清防蜡剂投加制度优化及效果

摘 要：随着油田的不断开发，油井结蜡现象日益突出，以往的清防蜡剂投加制度下药品使用量大、部分油井效果不理想。本文通过分析油井结蜡机理及清防蜡剂机理，根据不同油井的结蜡程度调整油井清防蜡剂投加浓度，平均浓度由325mg/L下降至125mg/L；根据油井载荷上升情况缩小加药范围，加药井数由460口减少至391口；加药周期由3天延长至5天，使油井结蜡现象得到有效控制，提高清防蜡剂使用效果，减少了药品使用量，降低了采油成本。

关键词：结蜡 清防蜡剂 机理 浓度 周期 加药范围

一、绪论

1.研究背景

原油中含有大量的蜡、胶质和沥青质。通常状况下原油中的蜡以液体形式存在，随着开采过程中温度和压力的不断降低，高分子含碳化合物析出，吸附沉积在油管管壁，加重抽油杆负荷进而堵塞油管。每年因结蜡严重导致卡泵、抽油杆断等事故造成大量损失。

目前国内通常采用的清防蜡方法主要有：（1）物理法。包括热力清防蜡、机械清防蜡、超声波清防蜡、磁力清防蜡。（2）化学法。化学清防蜡、表面活性法（内衬、涂料油管）。（3）微生物法。物理法不改变原油中蜡的含量，而化学清防蜡可以减少原油中蜡的总量，而且成本低廉，易于大规模使用，对后期储存及运输也极有帮助。

目前胡尖山油田主要使用化学清防蜡方法。所用药剂为CX-1型清防蜡剂。长期使用结果表明：CX-1型清防蜡剂在以往的投加制度下对胡尖山油田大部分油井具有良好的清防蜡效果，但是对含水高，结蜡周期长的油井存在一定的浪费现象，对含蜡量高，结蜡周期短的油井的清防蜡效果仍需改进。

2.本文研究主要内容

本文分析油井结蜡机理及影响因素，评价以往加药方式清防蜡效果。通过实验，合理筛选投加清防蜡剂井数，优化投加浓度，调整加药周期，降低清防蜡剂使用量，提高使用效果。

二、优化前清防蜡剂投加方式及效果

胡尖山油田主要用清防蜡剂对油井结蜡进行控制，目前使用的清防蜡剂为CX-1型清防蜡剂。

投加方式：主要为套管口倒加。大部分油井套管为放空状态，可以直接倒入清防蜡剂，并用5Kg清水冲下。部分回收套管气的油井需要先放空套管气，然后加药并冲洗。安装有加药包的油井利用加药包进行加药。加药周期统一为3天。

投加范围：所有含水90%以下的油井，共有460口。

投加浓度：统一规定浓度为150ppm，为保证加药效果，单井每次计划加药量不足3Kg（单井液量

2011年实验区块清防蜡剂共使用140.273吨，总费用150.092万元，单位成本5.34元/吨。占油田化学助剂总费用的35.06%。清防蜡剂使用量大，抬高了原油生产单位成本。

长期投加效果表明：CX-1型清防蜡剂在当前投加制度下对大部分油井具有良好的清防蜡效果。能够有效的防治蜡结晶的沉积，延长油井的结蜡周期，有效抑制油井载荷的上升，提高抽油效率，减少因油井结蜡引起的卡泵、杆断等事故。但是对部分高产液量井清防蜡效果不够理想，投入费用较高。

三、投加制度的优化及效果

1.投加制度的优化

为了提高清防蜡剂的使用效果，保障正常生产，减少因结蜡导致产量损失，同时控制药品使用量，降低采油成本，2012年安五作业区不断实践摸索，优化清防蜡剂的投加制度。

2.加药范围的调整

2012年3月开始在全区块油井中从含水50%-60%选5口油井，60%-70%选5口油井，70%-80%选5口油井，80%-90%选5口油井暂停投加清防蜡剂，暂停热洗，观察载荷变化以判断结蜡程度，结蜡周期。

2.1.含水在50%-60%之间的油井，停止加药约25天后载荷开始上升。说明在该含水区间的油井存在一定结蜡现象，仍需要投加清防蜡剂。

图1：含水50%-60%油井停加清防蜡剂后载荷变化

2.2.含水在60%-70%之间的油井，停止加药约47天后载荷开始缓慢上升。说明在该含水区间油井存在一定结蜡现象。仍需要投加清防蜡剂。

图2：含水60%-70%油井停加清防蜡剂后载荷变化

2.3.含水在70%-90%之间的油井，停止加药后120天载荷保持平稳，说明这些油井结蜡轻微，可以通过热洗等方法来防治结蜡，可以停止投加清防蜡剂以节约成本。

以上实验结果表明，含水在70%以上的油井结蜡不明显，可以停止投加清防蜡剂以节约成本，含水50%-70%的油井仍需要投加清防蜡剂来防治井筒结蜡。因此，清防蜡剂投加范围调整为含水70%以下的油井。总投加井数由之前的460口下降至391口。

3.加药浓度的调整

按以前的投加制度，清防蜡剂的实际使用浓度达到325mg/L，投加量较大，对部分油井存在浪费现象。油井结蜡速度的可量化指标为结蜡周期，因此可以依据结蜡周期并结合含水对油井进行排序，结蜡周期短的增大清防蜡剂投加浓度，结蜡周期长的减小浓度。根据室内评价结果，CX-1型清防蜡剂对实验区块蜡样的溶解在100mg/L时达到性价比最优，以此为参考，根据现场试验得出最佳实际投加浓度。

图3：不同浓度CX-1清防蜡剂下对2g蜡样的溶解速度

在含水20%，40%，60%附近的油井中随机各抽取5口，分别按100mg/L，120mg/L，140mg/L浓度投加CX-1型清防蜡剂做对比实验，观察油井的载荷变化情况。

根据实验结果，含水在40%以下的油井投加浓度定为140mg/L，含水在40%-60%的油井浓度定为120mg/L，含水60%-70%的油井浓度定为100mg/L，含水70%以上油井不投加清防蜡剂。液量>5m3/天的油井投加浓度再上调20mg/L。

3.加药方式的调整

以往的投加方式主要为套管口倒加。直接倒入清防蜡剂，并用5Kg清水冲下；部分回收套管气的油井需要先放空套管气，然后加药并冲洗；安装有加药包的油井利用加药包进行加药。加药周期为3天。这种方式存在很多弊端，单次加药量较少，长4+5层位伴生气量较大，回收伴生气的井组在放空后加药，当恢复流程继续收集伴生气时由于套管压力较大，并存在向上的气流，清防蜡剂难以下降到井底，不能很好的发挥作用，利用加药包加药的同样存在此问题，在降低加药浓度后该问题更加突出。

为了使清防蜡剂更快的到达井底发挥作用，可以从两方面优化：1、延长加药周期。将加药周期由原来的3天延长至5天，单次投加量增大，可以使更多的清防蜡剂达到井底。2、加药后清水冲洗量由5Kg增叫到10Kg，加药后等1小时再恢复收集套管气。

5.投加制度的优化效果

2012年全年因结蜡导致卡泵、抽油杆断等故障井较2011年上升32井次。除去因药品配送不到位，现场管理不到位等原因导致故障井外增加9口，全年热洗工作量与2011年基本相同。可以认为此次加药调整没有降低井筒防蜡效果。

2012年全年实验区块清防蜡剂共使用82.48吨，总费用88.25万元，单位成本3.19元/吨。较2011年节省总费用61.84万元，节约比例达41.18%，单位成本降低2.15元/吨。

经济效益测算：单位成本降低2.15元，实验区块2012年原油产量约27.88万吨，即节约资金为：2.15（元/吨）×27.88（万吨）=59.94（万元）。此次清防蜡剂加药方式优化取得了良好的经济效益。

四、结论与建议

1.结论

本文在对油井结蜡机理及影响因素、化学清防蜡剂的主要类型及作用机理进行分析的基础上，针对CX-1型清防蜡剂在胡尖山油田实验区块的加药制度进行优化调整并取得了良好的效果及经济效益，现总结如下。

1.1.油井结蜡机理复杂，影响因素较多，实验区块长4+5层位油井结蜡现象较严重，对原油生产影响较大，对清防蜡剂性能要求较高。

1.2.CX-1型清防蜡剂对胡尖山油田长4+5层位的室内评价及现场使用都具有良好的效果，能够满足油田生产的需要。

1.3.以往的加药制度存在较大的浪费现象，经优化后清防蜡剂投加井数由460口下降到391口，平均使用浓度由325mg/L下降到128mg/L，清防蜡效果较理想，费用由2011年的150.09万元下降到2012年的88.25万元，取得了良好的经济效益。

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