油井结蜡影响因素分析与清防蜡措施研究

油井结蜡影响因素分析与清防蜡措施研究

王志刚1,侯文丽2

1.长庆油田分公司第十一采油厂新集采油作业区，甘肃省庆阳市，744507

2.长庆油田分公司第二采油厂采气作业区，甘肃省庆阳市，745000

摘要：在原油的生产和运输过程中，储集层、井筒和输油管道中的结蜡问题一直困扰着石油行业，尤其是油井井筒结蜡问题，给油田的正常生产造成严重影响。油井井筒结蜡程度随着地层压力、温度的变化，原油性质、产液量等变化较大，表现为初期产液量大、含水高，后期液量小、含水低，会造成产出液滞留井筒时间长，产出液与地层换热时间长，导致原油温度降至析蜡点温度以下，蜡结晶开始沉积，油井结蜡问题尤为突出，已成为制约油田生产的大难题。

关键词：影响因素；结蜡；清防蜡工艺；经济评价

油井中的结蜡问题是国内外石油工业界长久以来都面临的技术难题之一，它对油田的高效开发和油井的正常生产有着直接影响，同时对油井的开采速度和原油采收率的提高也起着牵制作用。一般情况下，蜡指原油中碳原子数在16-64的正烷烃和异构烷烃，是多种化合物的混合物。在对地下原油的开采过程中，随着温度和压力下降以及轻质组分的不断逸出，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。因此很有必要对油井结蜡的影响因素与清防蜡技术进行探讨。

一、油井结蜡危害

油田开发过程中的油井结蜡问题，严重影响了油井的正常生产。由于油井结蜡的影响，会增大抽油机的载荷，严重甚至造成抽油泵蜡卡；油管壁结蜡会增大对地层的回压，降低油井产量。因此，井筒结蜡对油井的日常生产危害也最大。油管的结蜡会使油流通道缩小，增加抽油杆柱的上、下行阻力，上冲程时驴头负荷增加，严重影响抽油系统的效率。若清蜡不及时，严重结蜡会使抽油杆卡死在油管中，甚至造成抽油杆断裂的井下事故。同时，地面管道的结蜡会使输油阻力增大，从而使额定泵压下的泵输距离缩短。为克服由此造成的输油量减少的问题，需加密泵站或提高输油温度。

二、油井井筒结蜡的影响因素

1、原油性质对结蜡的影响

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。当压力下降，降到泡点压力以下时，天然气分离出来，降低了原油溶蜡能力，析蜡温度上升，结蜡较为严重。

2、温度对结蜡的影响

当温度保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，也就不会结蜡。当温度降到析蜡温度以下时，开始有蜡晶体析出，温度越低，析出的蜡越多。当压力降到泡点以下时，天然气开始分离出来，由于天然气的气化过程和压力降低、天然气膨胀都要吸热，使温度下降，更促进蜡的聚结。

3、原油中胶质和沥青质对结蜡的影响

原油中不同程度地含有胶质和沥青质。它们影响蜡的初始结晶温度和蜡的析出过程以及结在管壁上的蜡性质。由于胶质为表面活性物质，可以吸附初始结晶蜡来阻止结晶的发展。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散在油中，可成为石蜡结晶的中心。由于胶质、沥青质的存在，使蜡结晶分散得均匀而致密，且与胶质结合紧密。

4、压力和气油比

原油从地层往井筒流动的过程中，压力是不断降低的，而原油物性是含气量的函数。当体系的压力降低到泡点压力以下时，溶解气和轻质组分从原油中大量逸出，从而降低了原油对蜡的溶解能力，提高了初始结晶温度，加重了蜡晶体的析出和沉积。

5、管壁温差

管壁结蜡量随管壁温差的增大而增大。这是因为，壁温与中心油流温差越大，石蜡分子的浓度梯度越大，分子扩散作用越强；当中心油温一定时，壁温越低，管壁附近的蜡晶浓度越大，剪切弥散作用增强，布朗运动引起的蜡晶间的相互碰撞也增强，这些都有利于管壁结蜡。

6、流速和管壁特性对结蜡的影响

随着流速升高，结蜡量增加。当流速达到临界流速后，结蜡量会下降。因为流速刚开始增加时，单位时间流过的蜡量也增加，析出的蜡量也多，所以结蜡严重。而达到临界流速后，由于冲刷作用增强，析出的蜡晶不能沉积在管壁上，而减缓了结蜡速度。

7、机械杂质和含水量

原油中的机械杂质和含水量对蜡的初始结晶温度影响不大，但原油中的细小砂粒及机械杂质会成为蜡析出的结晶核心，而促使蜡结晶的析出，加剧结蜡过程。

三、油井井筒清防蜡技术分析

1、油井常规热洗

清蜡效果彻底，效果好，技术成熟，适用范围广。但也有以下缺点，污染地层，通过以往热洗排液情况发现,抽油机无法达到热洗车泵排量，60m³洗井液在洗井过程中只能返出10-20m³，大部分洗井液进入了地层或留在井筒中。引起黏土膨胀，造成近井地带堵塞；伤害油/套管及水泥环；排液期较长，通过对以往的水洗油井的分析, 在热洗后发现排水期为6-8天不等，严重影响了油井的有效生产时率。

2、油管电加热清蜡技术

该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。

3、油井井筒隔漏热洗管柱技术

该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。本研究开展的主要目的是通过管理提升和技术手段，降低单井治理成本。

通过对比上述3种方法，第3种方法最为有效，经现场应用。一方面单井治理成本下降，用于日常维护投入费用500万元，平均单井治理成本由1.5↓1.2万元。另一方面安全环保风险降低，经治理，全年因结蜡造成的卡泵和杆断力争控制在55井次以内，减少污油泥量15吨。

五、结论

文章通过对比目前油井井筒清防蜡工艺的优缺点，总结出油井井筒隔漏热洗管柱技术，该技术一方面单井治理成本下降，平均单井治理成本由1.5↓1.2万元。另一方面安全环保风险降低，经治理，全年因结蜡造成的卡泵和杆断力争控制在55井次以内，减少污油泥量15吨。

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