抽油井清防蜡技术综合应用研究

1、抽油井清防蜡技术综合应用研究,抽油井清防蜡技术综合应用研究,抽油井清防蜡技术综合应用研究,一、前言 二、沙南油田原油物性及结蜡状况 三、清防蜡工艺技术的研究与应用 1、热力清蜡 2、化学清防蜡技术 3、机械自能清蜡工艺 4、微生物清蜡工艺 5、防漏热洗油层保护结构的应用 6、抽油杆尼龙刮蜡器清蜡技术 7、固体防蜡块技术 8、分解式热洗清蜡技术 四、经济效益评价 五、几点认识 六、下步工作设想,目 录,抽油井清防蜡技术综合应用研究,一、前言,在原油生产过程中，油井结蜡是影响油井正常生产的一个重要原因。由于油田地层状况、原油物性、生产条件各不相同，沙南作业区针对所属油区实际状况状况，在清防蜡方面做

2、了大量的工作，先后开展了热力清蜡、固体防蜡、抽油杆尼龙刮蜡器清蜡、化学清防蜡、微生物清蜡、自动机械清蜡以及防漏热洗管柱等清防蜡综合运用实验，取得了一定的社会和经济效益，在抽油井结蜡的综合治理上获取了一定的经验。逐步形成了适合沙南油田油井实际的清防蜡配套技术。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,二、沙南油田原油物性及结蜡状况,沙南作业区主要由北三台油田、沙南油田及北三台探区三大区块组成，原油属石蜡族，具有高凝固点、高粘度、高胶质的特点。 根据现场录取的结蜡剖面资料分析，得出沙南油田油井结蜡规律：（1）北三台油田北十六井区油井结蜡井段为100-750米，突峰值厚度为56毫米，呈两个峰值。北31井区油井

3、结蜡井段为200-1000米，突峰值厚度为56毫米，呈两个峰值。（2）沙南油田油井结蜡20-680米突峰值厚度为5-6毫米，呈两个峰值。与北三台油田相比，油井结蜡厚度相对较薄，蜡块相对较软，蜡质地松散。（3）马庄北83井区结蜡无突峰值。蜡样中胶质含量高，呈稠糊状。一般油井结蜡厚度在3毫米左右。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,热力清蜡法是用加热手段将高温热洗介质注入油井内循环，使井内温度达到蜡熔点，蜡逐渐熔化后随同热洗介质返出地面。油井热洗清蜡周期平均在30-40天，热洗一口井用油量30吨，热洗用油量最大达到3000吨/月。洗后部分井出现产量降，甚至不出等问题，分析其原因是造成了不同程度的地层伤

4、害。 主要原因有三: 热油来源：含水和杂质较多，进入热油罐车的原油是最差的原油； 加热过程：大量轻烃挥发，溶蜡能力下降， 挤入地层：热油逐渐向井底下沉，当井中热油柱的静压大于地层压力时，下部的差油就会被挤入地层，其中的杂质会堵塞射孔孔眼，甚至堵塞近井地层,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（一）热力清蜡,抽油井清防蜡技术综合应用研究,针对上述问题，作业区对热油工艺在以下几个方面进行了改进: 尽可能用最好的原油； 热油洗井与化学处理配合进行，即在热油中加入一些化学剂，如蜡晶改进剂或分散剂等，提高清蜡效率； 对北三台油田采取了使用集油站三相分离器脱出的污水替代原油对抽油井进行热水洗井清蜡。因为水的热

5、容量为油的2.8倍，它可以清除油井更深处的结蜡。初期实验30口井，取得了一定的效果。北三台油田热水洗井清蜡比热油溶蜡周期延长了2-3天。,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（一）热力清蜡,抽油井清防蜡技术综合应用研究,热水洗井清蜡工艺的优点： 1、原油污水中含有一定浓度的原油破乳剂。破乳剂本身就是一种表面活性剂。它对原油中的蜡有破乳、降粘、溶解的作用。 2、热水携带的热量比热油携带的热量高。900C热水比1200C热油携带的热量高1.5倍。 3、用热水洗井清蜡不扣自用油。 热水洗井清蜡工艺的缺点： 1、污水矿化度较高，机械杂质很高，损坏地层； 2、用污水洗井后，部分油井含水呈上升趋势； 3、北三

6、台油田属水敏性地层，污水热洗会引起地层粘土膨胀，造成油井不出。,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（一）热力清蜡,抽油井清防蜡技术综合应用研究,和传统的热洗技术相比，这种技术具有操作简单、成本低廉、油井生产时率高等优点。其核心在于化清剂的选择。目前化清剂主要有三种：1、油基清蜡剂(溶剂型)：2、水基清蜡剂 3、水包油乳液型清蜡剂；筛选出适合油井生产特点及施工工艺的清蜡剂，并对清蜡剂的选择提出了以下几条性能要求： （1）北三台油田胶质含量高，要求化学清蜡剂具有较高的渗透性； （2）根据北三台油田原油密度，要求化学清蜡剂的密度大于原油密度，即大于0.9g/cm3 （3）针对油田开发过程中含水上升快，

7、北三台油田矿化度高的特点，要求化学清防蜡剂应该具有较高的抗乳化性，抗离子性 通过室内实验，选择了BKQ001型清蜡剂，经过北三台油田现场试验，热洗周期由原来的26.5天延长到100天，延长了2.7倍。,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（二）化学清防蜡技术,抽油井清防蜡技术综合应用研究,通过实验对北三台油田化学清蜡得出几点结论与认识： 1、北16、北75好于北31，这主要是北31含蜡量高于北16 、北75 。 2、对含大于60%的井化清效果不好, 这是因为抽油杆的活动搅拌下形成乳化液，影响了清蜡剂的渗透分散能力，从而降低化清效果 。 3、由于只能采取间歇加药的形式，因此清蜡剂的浓度不断变化，无法

8、达到均一，抑制了清蜡效果。,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（二）化学清防蜡技术,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（二）化学清防蜡技术,北83井区及外围探井与北三台油田原油物性存在有较大的差异，除具有高凝点、高粘度、高含蜡外，原油还具有高密度、高胶质的特点，从多年的检泵现场分析蜡成粘稠糊状，油管、油杆多为胶质与蜡的混合体。 2003年作业区将原油的清防蜡与降粘、降凝结合起来，开展了复合性化清剂的研究工作，通过筛选配制了DC型清防蜡降凝剂,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（二）化学清防蜡技术,从使用效果看，DC型清防蜡降凝剂提高原油的流

9、动性，减轻蜡的沉积，热洗周期延长了20-30天，减少了热洗成本，降低了原油冬季配温要求，减轻了保温管理和原油外运的难度。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（三）机械自能清蜡工艺,步进簧夹住抽油杆、传递油杆冲程动力使清蜡器运行，单向通过上换向器，继续下行，每次冲程运行一个冲距，直到下换向器，换向齿换向，清蜡作上行步行。到上换向器后又换向下行，周而复始，,抽油井清防蜡技术综合应用研究,根据油井实际产量、井下结构、含蜡量及目前清蜡方式，在北三台油区的5口井以及台55井进行实验，均取得了较好效果。现场实验效果见下表,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（三）机械自能清蜡工艺,

10、现场实验效果见下表,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（三）机械自能清蜡工艺,现场实验效果见下表,由使用对比效果可以知道，自动清蜡除垢器较传统热洗方式延长热洗周期7倍以上，是化学清蜡周期的2倍以上，极大的延长了热洗周期，降低了热洗投入，提高了有效抽油时率。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（四）微生物清蜡工艺,作业区2003年对微生物清蜡工艺进行了有益的尝试，经过大量室内研究和矿场实践，对油井作出如下选择： 油井含水率要大于1。含水率低于1，细菌代谢功能则减弱导致作业失败； 环空液面不宜太高。环空液面太高(沉没度大于250m)有碍于细菌

11、分批合理地注入产层； 硫化氢含量要低于6；硫化氢对细菌活性有抑制作用； 油藏温度应低于82。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（四）微生物清蜡工艺,1、微生物对原油乳化试验及全烃气相色谱分析,试验结果分析，所选菌种对沙南作业区原油具有良好的乳化分散降解作用。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（四）微生物清蜡工艺,原油全烃气相色谱图,0,1,2,3,4,5,0,5,10,15,20,25,30,35,碳数,含量（%）,微生物作用后B2047a井原油全烃分析,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,2003年4月和1

12、0月在北三台施工作业，取得良好的效果。具体运行和评定效果如下 2003年微生物清蜡工艺使用效果,由此可见，其优点在于： （1） 微生物清蜡安全、环保，便于管理； （2）微生物清蜡投资较小，但效果持久，延长热洗周期达到10倍以上，经济效果显著。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（五）防漏热洗油层保护结构的应用,鉴于沙南油田的强水敏性，限制了热洗介质的选择。只能采用传统的热油洗井清蜡工艺。热洗用油量巨大。原油杂质多，含水高，洗后地层粘土膨胀，造成油井洗后不出。针对这种情况，研制了防漏热洗油层保护抽油结构，解决了热洗用油量大，地层污染的难题。 截止2002年上半年，在沙

13、南 46口井中应用，效果较好，2000m泵挂的井热洗时只需28m3左后的热洗液，热洗液可用水代替原油，热洗质量也好，相对未下此结构的热洗时需用42m3的热洗液，极大的减少了自用油和热洗时间，油层污染的情况得到了有效的抑制。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（五）防漏热洗油层保护结构的应用,防漏热洗油层保护抽油结构现场效果统计表,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（六）抽油杆尼龙刮蜡器清蜡技术,在正常抽油时，在一个冲程的前半个冲程中，在油管摩擦阻力的作用下，刮蜡器在抽油杆上滑动，刮除抽油杆上的结蜡；后半个冲程中，由于限位器的作用，抽油杆推

14、动尼龙刮蜡器刮除油管内壁上的结蜡，同时，油流通过尼龙刮蜡器的5个斜槽，将刮下的蜡携带出井筒，从而达到清蜡的目的。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（六）抽油杆尼龙刮蜡器清蜡技术,2001年现场使用效果显著。热洗周期由35天延长至55-60天。比用普通杆减少了一半的热洗费用，降低了采油成本。,目前，尼龙刮蜡器已经正在沙南油田推广使用。并推及到北20井区,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（七）固体清防蜡技术,固体防蜡工艺技术是近几年发展起来的一项新技术。也是国际上研究防蜡剂的主要发展方向，因为这类防蜡剂易针对具体的油井蜡的极性、非极性物质

15、，调整其高分子链中极性、非极性链的比例，设计出适合具体含蜡原油的高分子防蜡剂。他的使用方法是将室内筛选出的化学剂固化，置入专用的固体防蜡管中。防蜡管接在泵下。当原油流经固体防蜡剂时，固体防蜡剂在油井温度下逐步溶解而释放出药剂并溶入油中，使原油中的蜡能在降温过程中与固体防蜡剂产生共晶，改变蜡晶聚集的结构，破坏蜡晶的生长，阻碍蜡晶在管柱表面的吸附，从而使油井的结蜡减少，达到防蜡的目的，同时可实现化学药剂的连续加入。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（七）固体清防蜡技术,针对准东油田的原油物性和结蜡规律，结合油田常用的化学防蜡剂性能，对适合于准东油田化学防蜡剂类型进行选

16、型，确定出由油溶性高分子聚合物和其它化学助剂合成的PPHZDD型原油降凝剂作为准东油田防蜡剂。在室内对PPHZDD型原油防蜡降凝剂进行了降凝效果实验、低温流动性实验、 防蜡率的测定以及降凝幅度试验。室内试验结果如下： 1.1防蜡降凝剂的最佳加药浓度,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（七）固体清防蜡技术,低温流动性的测定 沙南油田原油的混合样，加入PPH-ZD-D降凝剂的粘温曲线对比如图所示，,SQ2372+SQ2335井的混合油样结蜡温度在5018之间。加药后的原油在油温低于8时仍然有较好的流动性，说明PPH-ZD-D型防蜡降凝剂对原油中的蜡有很好的共晶和分散能力

17、。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（七）固体清防蜡技术,屈服值的测定 以沙南油田的原油为实验样品，测定其加药前后在一定温度条件下的屈服值及粘度变化情况，测定结果见表。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（七）固体清防蜡技术,防蜡率的测定,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（七）固体清防蜡技术,自2003年4月在沙南SQ2352、SQ2436、SQ2454、SQ2408井进行实验，油井产量、负荷、电流变化不大，SQ2352井由于补层，于实验后77天提泵，现场观察油管、抽杆结蜡轻微，最大结蜡厚度不足2mm。PP

18、H-ZD-D型固体防蜡块在沙南油田应用效果良好，具体情况见下表：,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（八）分解式热洗清蜡技术,为进一步落实现行的热洗操作方式、制度的合理性，了解热洗液井下流动状态及温场变化，自2003年4月在沙南SQ2514、SQ2456、B1131、B3056井进行不停抽实验，以求了解热洗过程中井下温度与入口温度和排量的关系。,沙南油田不停抽测试情况统计,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（八）分解式清蜡技术,现在以SQ2434为例热油前流温梯度测试情况,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（八

19、）分解式清蜡技术,从流压梯度测试中的1600米压力为4.66MPa，压力梯度0.0070MPa/m，与液面深度289.8m对比分析表明，该井环形空间段塞段比较长。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（八）分解式清蜡技术,在整个热油过程中，温度都在下降，从59.16下降至45.12，热油结束后，温度才逐渐回升。最后温度在59左右保持稳定。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（八）分解式清蜡技术,结论：热洗井口温度的改变对井筒温度分布有影响，但大的影响主要是在油井上部。当油井结蜡位置比较深时，想通过提高热洗井口温度到达改善深部结蜡处的溶蜡效果

20、的目的难以实现； 热洗清蜡的效果不仅取决于热洗温度，还取决于热洗排量。当油井结蜡位置较深时，井下热洗流体温度很难达到溶蜡温度以上。这时，对油井下部的结蜡的清除主要是靠流体冲刷。但热洗排量越大，对油层造成污染的可能性就越大。 措施：由于采用缩短热洗周期至20天，一车一次提高温度，快速提高排量热洗 效果：在SQ2467、SQ2468井实验，截止目前试验井已拓展至14口井,抽油井清防蜡技术综合应用研究,三、清防蜡工艺技术的研究与应用,（八）分解式清蜡技术,抽油井清防蜡技术综合应用研究,四、经济效益评价,若热水洗井的单价为3500元/ 井次，化学清蜡剂洗井的单价为2850元/井次，根据热洗周期可计算出

21、洗井次数，热洗费用为热水洗井的单价与洗井次数之积，化学清蜡剂费用为化学清蜡剂洗井的单价与洗井次数之积；尼龙刮蜡器延长热洗周期至50天，化学清蜡延长2倍周期，自动清蜡工艺按十个月有效期，固体防蜡沙南油田按八个月有效期，微生物清防蜡按一年有效期，可计算出下入次数（不考虑作业费用）。 经济效益评价,抽油井清防蜡技术综合应用研究,四、经济效益评价,数据表明：采用尼龙刮蜡器清蜡技术较传统热洗成本降低了30%-39%，采用化学清蜡的使用较传统热洗成本降低了19%-20%，固体防蜡技术的费用比热洗平均下降46%-52%以上，采用自动清蜡器清蜡技术较传统热洗成本降低了78%-81%，采用微生物清蜡技术较传统热

22、洗成本降低了67%-71%，由此可见，采用自动清蜡器清蜡技术、微生物清蜡技术能够大幅度的降低热洗成本。 热洗的效益更体现在提高的抽油率，以一口日产油量6吨井计算。若热洗周期为30天，热洗占时12小时/井次，每年影响产量达36吨。因此在保证油田正常生产的前提下，延长热洗周期是体现效益的根本所在。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,五、几点认识,（1）从2000年以来，通过对清蜡技术不断试验研究，逐步形成了适合沙南油田油井实际的清防蜡配套技术。这些清防蜡工艺的综合运用对油田的正常生产起到积极作用。 （2）热力清蜡依然是最迅速、最有效的清蜡方式，热洗介质应当采用与地层配伍性好，杂质少的介质，制定出合适的

23、热洗制度，但由于其固有弊端的不断显现，使得比重逐步减小。通过防漏热洗管柱的应用，避免了热洗液对油层的污染，减少了热洗用液量，提高了抽油时率，延长了热洗周期，但不能用于偏心井，也不适用于管式泵，且无法改变热洗时对套管的损害。 （3）化学清防蜡工艺延缓了热洗周期，节约了热洗成本。随着化学清防蜡工艺的不断完善，清防蜡剂已经由单一型向复合多功能方向发展。固体清防蜡剂的使用实现了化学药剂的连续加入，不会堵塞和伤害地层、引起地层粘土膨胀，解决了水敏性油藏的防蜡问题。但是依然存在有效期，失效后需要井下作业，无法实现长期连续清蜡。,抽油井清防蜡技术综合应用研究,五、几点认识,（4）微生物清防蜡工艺效益好，效果持久，采用环空加入，作业成本低，但是对油井选择性强，对油井的生产条件有一定要求，大面积推广难度