井区清防蜡工艺优化.pdf

中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期：2024 年 01 月 01 日 作者简介：刘斌（1986），男，汉族，山东临沂人，本科，助理工程师，研究方向为油气田开发。-69-井区清防蜡工艺优化 刘 斌 新疆油田公司准东采油厂南疆项目部，新疆 昌吉 831100 摘要：摘要：在油田的开发过程中，由于原油普遍含蜡，因此随着原油生产的不断进行，油井中的抽油杆、抽油泵、油管等处都会出现结蜡的情况。油井结蜡增大了抽油机的负荷，抽油泵的效率明显下降，导致油井产量大幅下降。严重时，会堵塞油管，甚至油井停产。区块平均含蜡量 5.77，高于稀油平均含蜡量（3.89），清蜡方式主要以连续油管清蜡、热力清蜡为主，化学清防蜡为辅。本文分别从自喷期、机抽期和空井筒转抽期三个方面，介绍了某井区当前的清蜡工艺。还介绍了一些自喷期结蜡严重问题、低产低含水井结蜡严重问题和漏失严重井结蜡问题的处理工艺。并针对某井区的结蜡现状，进行了 4 项工艺优化。为响应提质增效的发展战略，提供了一些新的思路。关键词：关键词：水平井；清防蜡；连续油管；智能热洗 中图分类号：中图分类号：TQ116 1 绪论 1.1 研究目的与意义 在油田的开发过程中，由于原油普遍含蜡，因此随着原油生产的不断进行，油井结蜡在所难免，而且结蜡量随着油井产出液组成的变化而变化。油井中在抽油杆、抽油泵、油管等处结蜡，增大了抽油机的负荷，抽油泵的效率明显下降，导致油井产量大幅下降。蜡在油管上析出严重时，会堵塞油管，甚至油井停产。1.2 国内外现状 对于已经结蜡的油井，油井清防蜡是保证其正常生产的一项非常重要的措施。油井有很多清防蜡方法，最早采用机械刮蜡法进行清蜡，后来发展到热洗清蜡、化学法清防蜡，近几年有发展为超声波清防蜡和微生物清防蜡。而目前最常用和比较受欢迎的还是化学清防蜡法，即采用化学清防蜡剂进行油井清蜡及防蜡。（1）机械清蜡法 机械清蜡法是将清蜡工具下入井中，刮除油管壁上的蜡并靠液流将蜡带至地面。在自喷井中采用的清蜡工具主要由刮蜡片和清蜡钻头等。一般情况下采用刮蜡片，如果结蜡严重，则用清蜡钻头。油杆抽油井是利用安装在抽油杆上的活动刮蜡器淸除油管和抽油杆上的蜡。常用尼龙刮蜡器，在抽油杆相距一定距离(一般为冲程长度之半)两端固定限位器，在两限位器之间安装尼龙刮蜡器，它随抽油杆在油管中作上下往复运动，刮掉油管和抽油杆上的蜡，并随液流带走，达到清蜡的目的。（2）热力法 热力淸防蜡技术是利用热能提高井筒流体温度达到清防蜡的一种方法。对于含蜡原油，当原油温度超过析蜡温度时，则起油井防蜡作用；当温度超过蜡的熔点时，则起到油井清蜡作用。对于高凝油及稠油，则利用其流动性对温度敏感的特性，通过井筒加热达到降粘降阻的目的。（3）化学药剂法 用化学药剂对油井进行清防蜡是目前油田应用较为广泛的一种技术，这是因为通常将药剂从油套管环形空间注入，不影响油井正常生产和其他作业，除可以收到清防蜡效果外，使用某些药剂还可以收到降凝、降粘和解堵的效果。目前，化学清防蜡剂有油溶型、水溶型和乳液型三种液体清防蜡剂，此外还有固体防蜡剂。（4）油管内衬和涂层防蜡法 油管内衬和涂层防蜡可提高管壁的光滑度，改善表面润湿性，达到亲水憎油的目的，使蜡不易沉积，从而达到防蜡的目的。涂料油管不耐磨，不适用于有杆泵和螺杆泵抽油井，主要用于自喷井和连续气举井防蜡。2 井区清蜡现状及结蜡影响因素分析 2.1 井区清蜡现状 该井区目前有水平井 120 口，计划转抽 60 口，复中国科技期刊数据库 工业 A-70-抽 4 口，截至目前累计转抽 43 口，复抽 1 口，正修 2口，待转抽 17 口，待复抽 3 口。其中修井后返工 4 口，占比 9%，（其中因结蜡影响 2 口，占比 4.5%，气锁影响 2 口，占比 4.5%。截止目前，清蜡井总数为 98 口，其中热洗清蜡井67 口，连续油管清蜡 29 口，化学清蜡 2 口。热洗清蜡周期在 20 天至 50 天之间，平均热洗周期 29 天。另外，在热洗井之中，清蜡周期在 30 天以下、30 天到 40 天之间以及 40 天以上的井数分布情况如下图 3-1。该区块平均含蜡量 5.77，高于稀油平均含蜡量（3.89），清蜡方式主要以连续油管清蜡、热力清蜡为主，化学清防蜡为辅。2.2 结蜡影响因素分析 在实验数据总结过程中，得出关于导致结蜡因素的结论，原油中的杂质对数据影响较为严重，杂质的成分以蜡、胶质、杂质、沥青质为主，原油的开采过程中的外界环境也对数据产生影响，外界环境包括温度、压力、以及油气比、产油的流速等,另外管壁的生产工艺粗糙也是油井结蜡的原因。结合杂质与环境在原油开采过程中导致油井结蜡的问题，降低管道结蜡的必要性得以体现，为降低结蜡对管道的影响，减缓结蜡速度势在必行。虽然在数据整理时，仍发现其他导致结蜡的可能因素，但是多种迹象能表明，治理石蜡的结晶才是重中之重，且石蜡的结晶是油井结蜡的直接因素。（1）原油组分 在同温度条件下在相同的环境中，温度在生产工艺中的影响很大，因为温度能促进介质对杂质的溶解程度，介质的密度与温度共同作用与结蜡的生成环境，低密度的油对蜡的稀释能于高密度油的稀释能,原油所含低密度油组分越多,蜡的结晶对环境温度的要求低,蜡将被稀释,能溶解在原油里面的，蜡量高。（2）温度 在分析原油井场的结蜡问题，对温度的控制至关重要，因此控制温度就是控制结蜡速度，控制温度就是控制蜡在生产工艺中的状态。在把原油的温度控制在蜡的熔点以上时,蜡的状态就将会完全游离在原油之中;当油的温度控制在蜡的熔点以下时,蜡的状态就将结晶以固态的形式存在于原油中。与此同时，原油对蜡的稀释程度也会受温度的影响，当介质温度的降低，稀释能力也降低。从而得知,在温度较高是，稀释在原油中的蜡,在介质温度发生变化后，固态蜡含量也会变化，温度降低会导固态蜡含量升高。，若蜡的比例一致时，高密度油对的固态蜡的形成需要的温度于低密度油对的固态蜡的形成需要的温度。得出结论，低密度油的在原油中的比例低，固态蜡的含量高。（3）压力和溶解气 在压于饱和压的条件下,压降低时原油不会脱,蜡的初始结晶温度随压的降低降低。在压与饱和压的条件下,由于压降低时油中的体不断分离出来,降低了对蜡的溶解能,因使初始结晶温度升,压越低,分离体越多,结晶增加得越,这是由于初期分出的是轻组分体甲烷:烷等,后期分出的是丁烷等重组分体,后者对蜡的溶解能影响较,因使结晶温度明显增。此外,溶解从油中分出时还要膨胀吸热,促使油流温度降低,有利于蜡晶体的析出。3 清防蜡存在问题及工艺优化 3.1 清蜡工艺 3.1.1 自喷期工艺 目前水平井自喷期主要采用采用连管清蜡、药剂清蜡两种工艺技术。（1）连管清蜡 主要利用连续油管携带冲洗头，一方面可以实现机械刮蜡效果，另一方面可以配合泵入柴油或则热水溶解蜡，达到清蜡的效果。（2）药剂清蜡 利用化学药剂对油井进行清防蜡，根据其作用机理通常分为三种：能溶解石蜡的溶蜡剂；能抑制或改变蜡晶生长的改性剂；能抑制蜡晶聚集的分散剂。3.1.2 机抽期工艺（1）热力清蜡 热力清蜡的原理是超导热洗设备依靠抽油机提液作为动力，对油井自身产出液进行加热，加热后的液体从油套环空中回注油井，油管及管内液体加热到一定温度后达到清蜡目的。油井转抽后主要采用热力清蜡，目前平均热洗清蜡周期 30 天，平均热洗液量 60m。3.1.3 空井筒转抽 中国科技期刊数据库 工业 A-71-针对修井过程中井筒结蜡情况，为保障后期正常生产，增加通井、刮削、光油管+热油/热水洗井等清蜡工序。(1)通井清蜡：根据套管尺寸选用合适通井规辅助热洗清蜡，平均清蜡深度 1900m。(2)刮削清蜡：选用合适刮削器辅助热洗清蜡套管壁蜡块，平均清蜡深度 1900m。(3)光油管清蜡：选用73 油管尾带斜尖辅助热洗清蜡，平均清蜡深度 2100m。3.2 特殊井的清蜡工艺 3.2.1 针对自喷期结蜡严重问题 由于某井区自喷期结蜡问题严重，无法正常的开展热洗及机械清蜡作业，严重影响油井产量，同时大大增加蜡堵风险。因此，应采用“连管机械+热力”综合清蜡技术。目前已开展“连续油管+螺杆钻头+热洗”工艺多井次，减少占产时间，平均单井液量增加20t，油量增加 4t。3.2.2 针对低产低含水结蜡严重井 由于某井区部分低产低含水井（产液量在 15 吨以下油井，沉没度在 100500m 油井，综合含水在 0-80%油井）同样存在结蜡严重的情况，目前使用的是加药清蜡的方法。但是在采集蜡样分析后，发现之前的方案在经济层面和应用效果层面存在问题。因此经过室内实验优选并综合经济方面考虑，采用 KRQ-1 清蜡剂，加药浓度为 1400mg/L 结合理论计算，目前在现场使用300kg-400kg。该井区现场应用 8 井次，平均单井液量增加 0.7t，油量增加 0.8t。3.2.3 针对漏失严重井 针对漏失严重井，目前采用“隔断热洗”清蜡方式，通过加装防漏热洗装置，密封油套环空和泵以下油管下行通道，从而有效防止热洗液从油套环形空间和油管漏入地层，污染油层或压死井现象，减少热洗用水，提高热洗效率。实现定点隔断清蜡，现场开展应用 4 井次，平均单次降低热洗 25m，节约费用 0.21万元/井次。3.3 工艺优化 3.3.1 连管清蜡带刮刀喷射头装置 空井筒生产井，转抽前套管积蜡没有彻底清除排尽，易造成转抽生产后蜡卡。因此针对这一问题，进行结构优化和工序调整。结构优化可以调整水力喷射头尺寸、水眼方向、角度，提高喷射半径。工序调整为优化修井工序，结合生产情况，安排钻蜡-替排。具体措施为定制 44.5mm 连续油管末端水力喷射头直径，直径由原 38mm 扩大为 44.5mm（7 孔，3mm），增加水力喷射头有效清蜡半径,同时引进头部旋转及中部旋转两种喷射头在现场应用。目前三种水力喷头都在现场应用，但清蜡的效果不彻底。因此提出对中部旋转式水力喷射头设计一个刮刀装置，与水力喷头配合使用清除井壁积蜡，预估清蜡效果更彻底。3.3.2“周期+用量”双优化模式 针对稀油热洗清蜡工艺，形成“周期+用量”双优化模式，共开展优化 35 井次，节约费用 24.7 万元。周期优化：根据油井产量、含蜡率、析蜡温度等参数，以结蜡厚度为边界条件，计算理论清蜡周期，结合历史清蜡周期，综合制定清蜡周期。（1）自喷井机械清蜡周期优化 根据油井产量、含蜡率、析蜡温度等参数，以结蜡厚度 5mm 为边界条件，计算为 3.3 天，结合现场打蜡难易程度，最终将平均清蜡周期由 1.1 天延长至 2.3天，周期延长 109%。（2）机抽井热化清蜡周期优化 根据油井产量、机抽参数、杆管结构、析蜡温度等参数，以结蜡厚度 15mm 为边界条件，计算理论清蜡周期为 91.6 天，结合历史清蜡周期，最终将平均清蜡周期由 60.2 天延长至 75.7 天，周期延长 26%。液量优化：依据热化学液清蜡施工质量评定方法：自喷井热化学液清蜡过程 替液：泵车排量控制10m3/h（用量一般为井筒容积的 0.5-1 倍），加热炉出口温度保持 7580。化蜡：泵车排量控制 10 m3/h15m3/h（用量一般为井筒容积的 1-3 倍），加热炉出口温度 100110，井口出液温度70。巩固：泵车排量控制 10m3/h15m3/h（用量一般为井筒容积的 0.5-1 倍），加热炉出口温度保持 95105。通过“降液提温”的方式，既保证清蜡效果，又降低清蜡费用，严格控制用液比介于 2.02.5，平均用液比由 3.1 降低至 2.2。3.3.3 智能热洗实验 中国科技期刊数据库 工业 A-72-智能热洗清蜡依靠抽油机为动力（常压洗井），利用油井自身产出液做介质，经过清蜡装置的智能加热部分加热后，通过自循环升温，从而达到油井彻底清蜡和消除其他杂质的目的。工艺优势：智能监控录取进出口温度、压力、上下行电流，根据数据变化及时调整，安全可控，确保完成清蜡效果；相较常规热洗，升温方式换热效率高，减少拉液时间准备地层，配伍性好不污染油层，减少占产时间，高效节能、清洁环保；单井减少热洗施工费用。3.3.4 实现单井“一井一策”依托物联网数据采集结合智能热洗，并根据单井产量、含蜡量、水型、析蜡温度等参数，建立清防蜡电子台账。同时根据区块每口井的历史检泵记录的完工总结建立井下管柱复杂情况台账，包括但不限于井下管柱结蜡情况，实现单井“一井一策”。此台账可根据采油队、井号、层位等基本信息快速找到目标井，简单直观的了解所需井的井下管柱复杂情况，如是否存在泵漏失、杆卡等情况，还能了解到该井的抽油杆、油管的结蜡、结垢、偏磨等情况。这样就可以做到对症下药，针对各个单井的井下管柱复杂情况，进行相应的解决措施，真正实现“一井一策”。同时，管理人员不用在冗杂的信息中寻找所需的单井井况，大幅提升管理人员的工作效率。4 结论与认识 通过上文的分析，可以了解到，在进行稀油井的清防蜡工作时，目前可以选择的方法具有多元化的特点，还可以通过使用多种清防蜡的方式进行充分结合，达到了更好的的清蜡效果。例如针对自喷期结蜡严重问题，采用了“连管机械+热力”综合清蜡技术。当然，为了响应作业区提质增效的发展战略，本文还提出了以下工艺的优化：为了解决空井筒生产井转抽前套管积蜡没有彻底清除排尽，易造成转抽生产后蜡卡的问题。提出了连管清蜡带刮刀喷射头装置。形成“周期+用量”双优化模式，共开展优化 35井次，节约费用 24.7 万元。开展智能热洗实验，相较常规热洗，升温方式换热效率更高，减少拉液时间准备地层，配伍性好不污染油层，减少占产时间，高效节能、清洁环保，单井减少热洗施工费用。建立井下管柱复杂情况台账，简单直观的了解所需井的井下管柱复杂情况，了解到该井的抽油杆、油管的结蜡、结垢、偏磨等情况，做到对症下药，实现单井“一井一策”。参考文献 1刘成,等.连续油管冲洗解堵解卡技术在吐哈油田应用J.北京:石油工业出版社,1999.2张壮,王海燕,张金焕,张宏录,韩倩.油井特种合金防蜡技术研究与应用J.石油机械,2019(11):366.3魏宏明.油井不同清防蜡工艺效益与经济适用性评价J.化学工程与装备,2018(02):65.4陈波君.油井结蜡机理及清防蜡技术J.中国城市经济,2011(03):117.5周玉霞,吴振宇,李小军.新疆某油田油井结蜡及清防蜡技术应用J.石油化工应用,2013(05):17-19.6艾白布阿不力米提,赵签,王建磊,鲁斌,焦文夫,刘江,朱召召,吴警宇.连续油管管内清蜡解堵作业在新疆油田的应用J.新疆石油科技,2018(03):95.7王林,曹新玉.FNHW4001 井连续油管清蜡技术J.内江科技,2017(7):41.