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中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0373-01
我区属濮城油区，管辖着W51块、P85-92块及W213块，共有稠油井22口，主要分布在W51区块，以往的日常维护措施主要是投加降粘剂和破乳剂，投加的方式是周期集中投加，造成加药浓度严重不均衡，降粘效果不明显，自5月份厂引进安装点滴加药装置后，加药浓度可按照设定浓度投加，通过几个月的观察发现油井电流、耗电量及负荷均有一定幅度的降低，效果突出。
一、油井破乳降粘的机理
原油本身含有的天然表面活性物质如胶质、沥青质、树脂、石蜡及水湿性颗粒，这种含水原油在流动过程中渐形成比较稳定的W/O型（油包水）乳状液，一般水珠直径为0.1-10μm。当破乳剂溶解进原油后即开始向油水界面迁移，经过一段时间后达到较为稳定的浓度分布，开始与原油中的天然表面活性剂竞争吸附在油水界面从而发生破乳，降低界面膜黏度和强度，使水滴易于聚结，使油水分层，目前多使用聚氧乙烯醚与聚氧丙烯醚的嵌段共聚物或无规共聚物。
二、传统投加破乳剂存在的问题
传统投加破乳剂的方式是将套管气外放无余气后，将破乳剂倒入油套环空内。因此存在以下几个方面的不足：
1、破乳剂与井液混合后浓度不均衡、效果较差：破乳剂倒入油套环空后，浓度等于破乳剂量？油套环空液量（动液面至井底液柱体积），此时浓度是最高的，按每次投加10Kg破乳剂，动液面至井底按500m计算（液柱体积为6m3），那么加药浓度为1667ppm，超出标准（200ppm以下）8倍以上，破乳剂终究也是表面活性剂，用量过大会出现二次乳化的现象，破乳率反而下降，这就是我们常见的投加后当天抽油机负荷不降反升，有时还会出现不同步的现象的缘故。随着井筒液排出和油层液体的进入，浓度逐渐降低，破乳效果为抛物线状，先由差？好？差。
下面以P85-14为例：该井工作制度32*4.8*5.5*2403.37，正常产状6.1/2.4/60%/2403，主要方式为定期投加破乳剂，每5天投加10公斤，以下是根据微分方程生成的模型图：
设t时刻（小时）油井中剩余药物的质量为x（t）kg，：
d（x（t）） /dt= -[x（t）/7.6]*（10/24） 初值：x（0）=10
微分方程的解为：x（t）=10×exp{-[10 / [7.6×24]× t }
设t时刻（小时）油井中剩余药物的浓度为y（t）kg/m^3，则有y（t）=x（t）/7.6
2、现场放气存在一定的工作量和不安全因素（如电气焊防盗和老乡充气等）；
3、天然气外放造成天然气资源的浪费和空气污染。
三、点滴加药柜工作原理及应用情况
工作原理
1、点滴加药柜主要由药箱、电机、柱塞泵及控制电路组成，输出管线连接套管阀门，通过简单的设定参数，确保药剂定时、定量投加到井内；
2、工作特点是原来的人工周期间隔投加改为自动连续投加，降低了工人的劳动强度和天然气的外排污染及浪费。
应用情况
我区自今年6月份安装点滴加药柜以来，在6-9月份共有9口油井点滴加破乳剂，累计加破乳剂400kg，按单井产液量，加药浓度为50PPm计算，通过对9口油井进行加药前后载荷、回压、电流、电量进行对比，每口油井均有不同程度降低，从单井回压、电流、日耗电等指标监测，回压下降，上、下行电流明显减小，日耗电量降低。
四、单井效果对比分析
P85-29井，2009年12月5日新投，工作制度φ38mm×4.8m×4n/min×2103m，正常产状12.0 m3/2.6t/77%/2053m，4月18日发现油质变稠，回压升高，利用点燃水套炉加热后仍不能满足降低回压的要求，4月19日在井口安装了点滴加药装置，点滴添加降粘剂，初步观察效果良好，4月25日因药品质量问题接上级通知停加降粘剂后，回压由0.42MPa上升到1MPa。负荷变大，电流升高，5月4日起改加破乳剂，浓度100ppm，折算加药量每天1kg，回压恢复正常，负荷减小，电流降低，产状稳定，回压0.33MPa，电流、产状稳定。
通过该井安装点滴加药装置既解决了不放套管气加药，保证了正常生产和安全的需要，又减轻了岗位工人的劳动强度。同时节能效果明显，日耗电量由430kw.h下降为310kw.h，日节电120度，累计节电7680度。该井自7月6日补孔后含水上升至92%停止加药。（如图1、图2）
W213-22井，工作制度φ44mm×4.8m×4n/min×1795m，正常产状28.4m3/5.3t/81.2%/1763m，该井原油比重0.9508、动力粘度716厘泊、凝固点33℃，是一口稠油井，2009年1月1日起日常维护是人工周期投加破乳剂15kg/7d，但跟踪其周期加药效果不理想，监测电流变化幅度较大，最高电流达86A/120A，并在生产中多次出现电流、负荷上升的现象，自2010年6月3日在井口安装点滴加药装置后，点滴投加破乳剂，药量1Kg/d，监测电流变化平稳、电机负荷平稳，生产正常，上下行电流稳定在60A/54A，自点滴加药后未出现停电后井开不起来现象。（如图3）
W213-22井工作制度φ32mm×4.8m×4n/min×2401m，正常产状10m3/2.5t/75.1%/1940m，该井是一口稠油井，在2008-2009年期间日常维护是进行常规热洗和自循环热洗，2年期间共热洗8井次，热洗运费达1.6万元，自2010年6月28日在井口安装点滴加药装置后，点滴添加破乳剂，药量0.5Kg/d，上下行电流明显下降，由70A/58A下降为目前的48A/50A，生产及拉油正常，单井耗电量与加药前对比日耗电量下降30度，该井自点滴加破乳剂后效果显著：一是节约热洗运费，二是避免热洗液对地层造成伤害，三是该井做到了节能降耗。
我区主要在W51块、P85-92块及W213块稠油、回压高井安装点滴加药柜，有效解决了油稠、回压高的问题，平均单井日耗电量对比节约25度，月总耗电量节约6000度，累计总耗电量节省12000度，累计节约电力成本8040元（电力价格0.67元/度）。
五、点滴持续加药与周期集中加药效果对比
1、点滴持续加药方式破乳浓度均衡稳定，可根据要求自动调节加药量，破乳降粘效果明显，油井电流、负荷及耗电量均有一定幅度的下降，节能效果突出。
2、可有效减轻现场工作强度，避免现场放气存在不安全因素；
3、避免天然气外放造成天然气资源的浪费和空气污染。
六、结论与认识
1、点滴持续均衡投加方式，改变了传统的药剂周期集中投加存在的弊端，传统投加的各种药剂均是投加当时浓度高出标准要求数十倍（尤其是清蜡剂每15天投加一次，每次200-400Kg，投加后当天浓度高达20000PPm以上），但在较短时间内药剂被排出，起不到应有的效果，造成较大的成本浪费。
点滴持续加药方式能够按照标准均衡的投加，使加药浓度保持在要求的范围内，药剂效果得到充分的利用，可大大节约药剂成本。下步建议对清蜡剂可应用点滴加药装置进行投加。
2、在开始投加前，计算井筒液体体积，可先投加一定的药剂，使井筒液体达到要求的药剂浓度后，再开启点滴加药装置按要求投加。
我区属濮城油区，管辖着W51块、P85-92块及W213块，共有稠油井22口，主要分布在W51区块，以往的日常维护措施主要是投加降粘剂和破乳剂，投加的方式是周期集中投加，造成加药浓度严重不均衡，降粘效果不明显，自5月份厂引进安装点滴加药装置后，加药浓度可按照设定浓度投加，通过几个月的观察发现油井电流、耗电量及负荷均有一定幅度的降低，效果突出。
一、油井破乳降粘的机理
原油本身含有的天然表面活性物质如胶质、沥青质、树脂、石蜡及水湿性颗粒，这种含水原油在流动过程中渐形成比较稳定的W/O型（油包水）乳状液，一般水珠直径为0.1-10μm。当破乳剂溶解进原油后即开始向油水界面迁移，经过一段时间后达到较为稳定的浓度分布，开始与原油中的天然表面活性剂竞争吸附在油水界面从而发生破乳，降低界面膜黏度和强度，使水滴易于聚结，使油水分层，目前多使用聚氧乙烯醚与聚氧丙烯醚的嵌段共聚物或无规共聚物。
二、传统投加破乳剂存在的问题
传统投加破乳剂的方式是将套管气外放无余气后，将破乳剂倒入油套环空内。因此存在以下几个方面的不足：
1、破乳剂与井液混合后浓度不均衡、效果较差：破乳剂倒入油套环空后，浓度等于破乳剂量？油套环空液量（动液面至井底液柱体积），此时浓度是最高的，按每次投加10Kg破乳剂，动液面至井底按500m计算（液柱体积为6m3），那么加药浓度为1667ppm，超出标准（200ppm以下）8倍以上，破乳剂终究也是表面活性剂，用量过大会出现二次乳化的现象，破乳率反而下降，这就是我们常见的投加后当天抽油机负荷不降反升，有时还会出现不同步的现象的缘故。随着井筒液排出和油层液体的进入，浓度逐渐降低，破乳效果为抛物线状，先由差？好？差。
下面以P85-14为例：该井工作制度32*4.8*5.5*2403.37，正常产状6.1/2.4/60%/2403，主要方式为定期投加破乳剂，每5天投加10公斤，以下是根据微分方程生成的模型图：
设t时刻（小时）油井中剩余药物的质量为x（t）kg，：
d（x（t）） /dt= -[x（t）/7.6]*（10/24） 初值：x（0）=10
微分方程的解为：x（t）=10×exp{-[10 / [7.6×24]× t }
设t时刻（小时）油井中剩余药物的浓度为y（t）kg/m^3，则有y（t）=x（t）/7.6
2、现场放气存在一定的工作量和不安全因素（如电气焊防盗和老乡充气等）；
3、天然气外放造成天然气资源的浪费和空气污染。
三、点滴加药柜工作原理及应用情况
工作原理
1、点滴加药柜主要由药箱、电机、柱塞泵及控制电路组成，输出管线连接套管阀门，通过简单的设定参数，确保药剂定时、定量投加到井内；
2、工作特点是原来的人工周期间隔投加改为自动连续投加，降低了工人的劳动强度和天然气的外排污染及浪费。
应用情况
我区自今年6月份安装点滴加药柜以来，在6-9月份共有9口油井点滴加破乳剂，累计加破乳剂400kg，按单井产液量，加药浓度为50PPm计算，通过对9口油井进行加药前后载荷、回压、电流、电量进行对比，每口油井均有不同程度降低，从单井回压、电流、日耗电等指标监测，回压下降，上、下行电流明显减小，日耗电量降低。
四、单井效果对比分析
P85-29井，2009年12月5日新投，工作制度φ38mm×4.8m×4n/min×2103m，正常产状12.0 m3/2.6t/77%/2053m，4月18日发现油质变稠，回压升高，利用点燃水套炉加热后仍不能满足降低回压的要求，4月19日在井口安装了点滴加药装置，点滴添加降粘剂，初步观察效果良好，4月25日因药品质量问题接上级通知停加降粘剂后，回压由0.42MPa上升到1MPa。负荷变大，电流升高，5月4日起改加破乳剂，浓度100ppm，折算加药量每天1kg，回压恢复正常，负荷减小，电流降低，产状稳定，回压0.33MPa，电流、产状稳定。
通过该井安装点滴加药装置既解决了不放套管气加药，保证了正常生产和安全的需要，又减轻了岗位工人的劳动强度。同时节能效果明显，日耗电量由430kw.h下降为310kw.h，日节电120度，累计节电7680度。该井自7月6日补孔后含水上升至92%停止加药。（如图1、图2）
W213-22井，工作制度φ44mm×4.8m×4n/min×1795m，正常产状28.4m3/5.3t/81.2%/1763m，该井原油比重0.9508、动力粘度716厘泊、凝固点33℃，是一口稠油井，2009年1月1日起日常维护是人工周期投加破乳剂15kg/7d，但跟踪其周期加药效果不理想，监测电流变化幅度较大，最高电流达86A/120A，并在生产中多次出现电流、负荷上升的现象，自2010年6月3日在井口安装点滴加药装置后，点滴投加破乳剂，药量1Kg/d，监测电流变化平稳、电机负荷平稳，生产正常，上下行电流稳定在60A/54A，自点滴加药后未出现停电后井开不起来现象。（如图3）
W213-22井工作制度φ32mm×4.8m×4n/min×2401m，正常产状10m3/2.5t/75.1%/1940m，该井是一口稠油井，在2008-2009年期间日常维护是进行常规热洗和自循环热洗，2年期间共热洗8井次，热洗运费达1.6万元，自2010年6月28日在井口安装点滴加药装置后，点滴添加破乳剂，药量0.5Kg/d，上下行电流明显下降，由70A/58A下降为目前的48A/50A，生产及拉油正常，单井耗电量与加药前对比日耗电量下降30度，该井自点滴加破乳剂后效果显著：一是节约热洗运费，二是避免热洗液对地层造成伤害，三是该井做到了节能降耗。
我区主要在W51块、P85-92块及W213块稠油、回压高井安装点滴加药柜，有效解决了油稠、回压高的问题，平均单井日耗电量对比节约25度，月总耗电量节约6000度，累计总耗电量节省12000度，累计节约电力成本8040元（电力价格0.67元/度）。
五、点滴持续加药与周期集中加药效果对比
1、点滴持续加药方式破乳浓度均衡稳定，可根据要求自动调节加药量，破乳降粘效果明显，油井电流、负荷及耗电量均有一定幅度的下降，节能效果突出。
2、可有效减轻现场工作强度，避免现场放气存在不安全因素；
3、避免天然气外放造成天然气资源的浪费和空气污染。
六、结论与认识
1、点滴持续均衡投加方式，改变了传统的药剂周期集中投加存在的弊端，传统投加的各种药剂均是投加当时浓度高出标准要求数十倍（尤其是清蜡剂每15天投加一次，每次200-400Kg，投加后当天浓度高达20000PPm以上），但在较短时间内药剂被排出，起不到应有的效果，造成较大的成本浪费。
点滴持续加药方式能够按照标准均衡的投加，使加药浓度保持在要求的范围内，药剂效果得到充分的利用，可大大节约药剂成本。下步建议对清蜡剂可应用点滴加药装置进行投加。
2、在开始投加前，计算井筒液体体积，可先投加一定的药剂，使井筒液体达到要求的药剂浓度后，再开启点滴加药装置按要求投加。