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[关键词]油田、油井、清防蜡、技术应用
中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）27-0274-01
1 基本概况
我们采油一矿管理着纯化、梁家楼两个油田共26个生产单元，开油井数325口，日产原油760吨。其中145口油井原油中不同程度具有含蜡量高、凝固点高，部分井下管杆结蜡严重，极大地制约了产量和成本的平稳运行。
全矿结蜡油井占全矿油井总数的44.6 %，这部分油井是我们管理的重点也是管理的难点。我矿组织有关人员认真总结清防蜡工作经验，逐步摸索出一套适合我矿生产实际的清防蜡方式，基本解决了结蜡对油井的影响，取得了良好效果。
2 结蜡机理和影响因素
2.1 结蜡机理及危害
碳原子数为16-64的烷烃称为蜡。在常温下，纯蜡多为白色略透明的结晶体，密度907-915千克/立方米；熔点49-60度。油田蜡一般为石蜡、胶质、沥青质和油质的黑褐色固态或半固态混合物，有时其中还含有泥沙、水等杂质。因此，油田蜡呈现从粘糊状的液体到坚硬的固体多种形态。
在一般油层条件下，原油中的蜡处于溶解状态。原油结蜡过程通常分为三个阶段：析蜡阶段——蜡晶长大阶段——蜡沉积阶段。对于溶有一定石蜡的原油在井筒举升过程中，随着温度压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以晶体析出。随着温度的进一步降低，石蜡晶体析出量增多，其结晶体便长大聚集和沉积在管壁上，出现结蜡现象。
油管结蜡后，缩小了油管的孔径，增加了油流阻力，致使油井减产，严重时会造成油井堵死，深井泵失灵乃至泵卡、杆管等设备损坏。如果油层结了蜡，油流入井底的阻力增加，大量原油留在地下变成了 “死油”，最终导致采收率降低。
2.2、结蜡的影响因素
（1） 原油的性质及含蜡量
油井结蜡的内在因素是因为原油中溶有石蜡，在其它条件相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。另外，油井的结蜡与原油组分也有一定的关系。原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易析出。实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。
（2） 原油中的胶质、沥青质
随着胶质含量的增加，蜡的初始结晶温度降低。这是因为胶质为表面活性物质，它可以吸附于石蜡结晶的表面，阻止结晶体的长大。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起到良好的分散作用。根据观察，胶质、沥青质的存在使蜡晶分散得均匀而致密，且与胶质结合的较紧密。但有胶质、沥青质存在时，在管壁上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走。因此原油中的胶质、沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面。
（3） 压力和溶解汽油比
在采油过程中，原油从油层向地面流动，压力不断降低；在井筒中，由于油流与井筒及地层间的热交换，油流温度也降低；当压力降低到饱和压力时，便有气体脱出，降低了原油对蜡的溶解能力，使初始结晶温度提高，同时气体膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，从而加重了蜡晶的析出和沉积。
（4） 原油中的水和机械杂质
原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大。但是原油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，从而促使石蜡结晶的析出，并加剧了结蜡过程。油井含水量增加，结蜡程度有所减轻，其原因主要有：一是水的比热容大于油，故含水量增加后可减少液流温度的降低；二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积于管壁。
（5） 液流速度、管壁粗糙度及表面性质
油井生产实践证明，高产井结蜡情况没有低产井严重。这是因为在通常情况下，高产井的压力高、脱气少、蜡的初始结晶温度低；同时液流速度大，井筒流体在流动过程中热损失小，从而使液流速度大，井筒内保持较高的温度，蜡不易析出；另一方面由于液流流速高，对管壁的冲刷能力强，蜡不易沉积在管壁上。但是，随着流速的增大，单位时间内通过管道某位置的蜡量增加，加剧了结蜡过程，因此，液流速度对结蜡的影响有正反两个方面的作用。
另外，管材不同，结蜡量也不同。显然管壁越光滑，蜡越不容易沉积。根据有关表面性质对结蜡影响的研究，管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强，越不易结蜡。
由于原油的组成比较复杂，上述只是目前相对清楚的影响油井结蜡的因素，对结蜡过程和机理的认识仍有待于进一步深化。
清蜡方法
一是人工绞车机械清蜡。二是对人工清蜡工具下不去的井，采用热力清蜡。
自喷井的机械清蜡是利用地面绞车，绕在绞车滚筒上的钢丝穿过滑轮后将清蜡工具经防喷管下到油管中，并在油管结蜡部位上下活动，将蜡沉积刮除，由液流携带出井筒。
热力清蜡是利用热力学能来提高液流和沉积表面的温度，从而熔化沉积于井筒中的蜡。
3.2 抽油机井的清防蜡措施
抽油机井的清防蜡有以下几种方法：
3.2.1 热力清蜡
常用的热力清蜡根据提高温度的方式不同可分为热流体循环清蜡和电热清蜡两种方法。
（1） 热流体循环清蜡法
热流体循环清蜡法的热载体是在地面加热后的流体物质，如水或油等，通过热流体在井筒中的循环传热给井筒流体，提高井筒流体的温度，使得蜡沉积熔化后再溶于原油中，从而达到清蜡的目的。根据循环通道不同，可分为开式热流体循环、闭式热流体循环、空心抽油杆开式热流体循环和空心抽油杆闭式热流体循环四种方式。
热流体循环清蜡时，应选择比热容大、熔蜡能力强、经济、来源广泛的介质，一般采用原油、地层水、活性水、清水及蒸汽等。为了保证清蜡效果，介质必须具备足够高的温度。在清蜡过程中，介质的温度应逐步提高，开始时温度不宜太高，以免油管上部熔化的蜡块流到下部，堵塞介质循环通道而造成失败。另外，还应防止介质漏入油层造成堵塞。
（2） 电热清蜡法
电热清蜡法是把热电缆随油管下入井筒中或采用电加热抽油杆，接通电源后，电缆或电热杆放出热量，提高液流和井筒设备的温度，熔化沉积的石蜡，从而达到清防蜡的作用。
3.2.2 化学防蜡
化学防蜡是通过向井筒中加入液体化学防蜡剂或在抽油泵下的油管中连接上装有固体化学防蜡剂的短节，防蜡剂在井筒流体中溶解混合达到防蜡目的。防蜡剂主要有活性剂型和高分子型两大类。
活性剂型防蜡剂通过吸附在蜡结晶表面上，并在蜡表面形成一个不利于石蜡继续长大的极性表面，使蜡晶以微粒状态分散在油中，被油流带走。活性剂型防蜡剂还可吸附于固体表面上形成极性表面，阻止石蜡的沉积。
高分子型防蜡剂都是油溶性的、具有石蜡结构链节的支链线性高分子，在浓度很小的情况下能够形成遍及整个原油的网状结构，而石蜡就可在这个网状结构上析出，因而彼此分散，不能聚集长大，也不易在固体表面沉积，易被液流带走。这类防蜡剂主要有聚乙烯、聚异丁烯、聚丙烯等。
中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）27-0274-01
1 基本概况
我们采油一矿管理着纯化、梁家楼两个油田共26个生产单元，开油井数325口，日产原油760吨。其中145口油井原油中不同程度具有含蜡量高、凝固点高，部分井下管杆结蜡严重，极大地制约了产量和成本的平稳运行。
全矿结蜡油井占全矿油井总数的44.6 %，这部分油井是我们管理的重点也是管理的难点。我矿组织有关人员认真总结清防蜡工作经验，逐步摸索出一套适合我矿生产实际的清防蜡方式，基本解决了结蜡对油井的影响，取得了良好效果。
2 结蜡机理和影响因素
2.1 结蜡机理及危害
碳原子数为16-64的烷烃称为蜡。在常温下，纯蜡多为白色略透明的结晶体，密度907-915千克/立方米；熔点49-60度。油田蜡一般为石蜡、胶质、沥青质和油质的黑褐色固态或半固态混合物，有时其中还含有泥沙、水等杂质。因此，油田蜡呈现从粘糊状的液体到坚硬的固体多种形态。
在一般油层条件下，原油中的蜡处于溶解状态。原油结蜡过程通常分为三个阶段：析蜡阶段——蜡晶长大阶段——蜡沉积阶段。对于溶有一定石蜡的原油在井筒举升过程中，随着温度压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以晶体析出。随着温度的进一步降低，石蜡晶体析出量增多，其结晶体便长大聚集和沉积在管壁上，出现结蜡现象。
油管结蜡后，缩小了油管的孔径，增加了油流阻力，致使油井减产，严重时会造成油井堵死，深井泵失灵乃至泵卡、杆管等设备损坏。如果油层结了蜡，油流入井底的阻力增加，大量原油留在地下变成了 “死油”，最终导致采收率降低。
2.2、结蜡的影响因素
（1） 原油的性质及含蜡量
油井结蜡的内在因素是因为原油中溶有石蜡，在其它条件相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。另外，油井的结蜡与原油组分也有一定的关系。原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易析出。实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。
（2） 原油中的胶质、沥青质
随着胶质含量的增加，蜡的初始结晶温度降低。这是因为胶质为表面活性物质，它可以吸附于石蜡结晶的表面，阻止结晶体的长大。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起到良好的分散作用。根据观察，胶质、沥青质的存在使蜡晶分散得均匀而致密，且与胶质结合的较紧密。但有胶质、沥青质存在时，在管壁上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走。因此原油中的胶质、沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面。
（3） 压力和溶解汽油比
在采油过程中，原油从油层向地面流动，压力不断降低；在井筒中，由于油流与井筒及地层间的热交换，油流温度也降低；当压力降低到饱和压力时，便有气体脱出，降低了原油对蜡的溶解能力，使初始结晶温度提高，同时气体膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，从而加重了蜡晶的析出和沉积。
（4） 原油中的水和机械杂质
原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大。但是原油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，从而促使石蜡结晶的析出，并加剧了结蜡过程。油井含水量增加，结蜡程度有所减轻，其原因主要有：一是水的比热容大于油，故含水量增加后可减少液流温度的降低；二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积于管壁。
（5） 液流速度、管壁粗糙度及表面性质
油井生产实践证明，高产井结蜡情况没有低产井严重。这是因为在通常情况下，高产井的压力高、脱气少、蜡的初始结晶温度低；同时液流速度大，井筒流体在流动过程中热损失小，从而使液流速度大，井筒内保持较高的温度，蜡不易析出；另一方面由于液流流速高，对管壁的冲刷能力强，蜡不易沉积在管壁上。但是，随着流速的增大，单位时间内通过管道某位置的蜡量增加，加剧了结蜡过程，因此，液流速度对结蜡的影响有正反两个方面的作用。
另外，管材不同，结蜡量也不同。显然管壁越光滑，蜡越不容易沉积。根据有关表面性质对结蜡影响的研究，管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强，越不易结蜡。
由于原油的组成比较复杂，上述只是目前相对清楚的影响油井结蜡的因素，对结蜡过程和机理的认识仍有待于进一步深化。
清蜡方法
一是人工绞车机械清蜡。二是对人工清蜡工具下不去的井，采用热力清蜡。
自喷井的机械清蜡是利用地面绞车，绕在绞车滚筒上的钢丝穿过滑轮后将清蜡工具经防喷管下到油管中，并在油管结蜡部位上下活动，将蜡沉积刮除，由液流携带出井筒。
热力清蜡是利用热力学能来提高液流和沉积表面的温度，从而熔化沉积于井筒中的蜡。
3.2 抽油机井的清防蜡措施
抽油机井的清防蜡有以下几种方法：
3.2.1 热力清蜡
常用的热力清蜡根据提高温度的方式不同可分为热流体循环清蜡和电热清蜡两种方法。
（1） 热流体循环清蜡法
热流体循环清蜡法的热载体是在地面加热后的流体物质，如水或油等，通过热流体在井筒中的循环传热给井筒流体，提高井筒流体的温度，使得蜡沉积熔化后再溶于原油中，从而达到清蜡的目的。根据循环通道不同，可分为开式热流体循环、闭式热流体循环、空心抽油杆开式热流体循环和空心抽油杆闭式热流体循环四种方式。
热流体循环清蜡时，应选择比热容大、熔蜡能力强、经济、来源广泛的介质，一般采用原油、地层水、活性水、清水及蒸汽等。为了保证清蜡效果，介质必须具备足够高的温度。在清蜡过程中，介质的温度应逐步提高，开始时温度不宜太高，以免油管上部熔化的蜡块流到下部，堵塞介质循环通道而造成失败。另外，还应防止介质漏入油层造成堵塞。
（2） 电热清蜡法
电热清蜡法是把热电缆随油管下入井筒中或采用电加热抽油杆，接通电源后，电缆或电热杆放出热量，提高液流和井筒设备的温度，熔化沉积的石蜡，从而达到清防蜡的作用。
3.2.2 化学防蜡
化学防蜡是通过向井筒中加入液体化学防蜡剂或在抽油泵下的油管中连接上装有固体化学防蜡剂的短节，防蜡剂在井筒流体中溶解混合达到防蜡目的。防蜡剂主要有活性剂型和高分子型两大类。
活性剂型防蜡剂通过吸附在蜡结晶表面上，并在蜡表面形成一个不利于石蜡继续长大的极性表面，使蜡晶以微粒状态分散在油中，被油流带走。活性剂型防蜡剂还可吸附于固体表面上形成极性表面，阻止石蜡的沉积。
高分子型防蜡剂都是油溶性的、具有石蜡结构链节的支链线性高分子，在浓度很小的情况下能够形成遍及整个原油的网状结构，而石蜡就可在这个网状结构上析出，因而彼此分散，不能聚集长大，也不易在固体表面沉积，易被液流带走。这类防蜡剂主要有聚乙烯、聚异丁烯、聚丙烯等。