雷家区块清防蜡工艺实施效果分析

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1、雷家区块清防蜡工艺实施效果分析：困绕雷家地区抽油井正常生产的难题，是油井结蜡的现象。随着开采时间的延长，并逐渐加重。本文分析了油井的结蜡变化的规律，探讨了造成油井结蜡严重的主要原因。在此基础上，分析了雷家地区实施的清防蜡工艺。针对各工艺实施效果，摸清了清蜡工艺的适用性。针对工艺的适用性和区块的特点，为解决油井结蜡，提出了建设性的工艺措施。　　关键词：油井结蜡；原因；工艺；效果　　　　1、基本情况　　雷家地区位于高升油田南部，构造面积20.9Km2，主要开发目的层为莲花油层，含油面积8.9Km2，地质储量1494×084t.；雷家区块

2、主要包括两个小区块：雷家老区和雷64块。雷家老区地面原油密度0.89029g/cm3（20℃），粘度平均为76.08mPa.s（50℃），凝固点24.8℃，蜡溶点68--70℃，含蜡量平均8.36%，胶质沥青质含量28.8%。油层埋深1900-2300m，地层温度74℃，地温梯度2.9℃/080m。雷64区块油层地面原油密度0.7665g/cm3，粘度为13.97mPa.s（50℃），凝固点24℃，蜡溶点68--70℃，含蜡量平均08.96%。油层埋深1930-2280m，地层温度68.21℃，地温梯度3.256℃/080m。　　目

3、前，雷家地区共有采油井94口，合计日产液1300t/d，日产油820t/d。困绕雷家地区油井正常生产的主要问题，原油抽汲过程中管、杆结蜡的现象。　　2、雷家区块结蜡的趋势分析　　随着开采时间的延长，油井产量、压力大幅度下降。94口抽油井都出现结蜡现象，并有加重的趋势。清蜡周期已减为30天，个别井甚至更短。大大增加了采油成本和工人的劳动强度，增加了油井管理的难度。目前，清蜡工艺主要是热洗清蜡。　　为了进一步摸清油井的结蜡变化的规律，在收集2006年和2007年的单井生产情况的基础上，认真研究分析对比后，认为雷家地区油井结蜡有以下几个特

4、点：一是雷家老区油井结蜡比雷64块新区油井结蜡轻；二是低产液、低含水（小于30％）井结蜡严重，清蜡周期短，高含水井（大于70％）结蜡轻，清蜡周期长，中含水井界于两者之间；三是有配套的清、防蜡工艺措施的油井清蜡周期长。但对整个雷家区块，不论雷家老区还是雷64块新区，尽管有少部分油井因含水升高而结蜡程度有一定的降低，但整体上油井结蜡的趋势加重，具体表现在油井洗井周期缩短，洗井次数增加。　　造成油井结蜡严重的原因主要有以下几个方面：　　2.1、油井产液量下降是结蜡加重一个重要原因，随着产液量的降低，从油层中携带的热量减少，油井井筒温度场分

5、布有所变化，液体到井口的温度有所降低，造成结蜡点下移，结蜡量增加，清蜡周期变短。产液量高井口温度就高，越不易结蜡。雷家区块生产现状也表明了这一点。　　2.2、随着地层压力的下降，加重了油井结蜡。主要是由于地层压力下降，溶解气不断析出，带走了部分热能，加剧了石蜡析出。压力降越大，气体析出量越多，结蜡程度就重。但当压力降到一定程度时（即压力低于泡点压力时），气体析出量降低，结蜡量有所降低。　　从目前老区各区块压力变化情况看，压力降幅较大，已经低于泡点压力，油井的生产油气比较低，析出气体对油井结蜡影响不大。而对新开发的雷64块压力降对油井

6、结蜡影响就较大，雷64块原始地层压力为20.72Mpa，目前地层压力为14.13Mpa，部分油井压力已达到泡点压力，析出气量较多，油气比高，加剧了结蜡。压力进一步降低后，生产油气比会逐步降低，气体析出对结蜡的影响会逐渐减弱。　　2.3、洗井不彻底，造成油井清蜡工作加重。目前油井热洗清蜡采用反循环方式，洗井液量一般在45――60m3，随着部分油井地层压力的降低，洗井液不能完全返排出来，对一些结蜡相对重的油井清蜡效果就差一些，这样就加速了结蜡，缩短了下一次清蜡周期，加重了清蜡工作量。尽管雷64块地层压力较高，但由于该区块结蜡较重，结蜡量

7、多，清蜡不彻底状况仍然存在。　　3、目前油井清防蜡工艺技术　　从全局目前现有的清防蜡工艺技术来看,不外乎以下几种方法：在清蜡方面主要有油井热洗清蜡技术、化学清蜡技术、机械清蜡技术和电加热清蜡技术；在防蜡方面主要有磁防蜡技术、化学防蜡技术和涂层油管、杆防蜡技术。以上这几种清防蜡技术目前都在我厂应用和试验过，从这些工艺技术的试验效果来看，我们认为：　　3.1、油套环空热洗清蜡技术：利用地面的热洗车，将加热的热流体从油套环空注入井底，经油管返排地面。在此过程中，热流体将蜡溶解，并随热流体返排地面，从而达到清蜡的目的。　　油套环空热洗清蜡技

8、术是一种较好的清蜡手段，清蜡彻底，但也存在一定的问题，比如容易造成蜡卡，油井排水期长，易污染油层，洗井时间长，工作量大等。热洗工艺技术有待进一步完善和改进。　　3.2、磁防蜡工艺技术：原油以一定的流速通过外磁场时其分子被磁化，磁化的结