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【摘要】本文介绍了化学加药在油井维护中的应用情况，以及不同加药方式的优缺点和取得的效益情况。
【关键词】结蜡；油井维护；加药；效益
一、前言
油井生产周期的长短，直接影响到油田开发的整体效益，在作业中发现，油井结蜡是影响油井生产的主要因素。油管中形成的蜡会导致抽油机负荷大，造成光杆下不去、抽油杆断脱、抽油杆被蜡卡死等现象的发生，从而影响油井的正常生产。
目前我采油作业区各区块原油含蜡量在8-28%之间，从国内来讲，均属高含蜡原油。为了解决结蜡问题，在采油工艺上使用了电热杆、防蜡管等工艺方式，由于耗电量大，效果不太理想，使用较少；同时在清蜡方面应用了机械清蜡、自能热洗、热洗清蜡和化学清蜡等多种清蜡方式。但由于前三种清蜡方式存在工作量大、占用设备多、费用高以及影响油井的生产时率等诸多问题；其次施工受井场道路、井况等客观条件的限制比较严重。施工后，由于清蜡不彻底，结晶聚集的条件依然存在，所以使得油管在短时期内又出现结蜡现象，造成再次施工。针对这种情况，我区广泛推广使用了化学清防蜡技术，并结合自能热洗方式。主导思想是以“防”为主，“清”“防”结合的方针。根据其原油物性的改变，及时调整加药制度，采取“量化加药”，目前为止，取得了较好的效果，延长了洗井周期，减少了躺井。
二、根据影响油井结蜡的主要因素，选取加药井号
1、结蜡因素主要有以下几点：
（1）含蜡量。含蜡量是结蜡的主要因素，原油中的含蜡量越高，油井的结蜡就越严重。（2）温度。油井油套管中的油流温度越高，油井的结蜡就越少。（3）流速。油流在油套管中的流速越快，结蜡就越少。（4）含水。地层中原油含水越高结蜡就越少，当含水达90%以上时，油井基本上不结蜡。（5）胶质沥青质和砂含量。原油中含有胶质沥青质和砂粒时，它们以较小的颗粒分散于油中，成为了蜡晶体聚集的中心，而且结蜡后蜡的强度会更大。（6）压力和溶解气。当油套管中的压力降低时，溶在油中的天然气就析出越多，气体的膨胀会吸热，油流的温度就下降越快，油井的结蜡就越多。（7）管壁的粗糙程度。油套管表面越粗糙，蜡就越易结晶析出。
我作业区开井数共计132口，根据其结蜡因素，选取48口进行加药，并取得了较好的效果，在采用油溶性清防蜡技术之前，我区基本上均采用热洗清蜡工艺，抽油机的洗井周期大部分为30-60天，每次洗井时间都在4个小时以上，且洗井后2-3天，油井才能恢复到正常的生产水平，而部分油井采用油溶性清防蜡技术之后，其洗井周期都延长了3倍以上，且加药施工简便易行，省时省力，不受任何条件的限制，还不影响油井产量，这样不但解决了油井清防蜡问题，而且增加了原油产量。
三、药剂的加入方法
1、套管加药
无套压的油井，将清蜡剂直接从套管口加入；有套管气的油井，放完套管气或待套管气较小时方可从套管口加入。加完药剂后，关套管气，使清蜡剂讯速、完整地流入井筒内并与井内的流体充分结合，达到清防蜡的目的。
在间断加入法中有两种方案：一是大剂量长周期的加入方法，即每15—20天加入一次，每次加入100—200公斤；二是小剂量短周期的加入方法，即每2—10天加入一次，每次加入10—30公斤。对这两种加入方法，我们分别进行了现场加药实验，试验的结果如下：
现场试验结果：
官10-13 洗井周期（前）天 洗井周期（后天） 备 注
100公斤/15天 30 110 电流稍有波动
20公斤/3天 30 150 电流稳定
从上图官10-13井现场加药说明，清蜡剂分多次加入的效果明显优于一次性加入的效果。在此基础之上，我们又对多口井进行了加药后的电流变化进行了测量，充分表明小剂量、短周期的加药方法，其效果明显比大剂量、长周期的加药方法好一些。可这样分析：大剂量地加入药剂后，井筒中药剂的浓度是大一些，溶蜡的能力可能会强一些，但井筒内的药液在2—3天之内就被抽油泵抽到了地面，不能长时间地发挥其清防蜡的作用。而小剂量、短周期的加入法的作用却相反，可充分地发挥其清防蜡的作用。
2、点滴加药
这种加入方法是在井口安装一种自动加药装置，药剂通过装置的可调节活嘴，依靠重量自动滴入，又称为“点滴加入法”。它的优点是加药连续进行，可较好地发挥其清防蜡作用。它的缺点是药剂的加入量较大，适用于药剂使用量较大的油井。
四、经济效益分析
1、节约热洗费用 以一年为单位计算，加药前每口井每年一般洗井6.5次（含作业洗井），加药后每口井每年最多热洗2.5次，所以加药后每口井会少洗4次。我作业区共48口加药井全年可节约热洗192井次。每井次的热洗费用为2500元，则共节约热洗费用2500×192=48万元。
2、增加原油创收 我作业区的油井在正常热洗后，其产量恢复期为2—3天，有的油井热洗后就无法恢复到热洗前的产量，会造成一定的递减。暂且将恢复期定为2天，则热洗一次，可间接增油10吨；则节约192井次可增油10×192=1920吨，原油每吨按4000元计算，可增油创收4000×1920=768万元。
3、药剂投入费用 该油田全年共需药剂61.2吨，每吨按9000元计算，则共需药剂费用9000×61.2=55万元。
4、该油田加药共创收 节约热洗费用+增油创收—药剂费用=48+768—55=761万元。
5、投入产出比及单井创收
投入产出比=55：（768+48）=1：15
单井创收=761/48=15.8万元。
经过以上分析可知，在高含蜡油田应用化学方法进行清防蜡，可节约热洗费用，增加原油产量，提高生产时率，创造良好的经济效益。
五、结论
（1）化学清防蜡是一种无形上产的单井护理措施，合理地使用这一措施，可有效地减缓油井的结蜡，减小抽油机的负荷，延长油井的热洗周期，节约热洗费用，减轻因热洗对地层造成的伤害，间接地增加原油的产量，有效地维护油井的正常生产。
（2）化学清防蜡也有利于提高油井的生产时率和泵效，降低躺井率，创造良好的经济和社会效益，有着广阔的推广前景和发展前途。
总之，油溶性清防蜡技术是一项较为先进的清防蜡技术，但在今后的应用过程中，仍需不断地加以完善发展，以期把油田清防蠟工作做得更好。
【关键词】结蜡；油井维护；加药；效益
一、前言
油井生产周期的长短，直接影响到油田开发的整体效益，在作业中发现，油井结蜡是影响油井生产的主要因素。油管中形成的蜡会导致抽油机负荷大，造成光杆下不去、抽油杆断脱、抽油杆被蜡卡死等现象的发生，从而影响油井的正常生产。
目前我采油作业区各区块原油含蜡量在8-28%之间，从国内来讲，均属高含蜡原油。为了解决结蜡问题，在采油工艺上使用了电热杆、防蜡管等工艺方式，由于耗电量大，效果不太理想，使用较少；同时在清蜡方面应用了机械清蜡、自能热洗、热洗清蜡和化学清蜡等多种清蜡方式。但由于前三种清蜡方式存在工作量大、占用设备多、费用高以及影响油井的生产时率等诸多问题；其次施工受井场道路、井况等客观条件的限制比较严重。施工后，由于清蜡不彻底，结晶聚集的条件依然存在，所以使得油管在短时期内又出现结蜡现象，造成再次施工。针对这种情况，我区广泛推广使用了化学清防蜡技术，并结合自能热洗方式。主导思想是以“防”为主，“清”“防”结合的方针。根据其原油物性的改变，及时调整加药制度，采取“量化加药”，目前为止，取得了较好的效果，延长了洗井周期，减少了躺井。
二、根据影响油井结蜡的主要因素，选取加药井号
1、结蜡因素主要有以下几点：
（1）含蜡量。含蜡量是结蜡的主要因素，原油中的含蜡量越高，油井的结蜡就越严重。（2）温度。油井油套管中的油流温度越高，油井的结蜡就越少。（3）流速。油流在油套管中的流速越快，结蜡就越少。（4）含水。地层中原油含水越高结蜡就越少，当含水达90%以上时，油井基本上不结蜡。（5）胶质沥青质和砂含量。原油中含有胶质沥青质和砂粒时，它们以较小的颗粒分散于油中，成为了蜡晶体聚集的中心，而且结蜡后蜡的强度会更大。（6）压力和溶解气。当油套管中的压力降低时，溶在油中的天然气就析出越多，气体的膨胀会吸热，油流的温度就下降越快，油井的结蜡就越多。（7）管壁的粗糙程度。油套管表面越粗糙，蜡就越易结晶析出。
我作业区开井数共计132口，根据其结蜡因素，选取48口进行加药，并取得了较好的效果，在采用油溶性清防蜡技术之前，我区基本上均采用热洗清蜡工艺，抽油机的洗井周期大部分为30-60天，每次洗井时间都在4个小时以上，且洗井后2-3天，油井才能恢复到正常的生产水平，而部分油井采用油溶性清防蜡技术之后，其洗井周期都延长了3倍以上，且加药施工简便易行，省时省力，不受任何条件的限制，还不影响油井产量，这样不但解决了油井清防蜡问题，而且增加了原油产量。
三、药剂的加入方法
1、套管加药
无套压的油井，将清蜡剂直接从套管口加入；有套管气的油井，放完套管气或待套管气较小时方可从套管口加入。加完药剂后，关套管气，使清蜡剂讯速、完整地流入井筒内并与井内的流体充分结合，达到清防蜡的目的。
在间断加入法中有两种方案：一是大剂量长周期的加入方法，即每15—20天加入一次，每次加入100—200公斤；二是小剂量短周期的加入方法，即每2—10天加入一次，每次加入10—30公斤。对这两种加入方法，我们分别进行了现场加药实验，试验的结果如下：
现场试验结果：
官10-13 洗井周期（前）天 洗井周期（后天） 备 注
100公斤/15天 30 110 电流稍有波动
20公斤/3天 30 150 电流稳定
从上图官10-13井现场加药说明，清蜡剂分多次加入的效果明显优于一次性加入的效果。在此基础之上，我们又对多口井进行了加药后的电流变化进行了测量，充分表明小剂量、短周期的加药方法，其效果明显比大剂量、长周期的加药方法好一些。可这样分析：大剂量地加入药剂后，井筒中药剂的浓度是大一些，溶蜡的能力可能会强一些，但井筒内的药液在2—3天之内就被抽油泵抽到了地面，不能长时间地发挥其清防蜡的作用。而小剂量、短周期的加入法的作用却相反，可充分地发挥其清防蜡的作用。
2、点滴加药
这种加入方法是在井口安装一种自动加药装置，药剂通过装置的可调节活嘴，依靠重量自动滴入，又称为“点滴加入法”。它的优点是加药连续进行，可较好地发挥其清防蜡作用。它的缺点是药剂的加入量较大，适用于药剂使用量较大的油井。
四、经济效益分析
1、节约热洗费用 以一年为单位计算，加药前每口井每年一般洗井6.5次（含作业洗井），加药后每口井每年最多热洗2.5次，所以加药后每口井会少洗4次。我作业区共48口加药井全年可节约热洗192井次。每井次的热洗费用为2500元，则共节约热洗费用2500×192=48万元。
2、增加原油创收 我作业区的油井在正常热洗后，其产量恢复期为2—3天，有的油井热洗后就无法恢复到热洗前的产量，会造成一定的递减。暂且将恢复期定为2天，则热洗一次，可间接增油10吨；则节约192井次可增油10×192=1920吨，原油每吨按4000元计算，可增油创收4000×1920=768万元。
3、药剂投入费用 该油田全年共需药剂61.2吨，每吨按9000元计算，则共需药剂费用9000×61.2=55万元。
4、该油田加药共创收 节约热洗费用+增油创收—药剂费用=48+768—55=761万元。
5、投入产出比及单井创收
投入产出比=55：（768+48）=1：15
单井创收=761/48=15.8万元。
经过以上分析可知，在高含蜡油田应用化学方法进行清防蜡，可节约热洗费用，增加原油产量，提高生产时率，创造良好的经济效益。
五、结论
（1）化学清防蜡是一种无形上产的单井护理措施，合理地使用这一措施，可有效地减缓油井的结蜡，减小抽油机的负荷，延长油井的热洗周期，节约热洗费用，减轻因热洗对地层造成的伤害，间接地增加原油的产量，有效地维护油井的正常生产。
（2）化学清防蜡也有利于提高油井的生产时率和泵效，降低躺井率，创造良好的经济和社会效益，有着广阔的推广前景和发展前途。
总之，油溶性清防蜡技术是一项较为先进的清防蜡技术，但在今后的应用过程中，仍需不断地加以完善发展，以期把油田清防蠟工作做得更好。