渭北浅层低温油井清防蜡技术研究与应用

摘 要：溶有一定量石蜡的原油，在开采过程中，随着温度、压力的降低和溶解气的析出，会出现所谓的结蜡现象。结蜡会堵塞产油层，降低油井产量，甚至造成躺井。渭北油田油藏埋深浅，地层温度低，原油析蜡点低，在生产过程中油井结蜡情况严重；通过对各种清防蜡技术的综合实验、分析和评价，认为化学清防蜡技术、热力清蜡技术较为适合于渭北油田含蜡油井的清蜡和防蜡。

关键词：浅层；低温；清蜡；防蜡；析蜡点；渭北油田

1 引言

石油主要是由各种组分的烃（碳氢化合物）组成的多组分混合物溶液。各组分的烃的相态随着其所处的状态（温度和压力）不同而变化，呈现出液相、气液两相或气液固三相。其中的固相物质主要是含碳原子个数为16-64的烷烃（即C14H34- C64H130），这种物质叫石蜡。

蜡在地层条件下通常是以液态形式溶解在原油中，在开采过程中，随着温度和压力的降低，蜡在原油中的溶解度降低，轻质成分由于压力的降低而从原油中逸出，使原油的溶蜡能力进一步降低，使蜡在原油中处于过饱和状态而开始结晶、析出；油井的清防蜡是保证含蜡油井正常生产的一项重要措施。渭北油田原油是典型的含蜡原油，而且原油的气油比高，原油出地层脱气后结蜡严重，严重影响了油井的正常生产；根据实际情况，应用适合渭北油田生产的清防蜡技术，制定合理的清防蜡措施势在必行。

2 渭北油田油井结蜡情况

渭北油田油藏属于典型的浅层、低温、低压油藏，出油层原油温度随外界气温影响比较大，尤其是冬季，很多油井结蜡严重。2013年渭北油田共投产油井149口，由于结蜡影响生产而上检泵作业的41井次，占全年油井检泵井次的80%。

以渭北油田WB37井和WB2P33井结蜡情况为例，从图1可以看出WB37井油管内蜡垢堵塞严重，造成卡泵躺井，严重影响了该井的正常生产；从图2可以看出WB2P33井抽油杆和柱塞上沾满了蜡垢，该井是一口高产井，但由于没有及时采取清防蜡措施，造成了躺井，之后采取了有效的清防蜡措施，有效地延长了检泵周期。

3 油井结蜡因素分析

3.1 原油物性分析

渭北油田原油是一种典型的含蜡原油，以WB37井原油为例，密度为0.8343g/m3，凝固点为23℃，含蜡量为12.93%。其凝点较高，含蜡量相对较多，结蜡严重，容易引起油井蜡卡，断杆，甚至形成“躺井”。

3.2 蜡样物性分析

对渭北油井蜡样性质进行分析，渭北蜡样不含高碳蜡（大于C40），碳数集中在C26～C36。

渭北原油含较高的胶质和沥青质，胶质是原油中能溶于正庚烷的半液态物质或无定性固体，流动性很差，沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，加热也不熔融，可成为石蜡结晶的中心，所以较高胶质和沥青质的存在，使井筒中沉积的石蜡均匀致密，难以被油流冲走，原油温度越低，蜡沉积量越大，所以针对的渭北低温油田，在开采时特别需要做好油井的清防蜡工作。

3.3 结蜡规律

油井结蜡的一般规律：油井的析蜡、结蜡是一个复杂的过程，油井结蜡一般规律可总结为：① 高含蜡井比低含蜡井结蜡严重。② 产量低、井口温度低的井结蜡严重。③ 油井含水低时结蜡严重，含水高于60%结蜡不显著。④ 油管内壁粗糙容易结蜡，出砂井也容易结蜡。⑤ 油井结蜡最严重部位不在井底，也不在井口，一般位于井深50～900米。油井井筒结蜡位置将随产量增大而升高。

3.4 结合结蜡机理和现场生产存在的问题分析

结合结蜡机理和现场生产存在的问题分析，渭北油田油井结蜡原因可归纳为3点： ①原油凝固点较高（5℃ ～ 27℃）、含蜡量较高（14%），地层温度低（34.5℃），油井容易结蜡。②原油气油比大（气油比6m3/m3），随着压力的降低，原油脱气后对蜡的溶解能力降低，蜡很快从原油中析出，造成油井结蜡严重。③气候环境对油井结蜡的影响较大。

4 渭北油田清防蜡技术研究及应用

目前清防蜡措施主要分为物理清防蜡和化学清防蜡两种，结合渭北油田储层特点和原油性质及油井的结蜡情况，探索适合于渭北油田的清防蜡对策。

根据各油井的含蜡量、凝固点、产液量、含水率、沉没度及示功图载荷、电流变化等，同时按要求观察生产井动态，优化试验井的加药周期和加药药量，提高现场试验井清防蜡效果。

对WB2P3井等13口油井进行了清防蜡剂现场试验后，油井清防蜡效果较好，连续生产时间长、热洗次数较少节约了热洗费用，并减轻了因热洗对地层造成的污染，试验井增油。

WB2P3井添加清防蜡剂前后载荷变化明显，加药前载荷比3.94，前后对比上载荷下降1.83kN、下载荷上升0.92kN、载荷比下降0.91。

加药后抽油机上行电流下降（如表4-1），负荷减小，表明化学清防蜡技术起到了清蜡降负效果，可以延长油井的蜡卡周期和检泵周期，保障了含蜡油井的正常生产。