| 标题 | 油井防污染清蜡技术的应用及探讨 |
| 范文 | 李颖 王海红 摘 要：高含蜡原油含蜡量为20-25%，开采过程中由于井筒温度与压力逐步降低，易造成井筒结蜡，严重时可导致油井蜡卡躺井，是影响油井生产时率的主要因素之一。大37块平均含蜡量为23.4%，油井结蜡现象十分严重，探索适合大37块的有效清防蜡方式，逐步形成了以小剂量持续加HK-3化学药剂防蜡为主、热洗清蜡为辅的清防蜡配套技术，该项工艺今年在大37块继续推广应用，油井结蜡现象减轻，热洗周期由191天提高到224天，有效开井时率提高了1.2%。 关键字：大37块；结蜡；清防蜡；应用 大王北油田位于山东省东营市河口区新户乡境内，构造上属于车镇凹陷大王北洼子。探明含油面积17.7km2，地质储量1738万吨，原油密度0.88g/cm3，粘度55Mpa·s，含硫0.41%，含蜡23.4%，凝固点31.5℃。 1 油井结蜡机理 一般认为蜡质成分为C16以上的正构烷烃，蜡质成分含量超过15%为高含蜡原油，在油层高温高压条件下，蜡溶解在原油中。在抽油机井生产方式下，高含蜡原油流入井筒后从井底上升到井口的流动过程中，压力和温度逐步降低，当温度和压力降到蜡析出点以下时，原油中的蜡大量析出，附着在油管内壁，轻者减小过油通道，严重者堵死过油通道造成蜡卡，给原油开采带来一定困难。结蜡分三个阶段，即析蜡阶段、蜡晶长大阶段和蜡沉积阶段，若蜡从油井管壁析出，则结蜡过程只有前二个阶段，把结蜡控制在任何阶段都能达到防蜡目的。 2 常规热洗清蜡方法简介 2.1 常规热洗清蜡方法介绍 当油井结蜡到一定程度需要清蜡时，使用泵车（针对大北油田的地下特点如压力高、原油粘度高等特点，我们一般使用400型水泥车）联结套管闸门，将污水（经现场实验水温要求在75℃以上）打入油套环形空间：一方面高温污水将油管壁加热使管内壁上的蜡软化或脱落，另一方面高温污水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。 2.2 常规热洗清蜡的优缺点 常规热洗是我们现场最普遍采用的清蜡方式，它有如下优点：（1）操作简便，易于掌握。（2）清防蜡效果见效快，及时。（3）不仅能对井筒清蜡而且还能对干线进行清蜡。由于大王北油田本身的特点及其他的一些因素，常规热洗清蜡方法有它无法克服的缺点，主要表现在以下几个方面：（1）热洗用水一般采用处理污水，与油层配伍性差，易造成油层及地面污染。（2）清蜡最重要的条件是温度（我们选择大北10-10井下蜡样做了模拟实验，具体见下表）。而大北地区冬季由于气源不足，热洗温度（85℃）很难保证，从而达不到热洗的效果和目的。（3）由于大王北油田含蜡较高（平均为23.4%）热洗周期短（大37块平均132.5天），热洗十分频繁，工作量大，成本高。（4）大37块地处滩海，大部分进井路都为土路，受气候影响较大。（5）如果热洗不及时，，洗井时压力往往较高（一般在14Mpa以上），一方面热洗水注入油层造成油层污染甚至压死油层，从而影响油井产量；另一方面易损坏井下管柱（如密封圈刺漏等）造成作业。（6）热洗后，抽油机井进行排液一般需2-3天，在一定程度上降低了有效开井时率，从而影响到油井的产量。 综上所述，单纯采用常规的热洗清蜡效果不太理想，必须找到一种更加合理有效的方法和途径。 3 油井防污染清蜡技术的应用及探讨 3.1 油井防污染清蜡作用机理及特点 油井防污染清蜡工艺是利用热管技术开发的新型油井清蜡工艺，该清蜡工艺是依靠抽油机提掖为动力，将油井自身产出液经过清蜡装置加热后从油套环空回注到油井，使管柱中的液体逐步升温从而达到油井彻底清蜡的目的。该清蜡工艺主要有以下特点：（1）升温快、热效率高，从点火开始10分钟内，被加热液体的升温梯度大于50℃，1个小时油井产出液的温度就能达到60℃以上，3小时后油井产出液温度达到80℃以上。（2）以油井自产液为介质，与地层配伍性好，不污染油层，避免油井水伤害的发生。（3）以油井自产液为介质，清蜡过程中不另外注入水，大大缩短了排液期，洗后即可正常生产，从而避免了排液时间长的问题。（4）自动化程度高，加热 、清蜡、排蜡全部采用自动化。 3.2 油井防污染清蜡的适用范围。（1）产出液油气比在200m3/T以下的抽油机井。（2）产液量在5m3/d～25m3/d的抽油机井。 3.4油井防污染清蜡的现场使用情况效果分析 在大王北油田大37块油井中选井进行油井防污染清蜡，选取时的主要原则是：日产液量>5方、可单井计量或者是最多两口井串管线、相对较难洗且快到洗井周期的井。选定10口井。由于天气等因素影响，针对这10口井使用油井防污染清蜡工艺洗井清蜡，并做出效果对比分析。可以看出，使用油井防污染清蜡工艺洗井后，油井的上行最大电流平均降幅为2.8A，下行最大电流平均降幅为1.1A，井口出口温度基本上都达到了80℃以上，洗后载荷明显降低，产量也有一定增加。选取有代表性的井的现场热洗情况及功图对比进行分析：DBD37-J1井。从早上的9：30到下午的16：50共热洗7小时20分钟，电流由热洗前的56.6/29.3到第一次排蜡时为51.8/29.4、第二次排蜡时为49.7/30.1、第三次排蜡为的48.6/31.4，上行最大电流下降8安培。出口温度达到了85℃。经过量油对比，液量/油量/含水分别由洗前的11.6/9.6/17%涨到洗后的13.6/11.0/15%。洗前和洗后的示功图对比如下： 由功图对比可以看出，该井洗前最大/最小载荷（5.15）为69.57/54.59KN，洗后（6.10）为76.39/53.96KN。载荷变化不明显，但功图变“饱满”，清蜡效果较好。 4 结论与建议 通过现场使用、效果分析，采用油井防污染清蜡工艺，避免了常规热水洗井造成的油层污染、排液期长、不返液、热洗质量不高等问题，效果显著。根据大北油田生产实际情况，结合清蜡工艺特点，建议：（1）可以选择液量在5-20 m3/d之間的油井、地层能量低、常规洗井易倒灌地层的油井及水敏严重的油井，推广使用防污染洗井清蜡工艺。（2）在施工前对井况进行充分了解，并对现场设施仔细检查，及时排除隐患，确保施工安全顺利进行。（3）做好洗井前后电流、载荷、液量的监测工作，及时分析清蜡效果。 |
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