低原油 分子问 的摩 擦力 ，起到降粘作 用。同时石蜡分子 形成 了蜡 晶，在油流作 用下 被带走 ，石蜡 分子 不能在油 管、 阀等处 吸附 ， 而达到清防蜡 的 目的 。油基 从 ・ 清防蜡剂适合 于低含水井 的清 防蜡 。 目 前常用 的油基清防蜡剂有 ： Ｙ Ⅱ， ｂ ， Ｙ Ⅳ等 。 ｃ ＿ Ｊ ￣Ｉｃ ＿ Ｑ
浅谈油井结蜡问题及清防蜡技术
浅谈油井结蜡问题及清防蜡技术摘要：在油井的开采过程中，原有中石蜡的存在会造成井筒结蜡现象，对油井生产效率造成十分不利的影响。
因此，本文分析了石油结蜡问题的原因，探讨了清防蜡技术，希望促进油井生产效率的提高。
关键词：油井；结蜡；技术油井结蜡会造成严重后果，影响开采，造成生产率大大下降，必须通过修井检泵的操作技术措施进行修复，以解决卡钻事故，恢复正常的采油。
分析石油结蜡的原因，并采取相应的预防措施，有效地防止结蜡现象。
优化提高油井结蜡意识的防范措施，及时有效地清除油井的结蜡状况，为提高油田生产率创造有利条件。
1油井结蜡问题分析石蜡是石油生产中的一部分，通过分析油井结蜡的来源，查明结蜡现象，降低结蜡的风险，并采取适当措施解决结蜡对石油生产的不利影响。
1.1结蜡现象当油井达到析蜡点的温度时，石蜡就会从原油中析出，当井内温度下降时，就会产生结蜡现象，进一步阻碍石油的生产。
地面条件下，高温高压环境中的蜡溶于油、温度和压力降低，其中一部分石蜡结晶固定在通道壁上，另一部分随石油流动落到地面上。
通常在油井结蜡时，靠近柱子内壁的地方是硬蜡，柱子顶部是软蜡，软蜡通过冲洗油液较容易去除，而硬蜡则由于粘附时间较长而难清除。
油层温度下降，导致油层石蜡结晶析出，油层堵塞，降低油层渗透能力，导致油层产量下降。
1.2结蜡危害由于油层温度下降，石蜡结晶析出后也会堵塞油层，使得油流的开采更加困难。
井筒条件下析出的石蜡减少了油流面积，降低了石油的生产能力。
油井设备的生产负荷增加导致抽油杆的断脱，发生蜡卡事故，影响机械采油的运行。
1.3结蜡原因造成油井结蜡的原因有很多，原油的组成成分就含有石蜡，如果在原油的含量当中，胶质的成分比较多，那么油流量粘度较大，从而增加开采的难度。
油流的温度下降过快，就容易导致结蜡的出现，从而引起油井结蜡。
在石油生产的过程中，其内部含有的石蜡量越高，结蜡概率就越大，就更加难以进行管理和生产，严重情况会造成油井的停产，必须经过严格的处理才能解决这些带来的问题。
探讨油井清蜡防蜡的新方法
探讨油井清蜡防蜡的新方法随着工业进程的加快，现代社会对石油的需求量也在不断增加，在原油生产过程中，结蜡现象是经常发生的。
结蜡会使原有产量减少，为保证油井的产油量，科研人员研究出一系列清蜡防蜡的方法。
下面围绕这些方法展开讨论，首先对结蜡原理和原因进行分析，其次总结现有的清蜡防蜡措施，并对新型防蜡技术进行介绍。
标签：原油生产；结蜡；解决措施在原油生产过程中，结蜡现象是最应该避免的，很多企业为减少油井结蜡，都采取相关防蜡工艺。
目前比较有效的清蜡方法主要阿伯扩热力、化学药剂等，但现有方法并不能对彻底解决结蜡现象，对此科研人员又提出很多新型技术。
在处理结蜡问题的同时，需要将成本控制在一定范围内，尽量使企业的经济效益最大化。
一、原理及原因分析（一）定义及原理蜡是一种比较常见的物质，属于烷烃类物质，其结构中碳元素含量较多，无色无味，颜色通常为白色晶体。
油井在生产原油的过程中，随着井深度的增加，井内温度是不断变化，温度的变化会使井壁上的碳原子数量增加。
大量的碳原子经过沉积、组合等过程逐渐形成石蜡，油井结蜡通常以两种形态出现：薄膜吸附。
随着温度的不断变化，活性剂中的水分会被油管分离出来，游离的水分会附着在内壁表面，与石蜡一起形成晶格网络；液滴吸附。
石蜡液滴是油井搅动的结果，搅动过程中液滴会和井壁出现碰撞现象，油液中的胶质会随着液滴一起吸附到井壁上。
上述两种形态都会使石蜡沉积在井壁上。
（二）原因分析结蜡现象的产生原因，可总结为以下三个方面：原油成分。
注水操作是原油生产过程中的必要步骤，该操作发生时原油中的化学元素会发生变化，形成氮等新型元素并与油液充分混合。
混合完成的原油内部空气含量变少，其浓度大大增加，井壁结蜡速度也随之提升。
除去油液，混合物中的水分、泥沙等也会对结蜡速度产生影响，杂质越多结蜡速度越快，反之越慢。
开发条件。
这是针对油田的环境来说的，通常在开发后期，油井内部的温度会大幅度升高，为降低内部产热量，需要向井内注入大量冷水。
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作为南堡油田的重要开发区块，在油田开发中起着至关重要的作用。
为了最大限度地提高六区的采油效率，清防蜡工作是至关重要的一环。
现就南堡六区清防蜡优化工作进行探讨。
一、清防蜡工作的重要性蜡是原油中天然存在的固态烃类物质，随着油井产能的逐渐下降，油井会产生更多的蜡质。
蜡的沉积会对采油设备造成堵塞，影响油井的正常产能和生产效率，增加生产压力。
及时、有效地清除蜡质对于提高采油效率，降低生产压力至关重要。
二、现有问题目前，南堡六区的清防蜡工作还存在着一些问题。
首先是清蜡效率不高，清蜡周期长，影响了油田的正常生产；其次是清蜡工艺和设备落后，难以满足目前的清蜡需求；再次是清蜡工作缺乏统一的规范和标准，导致清蜡工作质量参差不齐；最后是缺乏高效的蜡质处理技术，导致蜡质处理效率低下。
三、优化措施为了解决南堡六区清防蜡工作存在的问题，我们可以采取以下措施进行优化：1. 更新清蜡设备：引进先进的清蜡设备和工艺，如高效清蜡工艺装置、清蜡管道设备等，提高清蜡效率和质量。
2. 完善清蜡工艺：制定清蜡工艺规范和标准，统一清蜡工作流程，明确责任分工，提高清蜡工作效率和质量。
3. 强化清蜡管理：加强对清蜡工作的监督和管理，建立清蜡工作台账，及时了解清蜡情况，及时处理清蜡问题。
4. 推广蜡质处理技术：引进高效的蜡质处理技术，如超临界萃取技术、超声波清洗技术等，提高蜡质处理效率。
5. 加强人员培训：对清蜡工作人员进行相关技术培训，提高他们的清蜡操作技能和安全意识。
以上措施可以有效地优化南堡六区的清防蜡工作，提高清蜡效率，降低生产压力，最大限度地提高采油效率。
四、预期效果1. 明显提高清蜡效率，缩短清蜡周期，提高油田生产效率。
2. 提高油井产量，降低生产压力，增加油田的经济效益。
3. 降低设备运行成本，延长设备寿命，减少维修频次，提高设备利用率。
4. 提高清蜡工作标准化水平，确保清蜡工作质量，减少清蜡事故发生概率。
高压低渗区块油井清防蜡技术研究
高压低渗区块油井清防蜡技术研究杨智勇（山东省东营市胜利油田现河采油厂采油一矿29队）摘要：高压低渗区块原油凝固点低、油稠，结蜡现象严重，给采油队的基础管理带来了巨大的工作量和难度。
本文通过对油井结蜡机理、影响因素、危害以及目前采用的各类油井结蜡治理手段的阐述，研究适合高压低渗区块油井清防蜡方法。
关键词：高压低渗区油井清防蜡技术1史深100区块概况史深100区块位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间，主要含油层系为下第三系沙河街组中段。
区块内原油油质重、粘度大、油稠、低饱和、含蜡高，密度为0.8580-0.9149g/cm3，动力粘度为11.0-224.7m.Pa.s，易结蜡，化验含蜡量在18%～35%之间，属于中高含蜡区块。
2油井结蜡的机理、影响因素及危害2.1油井结蜡机理原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃，是多种化合物的混合物。
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。
然而现场所遇到的蜡比上述组成也复杂得多：油井中那些与高碳正构烷烃混在一起的既含有其它高碳烃类，又含有沥青质、胶质、盐垢、泥砂、铁锈、淤泥和油水乳化液等的黑色半固态和固态物也称为蜡。
2.2结蜡影响因素原油中含蜡量越多，蜡分子的碳数越大，结蜡就越严重，这是油井结蜡的内因，而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。
2.3油井结蜡危害油管、抽油杆和抽油泵的结蜡，使井筒出油通道内径逐渐缩小，增加了油流阻力，抽油机载荷增加，泵效降低，降低了油井产能，有的甚至将井筒通道堵死，造成油井停产。
抽油杆结蜡造成油杆长期超负荷运行，影响到抽油杆的使用寿命，抽油泵结蜡还会导致抽油泵工作失灵，严重影响抽油效率，甚至将泵卡死，损坏设备。
油田开发后期油井清防蜡方法分析
油田开发后期油井清防蜡方法分析摘要：结蜡现象在油田开发过程中时有发生，尤其是后期，这对于油井的采集作业来说，十分不利。
因此，分析与探索油井后期开发过程中，清蜡与防蜡的工作措施，及结蜡的生成因素十分必要。
本文将围绕油田后期的采集作业中，油井清防蜡工作展开分析，并融入国内外最新的清洁与防治技术，指出合理的油田开采方式，针对性的做好油井的清防蜡工作，确保后期油田产量能够得以稳定。
关键词：油田开发；后期；清蜡防蜡油井的结蜡现象在油田开采中后期十分普遍，这将严重限制油井的采集能力，影响油田企业经济效益。
这是因为油管壁的结蜡现象，将会大幅增加对地层回压，从而降低油井的最终产量。
同时油管与抽油桿之间的部位结蜡还会增加抽油机载荷，严重者，甚至会导致抽油泵蜡卡。
另外，地层的射孔炮眼与泵口处的结蜡，还会大大增加抽油阻力，从而降低抽油泵的工作效率，降低油相的渗透率同时，造成油井减产甚至停产。
1油井结蜡机理石蜡是原油中的烷烃，它的原子数在16至64这一区间，密度在0.880g/cm3至0.995g/cm3区间，熔点为49至60度。
油井在开采中后期，由于储油层在气体析出后，温度逐渐降低，因而石蜡才会与之相伴的析出并长大。
受如今我国石油开采工艺影响，油井采集作业后期经常会出现油蜡范围扩大现象。
溶于原油中的可形成固相晶格的石蜡分子，是造成油井结蜡的唯一根源。
2油井结蜡因素为了制定合理科学的油井清防蜡作业，首先要做的便是充分掌握结蜡因素，及生成规律。
通过实验与观察得知，油井结蜡的主要因素有以下几点。
首先是原油的组分。
常见的油田为低渗透油田，一般会采用油田注水的方式，增加原油渗透率。
这就导致在注水的过程中，原油组分出现了翻天覆地的变化。
众所周知，原油中的甲烷与氮含量较高，原本溶解在原油中的甲烷与氮受水的冲击影响，融入了驱油的水中使得原油密度和粘度含量增加，这是加快油井结蜡的重要成因。
另外原油中不仅包含石油等能源成分，同时泥沙与水等物质，也会在油井结蜡过程中，发挥催化的作用。
油田开发后期油井清蜡防蜡方法
油田开发后期油井清蜡防蜡方法摘要：在油田开发过程中，油井析蜡现象普遍存在，严重影响了油井的正常生产。
本文主要分析油田开发后期油井结蜡的原因，提出有效的除蜡和防治措施，为油田的高效开发提供技术支持。
研究表明，油田开发后期油井结蜡主要受原油成分和油田开发条件两个因素的影响。
一系列有效的除蜡防蜡措施，如除蜡、超声波除蜡防蜡等，可有效改善当前油田存在的积蜡现象，从而保障油田的正常运行。
关键词：油田开发；后期;油井蜡沉积；原因;除蜡和预防；方法在油田开发过程中，油井结蜡严重影响了油井的正常生产。
在原油开发过程中所含的石蜡中，其碳原子数会随着温度的变化而变化，同时也会产生晶体，晶体会聚积变大，沉积在油管壁上，从而造成油井结蜡现象。
油管壁结蜡会增加地层背压，降低油井产量；油管和抽油杆上的蜡沉积会增加抽油机负荷，导致油泵粘蜡；地层射孔炮孔和泵入口处有蜡沉积，会增加油流阻力，降低泵效率；地层中的蜡沉积会大大降低油相渗透率，从而大大减少或停止油井的生产。
笔者结合自己的工作经验，主要分析油田开发后期油井结蜡的原因，提出有效的除蜡和防治措施。
一、油井结蜡原理分析原油开发中含有的石蜡，碳原子的数量会随着温度的变化而变化，晶体也会产生，并且积聚会变大并沉积在油管的壁上，导致油井结蜡油井。
石蜡形成后，油井结蜡主要表现在两个方面：薄膜吸附和液滴吸附。
在油管吸附活性剂的水之后形成膜吸附，并且油膜薄层的增加的面积也扩大以转变成蜡晶格网络。
液滴吸附是当油井中发生紊流搅拌现象时，液滴与管壁碰撞，胶体和石蜡的油滴被吸附，最后沉积石蜡。
1 油田开发后期油井结蜡原因分析1.1 受原油成分影响在油井注水开发过程中，原油的主要成分会发生变化。
原来溶解在原油中的氮和甲烷将重新溶解在水中进行驱油。
这样，原油的密度和粘度也会相应提高，使得油井的结蜡率增加。
此外，原油中所含的水、砂、泥等对油井的成蜡也有一定的影响。
如果油井含水量少，蜡层的含水量就会变小，这样形成的蜡层就会太致密。
低渗透油田融蜡技术
及时调整方案，降低清防蜡成本 清防蜡方式实施原则
间抽井不采取清防蜡措施； 含水大于80%的井实施热洗清蜡； 含水小于80%的井，依据生产情 况采取加药及加药与热洗相结 合的清防蜡措施。
及时调整方案，降低清防蜡成本 加药量实施原则 含水低于30%，日产液小于10t的井， 月加药量100kg；含水在30～60%，日 产液在3～10t的井，月加药量120kg。 日产液大于10t的井，月加药量150kg； 含水在60～80%，日产液小于10t的井， 月加药量60kg。日产液大于10t的井， 月加药量100kg。
2．3．2小排量热泡沫洗井工艺
对水敏油层采用热洗清蜡会污染油层，造成热洗
后产液量下降，含水上升，并持续时间较长，影响油
井正常生产。为此开展了小排量热泡沫洗井试验，洗 井压力控制在2.0MPa以下，洗井排量约8m3/h，洗井时 间3-4小时。在龙南油田试验5口井，洗井后，含水恢 复时间为5.6天，洗井前后对比平均单井日增液0.4吨，
日增油0.3吨，效果较好。 从热泡沫洗井的效果上看
能够解决水敏油层的清蜡问题，同时减少了油层污染。
3 、开展固体清防蜡试验
针对我厂目前抽油机井清防蜡 成本高、措施施工繁琐及部分井加 药困难或无法采取清防蜡措施的问 题，为此，我们试验应用了固体防 蜡技术。
3．1
防蜡降凝机理、物化性能及适用范围
研究发现，微晶蜡可以阻止石蜡结晶。固体防蜡降凝剂采 用了与微晶结构相似而分子量较大的高分子聚合物做为阻聚剂， 并与其它助剂复配而成。在石蜡结晶过程中，固体防蜡降凝剂 溶解释放出的蜡晶核与原油中的蜡产生共晶或吸附，使原油中
的石蜡形成更小的小晶体，阻止蜡晶在油管壁和抽油杆上聚集
和长大。 根据固体防蜡降凝剂安装的位置不同，分为杆式固体防蜡 降凝管和防蜡油管二种类型。杆式固体防蜡降凝管安装在抽油 杆上（Φ19mm），防蜡油管安装在抽油泵上或泵下位置，与油 管相连。
超低渗油田清防蜡技术的研究与应用
1431 研究区油井结蜡现状概述目前油井井筒清蜡方式以热洗为主，由于油井的地层压力普遍较低，洗井时会有大量洗井液漏入地层，因而对地层造成污染，降低油井产量；同时增加了排水期，影响原油生产。
油井热洗一般要配一辆热洗车，一辆接喷车，施工成本2350元/井，费用较高；结蜡井要定期频繁的加入清蜡剂，增加了人力和成本。
为了解决上述问题，开展油管电加热清蜡试验并推广。
截止目前，油管电加热清蜡在各油田已广泛试验，其中辽河油田实施近500井、大庆油田实施400余井、吉林油田实施200余井、冀东油田实施180余井。
辽河油田2002年开始为了开采熔点90℃的高凝油，最初用空心抽油杆带电缆进行加热，成本高；之后试验油套回路加热，在加热点下放入油套接触器，油管和套管间用绝缘扶正器，在距井口以下1m左右加上绝缘短接，形成回路加热；该技术使用效果良好，逐步扩大至常规油井结蜡治理[1]。
2 油井井筒清防蜡工艺适应性分析对比几种常见油井清防蜡工艺的优缺点，运用“四步筛选法”科学制定加药及热洗计划，避免技术升级实施补救措施，并严格执行“现场实测电流决定热洗温度和时间＋数字化载荷变化观察效果”的热洗管理理念，实现源头控制，进一步合理压缩费用。
2.1 油井井筒化学清防蜡技术分析优选井实施“油管电加热清蜡、水平井隔漏热洗管柱优化、清防蜡剂混合应用”3种清蜡工艺，同时与内涂层防蜡油管进行效果评价与效益比对，见表1。
油管电加热清蜡技术原理是结蜡点以下合适位置加装油套短接器，井口加绝缘短节，通直流电使油套管形成回路加热。
该方法操作性强，可根据载荷变化随时通电清蜡。
但风险点为井下电缆等附件增加，存在损坏落井风险。
水平井隔漏热洗管柱优化技术原理为该封隔器实现生产时不坐封，通过油管憋压2~3MPa坐封，洗井时能阻止洗井液进入油层，洗完后自动解封，不影响正常生产及测试。
该方法热洗效率高，缩短热洗回路，减少洗井液用量，防止油层污染，技术参数为最大外径114mm，最小内径62mm，最大工作压差20MPa，最高工作温度120℃，封隔器坐封压力2~3MPa。
油井清防蜡技术的应用探讨
油井清防蜡技术的应用探讨摘要：随着经济的发展，能源的供应越来越重要，我国是原油储量较大的国家，油田开采是一项重要的工程，但是在油田开采的过程中，由于油田含蜡原油的产量较大，油井在原油开采过程中经常出现蜡卡现象，致使原油产出过程繁杂、消耗时间多、采油的成本变高。
如何保证采油过程中简化程序，提高效率是油井清防蜡技术的应用目标，本文将就油井清防蜡技术的应用进行相关探讨。
关键词：油井；清防蜡；应用；技术；效益一、油井结蜡现象的影响问题1、油井结蜡概况石油主要是由各种组分的烃（碳氢化合物）组成的多组分混合物溶液。
各组分的烃的相态随着其所处的状态（温度和压力）不同而变化，呈现出液相、气液两相或气液固三相。
其中的固相物质主要是含碳原子个数为16-64的烷烃（即C14H34- C64H130），这种物质叫石蜡。
纯净的石蜡为白色、略带透明的结晶体，密度为880-905ｋｇ／ｍ３，熔点４９－６９Ｏ℃。
在油藏条件下一般处于溶解状态，随着温度的降低其在原油中的溶解度降低，同时油越轻对蜡的溶解性越强。
对于溶有一定量石蜡的原油，在开采过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以结晶体析出、长大聚集和沉积在管壁等固相物质表面上，即出现的结蜡现象。
各油田不同的原油，不同的生产条件所结出的蜡，其组成和性质都有较大的差异。
广义地讲，高碳链的异构烷烃和带有长链烷基的环烷烃或芳香烃也属于蜡的范畴，生产过程中结出的蜡可以分为两大类，即石蜡和微晶蜡。
正构烷烃蜡称为石蜡，它能够形成大晶块蜡，为针状结晶，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。
2、油井结蜡规律不同油田，原油性质有较大差异，油井结蜡规律也不同，为了制定油井清防蜡措施，必须研究油井结蜡现象。
国内各油田的油井均有结蜡现象，油井结蜡一般具有下列现象：（1）原油含蜡量愈高，油井结蜡愈严重。
原油低含水阶段油井结蜡严重，一天清蜡2~3次，到中高含水阶段结蜡有所减轻，2~3天清蜡一次甚至十几天清蜡一次。
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。
油井清防蜡工艺应用探讨
油井清防蜡工艺应用探讨长庆姬塬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，个别油井在投产十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的影响。
2011年以来，姬塬油田结合实际生产现状，开展了油井清防蜡工艺的实验，取得了初步的成效。
1 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。
1.1 原油的性质和含蜡量原油中所含轻质馏分越多，则蜡（C16H34～C64H130）的结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡量也就越多。
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。
姬塬油田原油含蜡量平均为10.1%～11.7%。
1.2原油中的胶质、沥青质原油中都不同程度地含有胶质、沥青质，影响着蜡的结晶温度和析出过程及管壁上的蜡的性质。
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，但又对蜡具有增粘作用，使之不易被油流冲走。
1.3 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。
因而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。
1.4 原油中的水和机械杂质原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大，但油中的细小砂粒及机械杂质会成为石蜡结晶的核心，加剧了结蜡过程。
原油含水上升可减缓液流温度的下降速度，并在管壁形成连续水膜，使结蜡程度有所降低[1，2]。
2 油井清防蜡工艺应用针对国内其它油田清防蜡的经验[3，4]，姬塬油田在油井清防蜡方面主要形成了油井机械自动清蜡装置、强磁防蜡器、自能热洗清蜡机、井筒热洗以及化学防蜡等几项工艺。
2.1 油井机械自动清蜡装置2.1.1组成及原理油井机械自动清蜡装置是将清蜡工具（刮蜡片）下入井内，把结在管壁上的蜡刮下或破碎，依靠油流把蜡带到地面上来。
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探讨如何改善特低渗油田清防蜡效果
【摘要】特低渗油田，油层压力低，油井供液能力差，气油比率高，常规热洗清蜡工艺存在热洗液漏失污染油层，影响油井伴生气量等问题进行探讨。
【关键词】特低渗油田清防蜡改善
近年来，据实践证明，热洗清蜡——这一长期被众多油田用于正常生产的技术，在今天已经不适用了，尤其在开采低渗透油田时，原因如下：一方面，油层很容易被倒灌所污染，因为油井较深且油层的压力系数较低，于是油层压力便低于静水柱的压力；再者，考虑到建设的基本投资成本，热洗流程一般不建于地面上，如果用水泥车来完成热洗的话将会产生高昂的热洗费用；最后，有效生产时率对产量有着重大影响，抽洗井液时用小机小泵耗时长，但低产油田多采用此方法，于是相应的热洗也就大大地影响了产量。
为解决上述问题，许多新的清防蜡技术便在油田的建设领域应运而生。
1 化学清防蜡技术
在化学清防蜡技术中，油基和水基这两类清防蜡剂主要被应用于当下的低渗透油田中。
运用相似相容的原理，油基清防蜡剂所含有的表面活性剂和正构烷烃芳烃，是相似于石蜡分子结构的物质，可以溶解死油、胶质、石蜡等这些顽强积淀于油管表面的污垢，效果显著；表面活性剂可以降粘，通过对油包的水乳状液进行破乳，使得摩擦力在原油的分子之间被降低了不少；而带支链的芳烃，则使原油的流动性得到增加，因为凝固点和粘度被降低，分子摩擦力也
被降低，自然也就加强了原油在低温下的流动性。
这种清防蜡技术要想达到目的，就只适用于含水少的井，原因是石蜡分子难以被吸附在油管、阀等地方，而其形成的蜡晶却能随油流而流走。
水基这类清防蜡剂，目前使用的有o/w乳状液的稳定剂和碱剂等等，其之所以能用在低渗油田，是因为其具有油水两性离子，使表面具有吸附性的活性剂。
在表面活性剂的作用下，在管壁和杆壁上快速形成具有防蜡作用的极性水腊，从而实现防蜡的功效。
另一方面，通过表面活性剂产生的的乳化功能，能使原油和水化开，并且使油被水包裹的状态。
就算原油被乳化成水外面的服状液，流体的粘性被大大降低，同样也能产生防蜡的效果。
根据化学药剂的清防蜡应用原理，在室内进行试验测试以及在油田现场的应用情况来看，利用化学药剂不仅具有清防蜡和降粘性作用，而且不具有硫氯等有毒物质，又不产生管线的腐蚀作用，也不影响石油生产的后期操作，因此，该技术相对较为理想。
2 微生物防蜡技术
微生物防蜡技术研究是一种新型技术，是依据特低渗油田的特性进行的试验。
工作原理体现在：
（1）利用微生物本身的黏附性，烃氧化菌类能黏附在金属的表面，从而形成一层保护膜，阻止蜡晶的生长。
（2）利用微生物降解高分子碳链的作用，提高原油的流通率，从而使原油的黏度得到降低。
（3）为了使原油中的胶质、沥青和石蜡等成分的积淀能减少以
及避免蜡晶的生长，可利用微生物新陈代谢产出的生物活性剂，如类脂体、糖脂和脂肪酸等，通过与蜡晶发生反应，改变蜡晶的状态，从而取得效果。
（4）乙醇、乙醛及有机酸是微生物新陈代谢的产物，它们能够加大原油中重质成分的溶解度。
我国厦子街油田的试用就是采用微生物防蜡技术，从试用的现场可看到，清防蜡效果试验达到了预期的效果。
体现在：第一、它清蜡周期比较短，仅用3个月就利用微生物就完成了清防蜡施工的周期；第二、施工安全简便，职工的劳动强度得到降低，工作效率却得到提高。
一天15口井，仅用一套泵车。
第三，负作用少，气产量和油井油一切正常，套管完好，并无损坏，油层不受污染。
在微生物清防蜡第4个月之后，进行了两口井的检泵修检，在取出的管杆中，结有少量的蜡，而那些没有检验的检泵井，一切正常。
微生物防蜡技术如果能在合适的条件下得以应用，将会取得显著的效果。
从试验中，可看出微生物清防蜡的优点是施工简便，不会造成油层的污染，不会占产，防蜡效果甚佳。
但菌种的选择和冬季长距离运输菌液的保温问题，从而影响了该技术的推广。
3 固体防蜡技术
固体防蜡技术也是低渗油田清蜡工艺的一种，主要利用固体防蜡剂进行。
固体防蜡剂的成分通常为有机物，譬如具有高分枝度结构的高压聚乙烯，普通化学稳定剂以及化学聚合物乙烯-醋酸乙烯酯等。
固体防蜡剂的相对密度约为0.86～0.94，在油井使用下的适宜
温度通常在31～40度之间。
固体防蜡剂在使用时的具体操作，先把固体防蜡剂装入专用设定的防蜡管内，然后将其连到下入井内，即泵和筛管二者之间。
由于油流动时温度较高，流经过到防蜡剂的时候，固体防蜡剂就会一点一点地溶解，并和油体混在一起，破坏原油中的蜡晶聚集式的结构，从而遏制蜡晶生长，使得蜡精在油杆表面无法吸附。
但是，固体防蜡技术的应用中，其条件必须得到较好的控制，否则出现以下一些情况：油井实际温度比防蜡块所需要的适应温度高或者低，结果导致防蜡块进入井后未能溶解，又或者溶解时消耗过于迅速，得不到相应的期望后果。
另一方面，防蜡块容易造成破碎，这是一个值得注意的问题。
因为防蜡块被放进油井后，在原油长期浸泡会出现溶胀，一旦受外力作用冲刷，就容易出现破碎现象。
这种情况不但产生不了相应的防蜡作用，那些破碎防蜡块会随原油流走，导致泵修井被卡。
因此，只有在井下温度十分适宜情况下，而且含水量也较低，油井产液量也不是很高的油井，采用这种技术会收到更好的效果，而且，防蜡产生的效果，其有效周期也较足够长。
虽然这种技术也有一定的条件限制，但其他低渗油田也可以先进性试验，或许能应用得上。
固体的放蜡工艺技巧，其优势是对油层不会造成污染，同时也不会产生占产的后果，投入的费用也很低，而且防蜡周期长，通常情况下不会少于半年。
如果应用在那些产油率不高，清蜡时间间隔较长的油井。
值得注意的是，这种防蜡工艺要求油井本身温度对防蜡
块具有针对性，也就是处理好油井本身的温度和所采用的固体防蜡块在温度方面必须要匹配的问题。
因此，防蜡剂的所需配方一定要按照各油井情况来进行具体筛选。
目前，此放蜡工艺技巧若大面积推广起来，存在一定的挑战，但仍然可作为一项辅助清防蜡方法。
4 结束语
改善特低渗油田清防蜡效果，目前所采用的技术当然不止上述那些，而且也不一定适合于我国所有油田。
在不同的油田特征，采用的方法是不同的，这要结合油田的具体情况，通过分析油田特征，采取相适宜的方法才能实现良好的效果。
虽然在近年来的虽然近几年的实践证明，在考虑经济开采低渗透油田的情况下，热洗清蜡不是最好的选择，但是，在某些特低渗油田，还是有其自身的适用性。
例如，有些油厂考虑油田生产的实际条件，加强落实基础工作，不断抽测油井测试工作，认真分析电流、电压，液面和功图的资料。
对热洗清蜡的温度变化原理有了一个全面的认识，得出了更加精确的技术参数，找到了一条综合配套技术来解决清蜡难的问题，合理安排了清防蜡的施工方式，使清防蜡的工作效率得到提高，使得开采油田的成本减少，取得一定的经济效益，为以后清防蜡的研究方向奠定了基础。
参考文献
[1] 吕雷.长庆油田合水油区化学清蜡技术研究[d].长江大学，2012。