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DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.14.058
摘 要：传统的清防蜡方式虽然满足于目前维护需要，但热油车洗井排水期长、污染油层、自产液洗井时率占用较大等制约油井生产。为了解决上述清防蜡方式的缺点，该文结合实践工作情况，将传统导热油加热空心杆技术进行了改造。
关键词：油井管理 清蜡方式 空心杆导液
中图分类号：TE358.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）05（b）-0058-02
采油作业二区目前开井117口，平均日产液2 000 t，平均日产油210 t，综合含水89.5%。其中重点清防蜡油井49口，产能占作业区比重的50%，采取热洗和加药两种清防蜡方式。
1 改造前后工作原理对比
传统导热油加热空心杆的工作原理是在空心杆内下入中心油管，导热油经过齿轮泵进入换热器加热后，通过地面管线，注入到中心油管与空心杆的环空内，然后再通过中心油管循环到地面换热器内，经过这样反复循环，使井筒内的原油加热升温，降低粘度，提高其流动性。
创新后空心杆导液工作原理是根据结蜡井段，在油管内下入一定深度的空心抽油杆，利用出液连接器与下部的普通抽油杆相连接。空心杆洗井或加药时采取正洗正加方式，液体通过井口光杆进入，通过单流阀到达出水连接器与油管内液体混合排出地面。但由于因为∮36的空心杆内径仅为24 mm，允许最大排量是6.5 m?/h，而热油车最小排量为10 m?/h，所以不能满足热洗需求。目前在笔者作业区施工的智能洗井车，最低排量可控制在1～7 m?/h；解决了空心杆洗井技术的难点问题，因此，作业区决定使用智能洗井车与空心杆配合洗井试验解决其他清防蜡方式的不足。
2 选井原则
选取洗井周期短、洗井次数多、洗井占用生产时率长、排水期长、原油物性差的油井。通过统计筛选，杜古82油井作为第一首选，率先实施。杜古82油井现清防蜡方式为热油车，含蜡量27.88%，蜡熔点50.9 ℃，产液量16.4 t，产油量2.1 t，洗井周期40 d，洗井次数9.15/年。
3 空心杆洗井试验实施
3.1 空心杆下入深度设计
空心杆的下入深度也就是清蜡深度，设计原则是超过该井结蜡点50 m即可。查阅杜古82井近3年来的作业监督记录7次，发现结蜡点均在井口以下450 m左右，因此，我们将空心杆下入深度定为500 m。2016年3月9日该井实施测压检泵时将空心杆下入，实际下入深度493.98 m，符合洗井要求。
3.2 洗井温度设计
为了达到最佳试验效果，我们对杜古82的蜡块进行了地面人工化蜡试验，首先将蜡块放置含有清水的容器内进行加热，并在容器内放入温度计，根据温度计与蜡熔化的表象得出结论：当水温升至60 ℃时蜡块仍为固体，当温升达79 ℃蜡有熔化迹象，并随温度升高，熔化速度加快，当温度达到90 ℃时蜡基本熔化，因此我们将化蜡温度定在80 ℃～90 ℃之间。
3.3 洗井方案设计
将蒸汽洗井分为3個阶段，即预热阶段、化蜡阶段、排蜡阶段。预热阶段：加热炉出口设为90 ℃，以达到洗井温度，前1.5 h为预热阶段，防止温度过高造成蜡大块从管壁剥落，造成卡井；化蜡阶段：用小排量蒸汽加热油管，逐渐提高温度，使蜡进一步熔化，用4.5 h进化蜡，加热液上返5.6周；排蜡阶段：调高温度，增大排量，用2 h进行排蜡，加热液上返5周，将残余蜡彻底排出。
3.4 洗井效果
在以往的洗井周期40 d的基础上我们延长5 d进行试验，周期暂时定为45 d。
（1）第一次洗井为4月24日，洗井过程按上述方案设计执行，具体过程进行跟踪记录。效果分析：洗井后电流从60/48 A下降至58/42 A，下降明显；液量从15.5 t上升至17.6 t，含水无变化；负荷从93.08/63.51 kN下降至91.18/63.01 kN。
（2）第二次洗井时间为6月7日。效果分析：洗井后电流从61/44 A下降至56/44 A，下降明显；液量从6.4 t上升至9.2 t，含水无变化；负荷从90.48/58.12 kN下降至91.18/63.01kN。
4 空心杆加药实施
2015年采油作业二区成功地实施了三改双工艺流程，由于集输方式的改变，油井计量也发生了变化，由站内计量更改为井口小翻斗计量，但是由于杜古82结蜡严重，地面管线较长，加热效率不够，集油管线及计量仪内结蜡，导致计量仪经常不工作，给油井计量带来一定的困难。
为了解决这一难题，我们采取点滴加药的方法，通过加药泵将清蜡药剂注入空心杆，进入油管与产出液混合。杜古82以往是向套管里加药，该井套管内径是161.7 mm，泵深是1980 m，液面是1755.4 m，依据药剂到达泵的吸入口需要时间和剂量，每天需加15 kg。改空心杆加药后，初始加药量制定较高，25 kg/d，试验阶段电流变化较小，仍呈下降趋势，根据电流变化，最后将加药量调整为5 kg/d，目前油井生产正常，计量正常，所以实施点滴加药，暂不洗井。
5 经济效益分析
（1）洗井。阶段性清蜡2次，洗后电流、载荷对比洗前下降明显，清蜡效果好，与40 d周期对比全年减少1.5次洗井，每次是0.28万元。10井更改为空心杆洗井，加大延长洗井周期的力度，单井年平均减少2次，节余洗井费用：20×0.28=5.6万元。
（2）加药。从15 kg/d降至5 kg/d，防蜡降凝剂价格是0.8412万元/t。节余加药费用：365×（15-5）=3650/1000=3.65×0.8412=3.07万元。
（3）空心杆洗井可减少自产液循环洗井的时率影响，如表1所示，可以看出自产液循环洗井改为空心杆洗井，年增油11.2+27.5=38.7 t。
（4）空心杆洗井可减少排水期。通过统计结果可知两口热油车洗井平均排水期为8.5 d，通过改为空心杆洗井均无排水期，增油8.3×9+2.6×7=92.9t。
增油：38.7+92.9=131.6t。
投入费用：10井单流阀费、出液连接器费用合计1万元。
效益E=（1-30%）×F×Q×（P-T-C）-I=（1-30%）×1×（38.7+92.9）×（2344.87-109.1-553.35）-10000=14.5万元。
总效益=5.6+3.07+14.5=23.17万元。
其中，E为成本的直接效益，元；F为成分系数，技术成果在项目中与其他技术相比所占贡献率；Q为增加的油气商品量，吨；P为原油价格，元/t；T为税金；元/t；C为生产成本费用，元/t。I为投资，元。
6 结论
（1）油井热洗时洗井液不进入地层，不会污染地层，无排水期，不占用油井生产时率。（2）洗井周期较常规洗井延长，洗井次数减少，洗井运费降低，同时减少了工人的劳动强度。（3）洗井液、化学药剂直接作用于结蜡位置，见效时间短，清蜡高效、彻底，减少加药剂量，降低维护费用。（4）2016年9月份向曙光采油厂生产技术科汇报试验结果，得到科里好评，建议可以推广。
参考文献
[1] 章毅.油井热力清蜡技术研究与应用[D].西南石油大学，2013.
[2] 樊俊生.春光油田油井热洗清蜡技术研究与应用[J].石油地质与工程，2012，26（1）：134-136.
[3] 隋孝斌.浅谈油井清蜡防蜡工艺的应用[J].化工管理.2013（20）：230.
摘 要：传统的清防蜡方式虽然满足于目前维护需要，但热油车洗井排水期长、污染油层、自产液洗井时率占用较大等制约油井生产。为了解决上述清防蜡方式的缺点，该文结合实践工作情况，将传统导热油加热空心杆技术进行了改造。
关键词：油井管理 清蜡方式 空心杆导液
中图分类号：TE358.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）05（b）-0058-02
采油作业二区目前开井117口，平均日产液2 000 t，平均日产油210 t，综合含水89.5%。其中重点清防蜡油井49口，产能占作业区比重的50%，采取热洗和加药两种清防蜡方式。
1 改造前后工作原理对比
传统导热油加热空心杆的工作原理是在空心杆内下入中心油管，导热油经过齿轮泵进入换热器加热后，通过地面管线，注入到中心油管与空心杆的环空内，然后再通过中心油管循环到地面换热器内，经过这样反复循环，使井筒内的原油加热升温，降低粘度，提高其流动性。
创新后空心杆导液工作原理是根据结蜡井段，在油管内下入一定深度的空心抽油杆，利用出液连接器与下部的普通抽油杆相连接。空心杆洗井或加药时采取正洗正加方式，液体通过井口光杆进入，通过单流阀到达出水连接器与油管内液体混合排出地面。但由于因为∮36的空心杆内径仅为24 mm，允许最大排量是6.5 m?/h，而热油车最小排量为10 m?/h，所以不能满足热洗需求。目前在笔者作业区施工的智能洗井车，最低排量可控制在1～7 m?/h；解决了空心杆洗井技术的难点问题，因此，作业区决定使用智能洗井车与空心杆配合洗井试验解决其他清防蜡方式的不足。
2 选井原则
选取洗井周期短、洗井次数多、洗井占用生产时率长、排水期长、原油物性差的油井。通过统计筛选，杜古82油井作为第一首选，率先实施。杜古82油井现清防蜡方式为热油车，含蜡量27.88%，蜡熔点50.9 ℃，产液量16.4 t，产油量2.1 t，洗井周期40 d，洗井次数9.15/年。
3 空心杆洗井试验实施
3.1 空心杆下入深度设计
空心杆的下入深度也就是清蜡深度，设计原则是超过该井结蜡点50 m即可。查阅杜古82井近3年来的作业监督记录7次，发现结蜡点均在井口以下450 m左右，因此，我们将空心杆下入深度定为500 m。2016年3月9日该井实施测压检泵时将空心杆下入，实际下入深度493.98 m，符合洗井要求。
3.2 洗井温度设计
为了达到最佳试验效果，我们对杜古82的蜡块进行了地面人工化蜡试验，首先将蜡块放置含有清水的容器内进行加热，并在容器内放入温度计，根据温度计与蜡熔化的表象得出结论：当水温升至60 ℃时蜡块仍为固体，当温升达79 ℃蜡有熔化迹象，并随温度升高，熔化速度加快，当温度达到90 ℃时蜡基本熔化，因此我们将化蜡温度定在80 ℃～90 ℃之间。
3.3 洗井方案设计
将蒸汽洗井分为3個阶段，即预热阶段、化蜡阶段、排蜡阶段。预热阶段：加热炉出口设为90 ℃，以达到洗井温度，前1.5 h为预热阶段，防止温度过高造成蜡大块从管壁剥落，造成卡井；化蜡阶段：用小排量蒸汽加热油管，逐渐提高温度，使蜡进一步熔化，用4.5 h进化蜡，加热液上返5.6周；排蜡阶段：调高温度，增大排量，用2 h进行排蜡，加热液上返5周，将残余蜡彻底排出。
3.4 洗井效果
在以往的洗井周期40 d的基础上我们延长5 d进行试验，周期暂时定为45 d。
（1）第一次洗井为4月24日，洗井过程按上述方案设计执行，具体过程进行跟踪记录。效果分析：洗井后电流从60/48 A下降至58/42 A，下降明显；液量从15.5 t上升至17.6 t，含水无变化；负荷从93.08/63.51 kN下降至91.18/63.01 kN。
（2）第二次洗井时间为6月7日。效果分析：洗井后电流从61/44 A下降至56/44 A，下降明显；液量从6.4 t上升至9.2 t，含水无变化；负荷从90.48/58.12 kN下降至91.18/63.01kN。
4 空心杆加药实施
2015年采油作业二区成功地实施了三改双工艺流程，由于集输方式的改变，油井计量也发生了变化，由站内计量更改为井口小翻斗计量，但是由于杜古82结蜡严重，地面管线较长，加热效率不够，集油管线及计量仪内结蜡，导致计量仪经常不工作，给油井计量带来一定的困难。
为了解决这一难题，我们采取点滴加药的方法，通过加药泵将清蜡药剂注入空心杆，进入油管与产出液混合。杜古82以往是向套管里加药，该井套管内径是161.7 mm，泵深是1980 m，液面是1755.4 m，依据药剂到达泵的吸入口需要时间和剂量，每天需加15 kg。改空心杆加药后，初始加药量制定较高，25 kg/d，试验阶段电流变化较小，仍呈下降趋势，根据电流变化，最后将加药量调整为5 kg/d，目前油井生产正常，计量正常，所以实施点滴加药，暂不洗井。
5 经济效益分析
（1）洗井。阶段性清蜡2次，洗后电流、载荷对比洗前下降明显，清蜡效果好，与40 d周期对比全年减少1.5次洗井，每次是0.28万元。10井更改为空心杆洗井，加大延长洗井周期的力度，单井年平均减少2次，节余洗井费用：20×0.28=5.6万元。
（2）加药。从15 kg/d降至5 kg/d，防蜡降凝剂价格是0.8412万元/t。节余加药费用：365×（15-5）=3650/1000=3.65×0.8412=3.07万元。
（3）空心杆洗井可减少自产液循环洗井的时率影响，如表1所示，可以看出自产液循环洗井改为空心杆洗井，年增油11.2+27.5=38.7 t。
（4）空心杆洗井可减少排水期。通过统计结果可知两口热油车洗井平均排水期为8.5 d，通过改为空心杆洗井均无排水期，增油8.3×9+2.6×7=92.9t。
增油：38.7+92.9=131.6t。
投入费用：10井单流阀费、出液连接器费用合计1万元。
效益E=（1-30%）×F×Q×（P-T-C）-I=（1-30%）×1×（38.7+92.9）×（2344.87-109.1-553.35）-10000=14.5万元。
总效益=5.6+3.07+14.5=23.17万元。
其中，E为成本的直接效益，元；F为成分系数，技术成果在项目中与其他技术相比所占贡献率；Q为增加的油气商品量，吨；P为原油价格，元/t；T为税金；元/t；C为生产成本费用，元/t。I为投资，元。
6 结论
（1）油井热洗时洗井液不进入地层，不会污染地层，无排水期，不占用油井生产时率。（2）洗井周期较常规洗井延长，洗井次数减少，洗井运费降低，同时减少了工人的劳动强度。（3）洗井液、化学药剂直接作用于结蜡位置，见效时间短，清蜡高效、彻底，减少加药剂量，降低维护费用。（4）2016年9月份向曙光采油厂生产技术科汇报试验结果，得到科里好评，建议可以推广。
参考文献
[1] 章毅.油井热力清蜡技术研究与应用[D].西南石油大学，2013.
[2] 樊俊生.春光油田油井热洗清蜡技术研究与应用[J].石油地质与工程，2012，26（1）：134-136.
[3] 隋孝斌.浅谈油井清蜡防蜡工艺的应用[J].化工管理.2013（20）：230.