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摘 要：生产期间原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加、流动性变差，稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，加之生产期间套管放压，稠油就在井筒内形成一段高含蜡稠油柱塞，起出原井管柱后，高含蜡原油柱塞得以释放，使起出管柱后的空间变小甚至密闭，致使井下工具难以下入井内。一旦油井已严重结蜡，甚至于到达井口，采用螺旋打捞器与套管刮削器配合辅以热洗井清蜡，可谓是一种简便而实用的机械清蜡方式。
关键词：井筒结蜡;原油
1 井况简介
务14-26井井是位于廊坊市西部的一口生产井，D139.7mm油层套管完井，2007年停产，井内留有d44mm管式泵一套，井底留有刮蜡片、清蜡钢丝、铅垂等3段落物，2014年预打捞落物并对该井进行压裂改造后再投产。2月24日起出井内抽油杆及d44mm管式泵，下入笔尖至470.88m后因井内原油含蜡过高而无法继续下入。
2 结蜡原因
生产期间原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加、流动性变差，稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，加之生产期间套管放压，稠油就在井筒内形成一段高含蜡稠油柱塞，起出原井管柱后，高含蜡原油柱塞得以释放，使起出管柱后的空间变小甚至密闭，致使井下工具难以下入井内。
因而本井首先要完成的工序就是处理井筒高含蜡原油。
3 处理井筒内高含蜡原油过程中的工具工艺及效果分析
3.1 下入D73.02mm笔尖热洗井：笔尖下到470.88m后，无法继续下入，采用锅炉车热洗井工艺，正洗井冲刺力大，但油套环空被高含蜡原油堵死，泵压达到16-20MPa，热洗液不能有效融化含蜡原油，井筒内无法形成循环通道;反洗井排量大，但热洗液同样无法融化油套环空内直到笔尖底部高含蜡原油，不能构成循环通道。
3.2 下入D118mm内钩热洗井：内钩水眼d35mm，下入时阻力大、速度慢，水眼被堵死，洗井易憋压;内钩本体长度短，仅有1.57m，单单依靠内钩每次只能带出含蜡原油体积小，造成施工周期长，人力物力投入过大，效果甚微。
3.3 下入GX-T140mm套管刮削器：刮削器外径大，下入井内严重遇阻，刚下入时油管悬重小，无法对刮削器加压，其次，刮削器只能将含蜡原油向下推动而不能将其破碎，最多下到50m处就无法下入，更不能完成洗井作业。
3.4 下入D118mm螺旋打捞器：该工具是在油管短节外部焊接钢板，钢板与短节成20°角方向顺时针向下，并对钢板边缘进行打磨，形状类似于修井试油现场所用地锚，通过转动钻具使其能够钻入高含蜡原油，并将稠油、蜡质破碎，以便下步施工作业。边正转边下D118mm螺旋打捞器至无法下入后锅炉车反洗井，将松动含蜡原油洗出井筒，直至通过结蜡点1245.48m后起出打捞器。起出D118mm螺旋打捞器后，下入GX-T140套管刮削器仍然遇阻而无法正常下入。原因分析为，螺旋打捞器不能一次性完全清洁套管壁含蜡原油，而残留在套管壁上的高含蜡原油致使大直径工具出现遇阻现象。
3.5 下入D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器组合：鉴于螺旋打捞器不能完全清除套管壁含蜡原油、刮削器直径过大不能单独入井的缺点，采用两者组合作业的方法。先将D118mm螺旋打捞器接至油管最下端，边正转边下入井内，期间分数次热洗井，将尽量多的含蜡原油洗出井筒，为下入刮削器打开通道，同时起到加重管的作用。在第53根油管上部连接GX-T140套管刮削器，在井段5.65-100.75m、100.75-388.16m、388.16-673.32m、673.32-958.18m、958.18-1245.48m处反复刮削后分别在611.21m、898.62m、1183.78m、1468.64m、1755.94m处正循环热洗井，最后再用泵车大排量彻底洗出利用螺旋打捞器破碎和套管刮削器清除掉的套管壁上的含蜡原油。（D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器配合处理井筒含蜡原油洗井管柱结构：油补距5.65m+油管挂0.22m+D73.02mm外加厚油管1239.07m/130根+D73.02mm外加厚油管短节1.0m/ 1根+GX-T140套管刮削器0.76m+D73.02mm外加厚油管508.24m/53根+旋转打捞器1.0m=1755.94m）
4 结论
综上所述，对于井筒已经严重结蜡的务14-26井，D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器组合并辅以锅炉车热洗井处理井筒是行之有效且较简单的机械工艺之一。该工艺的特点为通过D118mm螺旋打捞器的转动，能够钻入高含蜡原油，并将已经成柱塞状的稠油、蜡质切成小碎块，便于热洗井过程中将大部分的含蜡原油碎块洗出井筒。再利用GX-T140套管刮削器刮削掉的套管壁上的含蜡原油，通过再次反热洗井，将井筒内剩余的松动含蜡原油洗出井筒。另外，在多次热洗井过程中，热水流经D118mm螺旋打捞器的钢板边缘时，也会使螺旋打捞器缓慢旋转，进一步提高刮蜡效果。
其实，油井结蜡是石油开采中存有的普遍问题，在解决此类问题时应以防蜡为主、清蜡为辅，正确地杜绝或提前避免井筒原油结蜡更是油田生产的首选。通过各种数据和生产实践分析可知，油井生产结蜡的规律性有以下几个方面：①原油中含蜡量越高，油井结蜡越严重;②油井开采后期较开采前期结蜡严重;③高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡;④低含水阶段结蜡严重，含水量升高到一定程度后结蜡减轻;⑤表面粗糙或不干净的设备和油管易结蜡;⑥出砂井容易结蜡;⑦油层、井底和油管下部不易结蜡;⑧井口附近很少结蜡;⑨边零井、单井生产期间套管放压易造成油套环空结蜡。
所以，做好油井生产期间清蜡工作尤为重要，譬如：采用检泵进行机械清蜡，但这种清蜡方式不但费用高、延误生产，还破坏环境，因此采用检泵进行机械清蜡的方式所占比例逐年下降;采用周期热洗井和蒸汽洗井进行热力清蜡，但这种清蜡方式要求套管质量合格，另外还要考虑污染地层的因素，原油热洗若返排率低会造成原油损失，因此应选用地层水热洗;化学清防蜡是生产期间向油套环空内加入化学防蜡剂，防蜡剂在井筒流体中溶解后达到清防蜡的目的，是全国最普遍的一种效果较好清防蜡的选择。若一旦油井已严重结蜡，甚至于到达井口，采用螺旋打捞器与套管刮削器配合辅以热洗井清蜡，可谓是一种简便而实用的机械清蜡方式。
作者简介：陈金科（1984-），2010年3月毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，目前主要从事试油现场作业工作。
关键词：井筒结蜡;原油
1 井况简介
务14-26井井是位于廊坊市西部的一口生产井，D139.7mm油层套管完井，2007年停产，井内留有d44mm管式泵一套，井底留有刮蜡片、清蜡钢丝、铅垂等3段落物，2014年预打捞落物并对该井进行压裂改造后再投产。2月24日起出井内抽油杆及d44mm管式泵，下入笔尖至470.88m后因井内原油含蜡过高而无法继续下入。
2 结蜡原因
生产期间原油在井筒流动过程中，随着温度的降低，粘度急剧增加、流动性变差，稀油被替换出井筒，随着油水重力置换，稠油上返后无法得到稀油混配降粘，加之生产期间套管放压，稠油就在井筒内形成一段高含蜡稠油柱塞，起出原井管柱后，高含蜡原油柱塞得以释放，使起出管柱后的空间变小甚至密闭，致使井下工具难以下入井内。
因而本井首先要完成的工序就是处理井筒高含蜡原油。
3 处理井筒内高含蜡原油过程中的工具工艺及效果分析
3.1 下入D73.02mm笔尖热洗井：笔尖下到470.88m后，无法继续下入，采用锅炉车热洗井工艺，正洗井冲刺力大，但油套环空被高含蜡原油堵死，泵压达到16-20MPa，热洗液不能有效融化含蜡原油，井筒内无法形成循环通道;反洗井排量大，但热洗液同样无法融化油套环空内直到笔尖底部高含蜡原油，不能构成循环通道。
3.2 下入D118mm内钩热洗井：内钩水眼d35mm，下入时阻力大、速度慢，水眼被堵死，洗井易憋压;内钩本体长度短，仅有1.57m，单单依靠内钩每次只能带出含蜡原油体积小，造成施工周期长，人力物力投入过大，效果甚微。
3.3 下入GX-T140mm套管刮削器：刮削器外径大，下入井内严重遇阻，刚下入时油管悬重小，无法对刮削器加压，其次，刮削器只能将含蜡原油向下推动而不能将其破碎，最多下到50m处就无法下入，更不能完成洗井作业。
3.4 下入D118mm螺旋打捞器：该工具是在油管短节外部焊接钢板，钢板与短节成20°角方向顺时针向下，并对钢板边缘进行打磨，形状类似于修井试油现场所用地锚，通过转动钻具使其能够钻入高含蜡原油，并将稠油、蜡质破碎，以便下步施工作业。边正转边下D118mm螺旋打捞器至无法下入后锅炉车反洗井，将松动含蜡原油洗出井筒，直至通过结蜡点1245.48m后起出打捞器。起出D118mm螺旋打捞器后，下入GX-T140套管刮削器仍然遇阻而无法正常下入。原因分析为，螺旋打捞器不能一次性完全清洁套管壁含蜡原油，而残留在套管壁上的高含蜡原油致使大直径工具出现遇阻现象。
3.5 下入D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器组合：鉴于螺旋打捞器不能完全清除套管壁含蜡原油、刮削器直径过大不能单独入井的缺点，采用两者组合作业的方法。先将D118mm螺旋打捞器接至油管最下端，边正转边下入井内，期间分数次热洗井，将尽量多的含蜡原油洗出井筒，为下入刮削器打开通道，同时起到加重管的作用。在第53根油管上部连接GX-T140套管刮削器，在井段5.65-100.75m、100.75-388.16m、388.16-673.32m、673.32-958.18m、958.18-1245.48m处反复刮削后分别在611.21m、898.62m、1183.78m、1468.64m、1755.94m处正循环热洗井，最后再用泵车大排量彻底洗出利用螺旋打捞器破碎和套管刮削器清除掉的套管壁上的含蜡原油。（D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器配合处理井筒含蜡原油洗井管柱结构：油补距5.65m+油管挂0.22m+D73.02mm外加厚油管1239.07m/130根+D73.02mm外加厚油管短节1.0m/ 1根+GX-T140套管刮削器0.76m+D73.02mm外加厚油管508.24m/53根+旋转打捞器1.0m=1755.94m）
4 结论
综上所述，对于井筒已经严重结蜡的务14-26井，D118mm螺旋打捞器与GX-T140套管刮削器组合并辅以锅炉车热洗井处理井筒是行之有效且较简单的机械工艺之一。该工艺的特点为通过D118mm螺旋打捞器的转动，能够钻入高含蜡原油，并将已经成柱塞状的稠油、蜡质切成小碎块，便于热洗井过程中将大部分的含蜡原油碎块洗出井筒。再利用GX-T140套管刮削器刮削掉的套管壁上的含蜡原油，通过再次反热洗井，将井筒内剩余的松动含蜡原油洗出井筒。另外，在多次热洗井过程中，热水流经D118mm螺旋打捞器的钢板边缘时，也会使螺旋打捞器缓慢旋转，进一步提高刮蜡效果。
其实，油井结蜡是石油开采中存有的普遍问题，在解决此类问题时应以防蜡为主、清蜡为辅，正确地杜绝或提前避免井筒原油结蜡更是油田生产的首选。通过各种数据和生产实践分析可知，油井生产结蜡的规律性有以下几个方面：①原油中含蜡量越高，油井结蜡越严重;②油井开采后期较开采前期结蜡严重;③高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡;④低含水阶段结蜡严重，含水量升高到一定程度后结蜡减轻;⑤表面粗糙或不干净的设备和油管易结蜡;⑥出砂井容易结蜡;⑦油层、井底和油管下部不易结蜡;⑧井口附近很少结蜡;⑨边零井、单井生产期间套管放压易造成油套环空结蜡。
所以，做好油井生产期间清蜡工作尤为重要，譬如：采用检泵进行机械清蜡，但这种清蜡方式不但费用高、延误生产，还破坏环境，因此采用检泵进行机械清蜡的方式所占比例逐年下降;采用周期热洗井和蒸汽洗井进行热力清蜡，但这种清蜡方式要求套管质量合格，另外还要考虑污染地层的因素，原油热洗若返排率低会造成原油损失，因此应选用地层水热洗;化学清防蜡是生产期间向油套环空内加入化学防蜡剂，防蜡剂在井筒流体中溶解后达到清防蜡的目的，是全国最普遍的一种效果较好清防蜡的选择。若一旦油井已严重结蜡，甚至于到达井口，采用螺旋打捞器与套管刮削器配合辅以热洗井清蜡，可谓是一种简便而实用的机械清蜡方式。
作者简介：陈金科（1984-），2010年3月毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，目前主要从事试油现场作业工作。