摘 要：垦利区部分断块注采系统不完善，注水先天不足或注水不见效，导致油层供液能力越来越差，泵挂越来越深，导致低产低液井增多，油井结蜡现象严重。生产开发中遇到油井出蜡，结蜡，不仅直接影响单位作业井次、作业费用及其它维修费用，而且影响油田整体开发的正常进行，是目前需要攻克解决的主要问题。
　　关键词：防蜡措施；新的防蜡工艺
　　
　　2008年河滩油田和垦利油田维护作业发生71井次，其中垦利油田主要因蜡影响和蜡卡作业，发生38井次，占垦利油田维护作业总数52井次的73.2%。
　　油井清蜡主要分为地面管线处理(热洗)和井筒内处理(防蜡器、热洗)两个方面。
　　结蜡井躺井原因：垦利油田原油性质具有四低二高的特点：即低粘度(地面原油粘度8mPa.S-80mPa.S)，低含硫(0.15%-1.18%)，低原始油气比(18m3/t-35m3/t)，低饱和压力(2.3MPa-5.2MPa)，高含蜡(30%-40%)，高凝固点(20oC-40oC)。油井杆管结蜡、管线结蜡现象经常发生，造成结蜡的主要原因是温度低，井内结蜡一般在井口至500米处，而管线结蜡，造成回压高或堵。
　　由于含蜡高，油井受到结蜡的影响，抽油杆受到的载荷加大，超载荷的连续工作会造成抽油杆脱断，从而导致了躺井。我区结蜡严重的井主要分布于垦90断块和垦95断块。
　　部分断块注采系统不完善，注水先天不足或注水不见效，导致油层供液能力越来越差，泵挂越来越深，日产液低，油井出蜡严重。统计2008年12月份结蜡的32口油井中，平均日液只有10.2t/d，平均泵深1652.2m，平均动液面为1587.4m，沉没度只有64.8m。
　　目前采取的防蜡措施：
　　
　　1 地面防止结蜡措施
　　在日常管理中，提高水平，多项措施并举，管理含蜡井：
　　(1)掺水管理：合理优化掺水效果，提高掺水温度，改造掺水流程、管线加药。
　　(2)套管加药：定期对高含蜡井套管注入清防蜡剂。
　　(3)热洗洗井：针对秋冬季气温低的状况，对高含蜡井实施热洗。
　　(4)上加热炉：根据不同情况，实施了水套炉加热、气炉加热等方法。
　　
　　2 井内防止结蜡措施
　　近年来来，在采油厂有关部门的协助下，先后在高出蜡井下固体防蜡器，步进刮蜡器，声波防蜡器，强磁防蜡器等工艺，实施井下治理。
　　2008年以来，我们共对5口井进行了防蜡治理。这五口防蜡治理井作业中，因蜡影响而躺井的油井仅二井次，其中一口为KLK90-5，而KLK90-5是在地面原因停井导致油管中蜡堵开不起来的。
　　另一口是KLK90X102，发生蜡堵一次。该井是在2007年7月17日作业中下强磁防蜡器，2008年3月23日因蜡堵躺井，作业时发现抽油杆上有许多坚硬的蜡块，油管内被蜡几乎堵死。
　　在2008年3月份K153-5井作业中发现下的声波防蜡器，连接在抽油杆上的铁片脱落4片，造成该井在作业后光杆卡。
　　2008年四季度以来，我们主要引进了新的防蜡工艺，以便更好的治理含蜡油井。
　　(1)防蜡杆工艺。
　　我们引进了防蜡杆工艺，第一口实施井为KLK47X3，该井是2007年11月新投产的一口油井，参照该块及临井含蜡特征实施防蜡工艺，目前生产正常。
　　(2)涡流防蜡器工艺。
　　2008年7月，垦利油田KLK90-13井作业，从而引进了涡流防蜡器工艺。使用后到目前生产正常，未受蜡影响。
　　对低液井下洗井管柱：
　　在一些供液能力差、结蜡严重的油井上，下洗井管柱，由于这些井地层供液能力差，一般洗井打入5罐车水仍不返出，全部进入地层，为此，在这些井上下洗井管柱，采油队不定期洗井，到目前已使用15口井。
　　下步主要工作方向：
　　(1)通过提高掺水温度，来提高地面流程液体温度，提高油水混输效率。
　　(2)加强地面管理，特别注意回压变化，及时组织进行清洗管线。
　　(3)对结蜡严重的油井根据电流变化、负荷变化及时组织热洗，减少因蜡卡造成的躺井。
　　(4)与上级有关部门结合，优选适合本区域的防蜡工艺。