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摘要：通过对某油田、区块使用的各种清防蜡工艺的适应性进行分析，优化调整清防蜡方案和管理方法，并提高了油井清防蜡效果，有效保护油层，延长油井检修周期，提高开采效益。
关键词：清防蜡技术 条件
中图分类号：E951 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）30-0040-01
一、清防蜡技术适用条件
（1）热水洗井清蜡。适用于地层压力高于饱和压力的油井。因为低于饱和压力的井热水洗井后，造成水锁，会大幅度降低油井产量。不适合水敏油层，否则会造成水敏降低油井产能。清蜡比较彻底，操作方便；但易造成油层伤害，油井热洗 后产量恢复周期长。
（2）化学药剂清防蜡。应用范围较广，由于油田、原油物性等差异，要求现场必须进行科学摸索加药周期及加药量。但对动液面高的井清蜡效果差。
（3）蒸汽热洗清蜡。适用于地层压力低于饱和压力、储层具有水敏性和套压恢复慢、油井供液能力弱、沉没度小于200m的油井（这个适用条件主要受我们现有设备条件的限制）。蒸汽热洗不伤害油层，不影响产量，洗井费用低。但不适应套压恢复快，沉没度较高的油井。热洗时应注意抽油杆线性膨胀所造成的碰泵应及时调整。
（4）微生物清防蜡。适用于低于饱和压力热洗会造成油层污染和水锁的油井。对结蜡速度快、产气量大、动液面高、化学药剂加不进的井有较好的清防蜡效果。但成本较高，不适合大面积推广。
（5）油管电加热清防蜡。适用于原油粘度较大、结蜡严重、含水低于50%的油井。但一次性投入成本较高，适合在水敏油田，稠油油田规模应用。
（6）固体防蜡。成本低，在某油田清防蜡适用范围和条件待摸索。
（7）热油洗井清蜡。适用范围广，尤其对水敏油层及饱和压力下开采的油井意义重大。
二、清防蜡技术优选试验
（1）注微生物清防蜡试验。适用于清防蜡疑难井。某油田的T井区油井原油脱气、结蜡严重，化学清防蜡效果差，油田部分井采用油套同采加不进药，且这两个区块地层压力低，热洗后易污染油层。2008年调查统计某区块3口井开展了注微生物清防蜡试验。T1井注微生物前，日产油6t，平均热洗周期65天，平均每次热洗后产量恢复周期为40天，平均每次累积影响产油38t，注微生物后，未加药热洗，到目前已正常生产390天，少热洗6次，扣除注微生物关井7天影响产油42t，目前以少影响产油186t。虽然注微生物成本较高，但对于疑难井清防蜡效果较好，解决了这类疑难井清防蜡困难的问题。
（2）油管电加热清蜡试验。适合水敏性油田区块的井。2009年我们在某油田不适合热水洗井，化学药剂清防蜡效果差，动液面高不适合蒸汽热洗的2口井进行油管电加热试验，试验后不加药，可减少卡泵井次。目前有效期及最终效果待进一步观察。
（3）固体防蜡试验。调查统计某油田和某井区应用8口井，应用前单井平均加药周期20天，年单井加药量1.4t，年平均单井热洗次数3次，目前平均免修期为332 天，最长360 天，效果比较好，目前仍在有效期，最终有效期待观察。
（4）热油洗井试验。针对裂隙型水敏油田开展热油洗井试验，2009年调查统计在某油田实施12口井，这12口井年内减少热水洗井12次。有效地保护了油层。
三、优化分类管理
针对某区块特点，制定了“加药为主、热洗为辅、分类管理、合理组合”的清防蜡原则。根据储层性質、原油物性、地层压力、产量、含水、沉没度等情况对油井分类管理，科学制定了针对单井的清防蜡制度。如地层条件较好且压力较高的区块，采取“加药为主、热洗为辅”的清防蜡方式；水敏油田及低压区块油井，采取“加药与蒸汽热洗相结合”的清防蜡方式。
（1）优化洗井方案，有效保护油层。注水不完善区块（井组）及天然能量开采低于饱和压力的油井，热洗后易造成水锁或水敏，产量恢复缓慢，并且部分井产量难以恢复到热洗前的水平。按照《洗井操作规程》要求，所有油田的洗井都采用相同方法洗井，洗井参数是经验数值，没有结合油层及油井的具体特点进行科学的界定，因此热洗时经常造成地层污染，影响油井产量，同时热洗压力过高会引起油层裂隙开启，将注入水引入造成油井含水上升，洗井排量过低，洗井水热量会在井筒上部散失，达不到清蜡目的。为此，我们制定了《洗井通知单》，根据油井的地层压力及生产参数确定洗井方式，优化洗井温度、排量、时间等洗井参数，制定有针对性的洗井方案。
（2）洗井参数的优化。洗井压力的确定，即油井热洗最高压力不许超过地层裂隙开启压力；洗井水温度的限定，由于温度的高低决定洗井水的用量、洗井车和水罐车的用量，洗井水用量越多影响油井产量就会越多，考虑到蜡的最高溶点是420C，因此，我们在某油田试验时确定的热洗温度试验区间为70-950C。结合井深、地温梯度确定热洗排量区间为5-11m3/h。按热洗操作规程要求，油井热洗分为三个阶段，即，溶蜡阶段、排蜡阶段、巩固阶段，统计了2001和2008年某油田按热洗规程热洗的58口井，热洗时间在2.5h到3.5h之间，热洗后正常生产。因此，我们确定热洗试验时间区间为2.5-3.5h。确定了该油田油井高压热洗的合理参数为：洗井压力小于15MPa（该油田油层裂隙开启压力为15.5MPa）；洗井水温度900C以上；洗井排量及洗井时间为：化蜡阶段洗井排量8 m3/h，洗井时间100min，（这时理论计算热水量可以充满油套环型空间），排蜡阶段排量12 m3/h，时间为40min；巩固阶段排量7m3/h，时间40min。这样一口井的洗井时间是180min，用900C的热水26 m3。开始试行《洗井通知单》制度，通知单发出之前要对结蜡井进行分析，看其是否适合热洗，没有通知单不准洗井，并对洗井全过程严格监督，努力达到保护油层提高洗井质量的目的。通过试行《洗井通知单》制度，对各油田、区块的热洗参数进行优选，热洗井次明显减少。
四、结束语
优选合理的清防蜡技术，对各种清防蜡技术适用条件及范围进行严格界定，同时有效地保护了油层。为我们进一步管理好油田抽油机井清防蜡工作奠定了基础。
参考文献：
[1] 罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，2005.
关键词：清防蜡技术 条件
中图分类号：E951 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）30-0040-01
一、清防蜡技术适用条件
（1）热水洗井清蜡。适用于地层压力高于饱和压力的油井。因为低于饱和压力的井热水洗井后，造成水锁，会大幅度降低油井产量。不适合水敏油层，否则会造成水敏降低油井产能。清蜡比较彻底，操作方便；但易造成油层伤害，油井热洗 后产量恢复周期长。
（2）化学药剂清防蜡。应用范围较广，由于油田、原油物性等差异，要求现场必须进行科学摸索加药周期及加药量。但对动液面高的井清蜡效果差。
（3）蒸汽热洗清蜡。适用于地层压力低于饱和压力、储层具有水敏性和套压恢复慢、油井供液能力弱、沉没度小于200m的油井（这个适用条件主要受我们现有设备条件的限制）。蒸汽热洗不伤害油层，不影响产量，洗井费用低。但不适应套压恢复快，沉没度较高的油井。热洗时应注意抽油杆线性膨胀所造成的碰泵应及时调整。
（4）微生物清防蜡。适用于低于饱和压力热洗会造成油层污染和水锁的油井。对结蜡速度快、产气量大、动液面高、化学药剂加不进的井有较好的清防蜡效果。但成本较高，不适合大面积推广。
（5）油管电加热清防蜡。适用于原油粘度较大、结蜡严重、含水低于50%的油井。但一次性投入成本较高，适合在水敏油田，稠油油田规模应用。
（6）固体防蜡。成本低，在某油田清防蜡适用范围和条件待摸索。
（7）热油洗井清蜡。适用范围广，尤其对水敏油层及饱和压力下开采的油井意义重大。
二、清防蜡技术优选试验
（1）注微生物清防蜡试验。适用于清防蜡疑难井。某油田的T井区油井原油脱气、结蜡严重，化学清防蜡效果差，油田部分井采用油套同采加不进药，且这两个区块地层压力低，热洗后易污染油层。2008年调查统计某区块3口井开展了注微生物清防蜡试验。T1井注微生物前，日产油6t，平均热洗周期65天，平均每次热洗后产量恢复周期为40天，平均每次累积影响产油38t，注微生物后，未加药热洗，到目前已正常生产390天，少热洗6次，扣除注微生物关井7天影响产油42t，目前以少影响产油186t。虽然注微生物成本较高，但对于疑难井清防蜡效果较好，解决了这类疑难井清防蜡困难的问题。
（2）油管电加热清蜡试验。适合水敏性油田区块的井。2009年我们在某油田不适合热水洗井，化学药剂清防蜡效果差，动液面高不适合蒸汽热洗的2口井进行油管电加热试验，试验后不加药，可减少卡泵井次。目前有效期及最终效果待进一步观察。
（3）固体防蜡试验。调查统计某油田和某井区应用8口井，应用前单井平均加药周期20天，年单井加药量1.4t，年平均单井热洗次数3次，目前平均免修期为332 天，最长360 天，效果比较好，目前仍在有效期，最终有效期待观察。
（4）热油洗井试验。针对裂隙型水敏油田开展热油洗井试验，2009年调查统计在某油田实施12口井，这12口井年内减少热水洗井12次。有效地保护了油层。
三、优化分类管理
针对某区块特点，制定了“加药为主、热洗为辅、分类管理、合理组合”的清防蜡原则。根据储层性質、原油物性、地层压力、产量、含水、沉没度等情况对油井分类管理，科学制定了针对单井的清防蜡制度。如地层条件较好且压力较高的区块，采取“加药为主、热洗为辅”的清防蜡方式；水敏油田及低压区块油井，采取“加药与蒸汽热洗相结合”的清防蜡方式。
（1）优化洗井方案，有效保护油层。注水不完善区块（井组）及天然能量开采低于饱和压力的油井，热洗后易造成水锁或水敏，产量恢复缓慢，并且部分井产量难以恢复到热洗前的水平。按照《洗井操作规程》要求，所有油田的洗井都采用相同方法洗井，洗井参数是经验数值，没有结合油层及油井的具体特点进行科学的界定，因此热洗时经常造成地层污染，影响油井产量，同时热洗压力过高会引起油层裂隙开启，将注入水引入造成油井含水上升，洗井排量过低，洗井水热量会在井筒上部散失，达不到清蜡目的。为此，我们制定了《洗井通知单》，根据油井的地层压力及生产参数确定洗井方式，优化洗井温度、排量、时间等洗井参数，制定有针对性的洗井方案。
（2）洗井参数的优化。洗井压力的确定，即油井热洗最高压力不许超过地层裂隙开启压力；洗井水温度的限定，由于温度的高低决定洗井水的用量、洗井车和水罐车的用量，洗井水用量越多影响油井产量就会越多，考虑到蜡的最高溶点是420C，因此，我们在某油田试验时确定的热洗温度试验区间为70-950C。结合井深、地温梯度确定热洗排量区间为5-11m3/h。按热洗操作规程要求，油井热洗分为三个阶段，即，溶蜡阶段、排蜡阶段、巩固阶段，统计了2001和2008年某油田按热洗规程热洗的58口井，热洗时间在2.5h到3.5h之间，热洗后正常生产。因此，我们确定热洗试验时间区间为2.5-3.5h。确定了该油田油井高压热洗的合理参数为：洗井压力小于15MPa（该油田油层裂隙开启压力为15.5MPa）；洗井水温度900C以上；洗井排量及洗井时间为：化蜡阶段洗井排量8 m3/h，洗井时间100min，（这时理论计算热水量可以充满油套环型空间），排蜡阶段排量12 m3/h，时间为40min；巩固阶段排量7m3/h，时间40min。这样一口井的洗井时间是180min，用900C的热水26 m3。开始试行《洗井通知单》制度，通知单发出之前要对结蜡井进行分析，看其是否适合热洗，没有通知单不准洗井，并对洗井全过程严格监督，努力达到保护油层提高洗井质量的目的。通过试行《洗井通知单》制度，对各油田、区块的热洗参数进行优选，热洗井次明显减少。
四、结束语
优选合理的清防蜡技术，对各种清防蜡技术适用条件及范围进行严格界定，同时有效地保护了油层。为我们进一步管理好油田抽油机井清防蜡工作奠定了基础。
参考文献：
[1] 罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，2005.