油井清蜡作业.

油田井筒深处结蜡原因及清防蜡技术分析摘要：在石油生产过程中，受原油性质、温度变化、压力变化、原油流动速度、油井设计等因素的影响，油田井筒深处有较大的可能结蜡。

如果未能及时开展清防蜡作业，便会导致油田井筒堵塞，造成的危害包括但不限于原油生产效率下降、设备寿命缩短等，从而为石油企业带来经济损失。

有效针对油田井筒深处进行清防蜡的技术包括物理技术、化学技术、生物技术，技术人员需要结合实际情况，科学选择处理技术，确保油田井筒深处的通畅性。

关键词：油田井筒；深处结蜡；原油性质；温度变化；压力变化引言：做好油田井筒深处的清防蜡工作，有助于保持原油生产稳定性，有效减少或阻止石蜡的堆积，从而改善油井的开采条件，提高石油的开采效率。

如果忽视此项工作，井筒内的石蜡堆积可能会对油井设备造成损害，如腐蚀、磨损等，这将增加设备的维修成本和更换频率。

基于此，该项工作还可以有效延长设备的使用寿命，降低运营成本，最终达到确保安全生产，优化油田开采策略的目的。

1.导致油田井筒深处结蜡的原因分析油田井筒深处结蜡的原因主要归结为以下几点：（1）受原油性质影响导致结蜡：原油含有大量的石蜡和油蜡。

在一定的温度和压力下，这些物质会从原油中析出，形成蜡沉积。

（2）受温度变化影响导致结蜡：原油从地下的高温高压环境提升到地面的低温环境，温度的变化使得原油中的蜡开始结晶，进而导致油管堵塞[1]。

（3）受压力变化影响导致结蜡：原油在地下的高压环境下，石蜡和油蜡通常处于溶解状态。

但是当原油被提升到地面时，压力的降低使得这些物质从原油中析出。

（4）受原油流动速度异常影响导致结蜡：原油的流动速度过慢也可能导致石蜡和油蜡从原油中析出。

当原油的流动速度降低时，石蜡和油蜡有更多的时间从原油中析出，从而形成蜡结。

（5）受油井设计缺乏合理性影响导致结蜡：例如，井筒的直径、井筒的材质、注入井和生产井的距离等都可能影响原油中的石蜡和油蜡析出。

上述5项内容都是导致油田井筒结蜡的主要原因。

油井井筒结蜡特性及清防蜡措施分析油井工程，作为一项复杂性高、系统性强的工程。

油井井筒结蜡的问题又间接增加了油井开发的难度。

且油井井筒结蜡问题，在油井开发中又普遍存在，不容忽略。

这一问题，对于油田原油产量会有严重的影响。

基于此，本文针对油井井筒结蜡的特性进行了分析与探讨，并提出了合理的清防蜡措施，以期与同行进行业务探讨，解决油井结蜡问题。

标签：油井井筒结蜡;结蜡特性;清防蜡引言：油井结蜡问题，在油井中一直普遍存在。

油井一旦出现结蜡，会阻塞井口，使得油井的产量显著减低，甚至造成油田的停产。

油井的井筒结蜡问题，与油田企业利益直接相关。

因此，在新形势下，油田开采企业必须要充分重视油田开采工作中出现的油田结蜡问题，并且积极有效的采取清防蜡措施，以保证油田油井的高效生产。

一、油井井筒结蜡现状油田开采中，据统计结蜡油井占据总油井数量的三分之二以上，油井井壁的结蜡厚度严重情况下，甚至高达10mm。

油井结蜡不仅仅在油井井内壁上会有体现，油井的有关、抽油泵等也会出现结蜡问题，尤以油井井筒为主[1]。

油井井筒结蜡，会造成油井负荷增加，使得油井的维护作业频率显著增加。

这对于油井开发企业经济效益最大化有十分不利的影响，给油田企业发展带来了严重阻碍。

二、油井井筒结蜡特性（一）结蜡机理分析油井在开采中，随着井筒内部温度、压力以及气体的变化，使得在一定条件下，原油中所含有的蜡会不断的结晶、逸出，这些逸出的结晶体附着于油井的井筒之上，甚至附着于抽油杆、抽油泵等位置，这一现象称之为结蜡。

（二）结蜡后果分析油井井筒结蜡后，会导致井筒内径缩小，进而造成原油流动过程中的阻力增大，使得油井产量不能达到预期水平。

井筒内部的结蜡越严重，井筒内径缩小程度越严重中，则油井产量偏离预期的程度越大。

在结蜡严重到一定程度，甚至会造成油井管井的停产。

与之相应的，结蜡还会影响到整个油井开发过程的产油效率，使得采油时间增加。

（三）结蜡规律分析油井结蜡在实际油田开采中，存在一定的规律性，具体表现为，其一，油井中的原油含蜡量越高，结蜡问题越严重。

清蜡作业操作规程1主题内容与适用范围本规程规定了清蜡作业操作步骤和要求。

本规范适用于油井清蜡作业。

2程序内容2.1出车前的准备2.1.1队长（技术干部）对本班工作提出针对性的安全、质量、环保施工要求。

2.1.2班长到调度室领取清蜡作业票、油田常规作业票、清蜡计划任务书及相关记录。

2.1.3班长组织召开班前安全讲话，开展经验分享活动，进行岗位分工和风险提示以及操作规程的学习。

2.1.4班组成员劳保护具上岗，各种证件齐全有效，对各自岗位的风险进行识别并提出预防措施。

2.1.5填写班组QHSE综合记录，各岗位签字确认。

2.1.6到大班房领取刮蜡片、加重杆等工具。

2.1.7到资料解释组核实本次清蜡井井位、管柱数据、结蜡段、井下遇阻、遇卡、落物等有关资料。

2.1.8检查装载清蜡测试井口防喷装置（防喷管、封井器、井口连接短节），天、地滑轮及管钳、扳手等现场工具齐全完好。

2.1.9司机按车辆巡回检查制度进行车辆检查完好，证件齐全。

2.1.10班长核查设施完整。

2.2施工过程2.2.1清蜡作业前的准备2.2.1.1到采油厂工艺室（油藏室）办理油田常规作业票。

2.2.1.2到采油厂工区签字确认油田常规作业票。

2.2.1.3确认施工现场达到施工要求，检查井口设施完好并与巡检工办理交接井手续。

2.2.1.4各岗位进行巡回检查，劳保护具上岗，严禁烟、火、手机带入井场，确认无误后，填写QHSE检查表和清蜡作业票、油田常规作业票。

2.2.1.5班长负责指挥司机将钢丝试井车停在距井口20-30m处的上风口或侧风口，并使钢丝滚筒的中心轴垂直于井口纵向轴，且滚筒的中心正对井口，司机停车，倒换气路至台上操作台。

2.2.1.6司机在试井车两后轮后面各垫一个掩木，关闭防火罩。

2.2.1.7施工现场摆放“钢丝作业，严禁穿越”标识牌，井口与试井车之间拉好警戒带。

2.2.2打钢丝绳帽2.2.2.1打绳结前检查钢丝疲劳程度，（φ2.2mm弯折次数≥8，φ2.4mm弯折次数≥7），卸开防喷盒压帽，检查更换盘根。

采油厂刮蜡片清蜡操作规程一、准备工作：1.穿戴好劳动保护用品2.选好工具用具：600mm管钳、300mm活动扳手、游标卡尺或内外卡钳、200mm手钳各一把，转数表一台。

3.检查测量刮蜡片尺寸，应小于油管内径2~3mm并且上小下大，各连接部位完好。

无变形。

4.检查井口、滑轮、绞车三者是否对正，钢丝是否有外伤、砂眼、打扭，是否焊有死活记号。

5.绞车、扒杆绷绳是否固定牢靠。

二、操作步骤：1.将刮蜡片放入防喷管，上紧堵头，慢开清蜡闸门，待堵头不渗漏时，方可全部打开清蜡闸门，严防堵头上不紧，飞出打人。

2. 下刮蜡片时不能过快，每分钟不能超过50m，遇阻时要勤活动，严防钢丝跳槽和打扭。

3.下到预定深度（一般超过结蜡最深点100m左右）后，应停止15~30分钟再起。

4.起刮蜡片时，最后10圈的速度要慢。

5.刮蜡片起到防喷管时，先把清蜡闸门关三分之二，然后下放刮蜡片，当听到撞击闸板的声音，绷紧钢丝，关死清蜡闸门。

开放空放掉防喷管内压力，提起刮蜡片检查尺寸是否变化，把所带蜡捏成小球进行测量。

6.把清蜡时间、深度、蜡量、蜡性、结蜡深度等数据填入报表。

7.操作完毕，将工具用具擦洗干净收回。

三、技术要求及注意事项：1. 集中精力，平衡操作，遇卡时不硬拨，要反复活动，边活动边起，遇到顶钻时，要加快上起速度，防止钢丝跳槽或打扭，若来不及可人拉钢丝快跑。

2.摸准油井结蜡规律，制定出合理的清蜡时间及深通次数。

3.严格执行“三有、三不关、五不下”：三有：有清蜡措施；有钢丝死、活记号；有预防事故的措施。

三不关：不见钢丝记号不关；钢丝记号与下前对不准不关；听不见撞闸门的声音不关。

五不下：刮蜡片直径和连接部分未检查或检查不合格不下；井下情况不明不下；绞车刹车不灵不下；防跳装置不灵不下；新制定的清蜡措施和新更新的清蜡工具，未经鉴定不下。

油井自身高温热洗清蜡技术研究随着油井开采时间的增长，油井产出的油品中会含有大量的沉积物，其中包括蜡沉积物。

蜡的存在会阻塞管道，影响油品的运输和处理，导致产量下降和生产成本的增加。

清除油井中的蜡沉积物是一个重要的问题。

目前，常用的清除蜡沉积物的方法主要有机械破碎、化学溶解和高温热洗等。

高温热洗是一种较为有效的方法。

高温热洗是指通过加热油井使蜡溶解，并利用水蒸气的压力将蜡沉积物从管道中冲洗出来。

这种方法可以清除蜡沉积物，恢复管道的通畅，提高油井的生产效率。

高温热洗技术的关键是加热温度和洗涤介质。

研究表明，高温热洗的温度一般在120-180摄氏度之间，过高或过低的温度都不利于蜡的溶解和清除。

洗涤介质的选择也很重要，常用的洗涤介质包括清水、汽油和甲苯等。

这些洗涤介质具有较高的挥发性和溶解性，可以有效地将蜡溶解和清除。

在高温热洗过程中，需要注意一些关键问题。

首先是加热设备的选择。

一般来说，加热设备可以分为两种类型：内部加热和外部加热。

内部加热是指将加热器放入油井中加热，这种方式能够较快地提高油井的温度，但是设备成本高且操作复杂。

外部加热是指通过热交换器将热能传递给油井，这种方式设备成本低，操作简单，但是加热速度较慢。

根据实际情况选择适合的加热设备。

其次是加热时间的控制。

加热时间的长短直接影响蜡的溶解和清除效果。

研究表明，一般情况下，加热时间应控制在2-4小时之间。

过短的加热时间可能无法完全溶解蜡沉积物，过长的加热时间则会造成能源浪费。

需要根据具体情况合理控制加热时间。

最后是高温热洗的安全性问题。

高温热洗过程中，需要注意防止设备爆炸和管道烧毁等安全事故的发生。

需要进行严格的安全措施和操作规程，如增加安全阀和温度传感器，设立安全操作区域，定期进行设备检查和维护等。

高温热洗是一种有效清除油井蜡沉积物的方法。

通过合理选择加热温度和洗涤介质，控制加热时间，并采取相应的安全措施，可以提高油井的生产效率，降低生产成本，实现持续稳定的油井开采。

油井自身高温热洗清蜡技术研究我不是石油工程专业人士，但是我可以为你提供一些关于油井高温热洗清蜡技术研究的一般资料。

希望以下内容能对你有所帮助。

油井自身高温热洗清蜡是一种用于清除油井内部蜡堵的技术。

在油井生产过程中，由于温度变化、流体性质的变化等因素，油井内壁会形成一层蜡垢。

这些蜡垢会降低油井产能，导致油井堵塞，降低产量。

清除油井中的蜡垢是油田开发中重要的任务之一。

油井自身高温热洗清蜡是一种通过在油井中注入高温溶剂并加热来清除蜡垢的方法。

一般来说，高温热洗清蜡技术包括以下几个步骤：选择适当的溶剂，准备高温清蜡溶剂体系，注入溶剂并加热油井，清除蜡垢。

下面对每个步骤进行简要介绍：1. 选择适当的溶剂：选择适合油井条件的高温清蜡溶剂非常重要。

常用的溶剂有石脑油、二甲苯、正戊醇等。

选择溶剂需要考虑其溶解能力、熔点、热稳定性等因素。

2. 准备高温清蜡溶剂体系：将选择的溶剂与其他辅助溶剂等混合，形成高温清蜡溶剂体系。

这个体系通常需要根据具体情况进行调节，以获得最佳的清蜡效果。

3. 注入溶剂并加热油井：将准备好的高温清蜡溶剂注入油井内，利用高温来加速蜡垢的溶解。

一般来说，需要在油井中建立循环系统，通过泵来循环注入溶剂，并通过加热设备提高溶剂的温度。

4. 清除蜡垢：在高温和溶剂的作用下，蜡垢会逐渐溶解并脱落。

在溶剂循环的过程中，可以通过回流系统或者产流系统将溶剂中的溶解的蜡垢排出油井。

高温热洗清蜡技术的研究主要集中在寻找适合油井条件的溶剂体系，提高清蜡效果和效率，改善循环系统的设计等方面。

一些研究还考虑了环境问题，如对溶剂的选择要尽量避免对环境的污染。

油井自身高温热洗清蜡技术是一种用于清除油井内蜡垢的方法。

通过选择适当的溶剂，准备溶剂体系，注入溶剂并加热油井，清除蜡垢。

这种技术的应用可以提高油井产能，保证油田开发的持续性和经济效益。

需要注意的是，具体的研究工作需要结合具体的油井条件和需求来进行。

油井自身高温热洗清蜡技术研究一、油井管道内蜡质物质的影响油井管道内蜡质物质主要由原油中的烃类化合物组成，随着原油温度的降低，这些化合物会逐渐凝固形成蜡质沉积物，严重影响油井的正常生产和运行。

蜡质物质会导致管道内径变窄，增加油流的阻力，降低产量；在冷却的情况下，蜡质物质会凝固在管道内部形成固体蜡层，降低管道的使用寿命；蜡质物质还会引发管道内腐蚀、结垢等问题，对油井的正常生产和运行带来很大的影响。

二、油井自身高温热洗清蜡技术概述油井自身高温热洗清蜡技术是一种利用油井自身产热和高温水蒸汽清洗管道内蜡质物质的新型清蜡方法。

在这种方法中，首先通过油井自身产生的高温水蒸汽将蜡质物质加热，并改变其物理状态，然后通过高温水蒸汽的冲击和冲刷作用，将管道内的蜡质物质彻底清除。

这种技术无需添加化学药剂，对油井管道金属材质无任何损害，具有清洗效率高、成本低的特点。

目前，国内外对油井自身高温热洗清蜡技术的研究已经取得了一定的进展。

在国外，美国、加拿大等国家对清蜡技术进行了深入的研究，提出了一系列新的清蜡方法和设备，取得了显著的效果。

在国内，油田开发和生产公司也开始重视油井清蜡技术的研究与应用，并取得了一些创新成果。

某些油田通过对自身井筒产热油的再利用，将井筒产热油热力泵工作压力从2.5MPa提高到4MPa，提高了产热油的出口温度，从而提高了高温水蒸汽的温度和压力，改善了清蜡效果。

1.高温水蒸汽的产生技术要实现油井自身高温热洗清蜡技术，首先需要产生高温水蒸汽。

目前，常用的高温水蒸汽产生技术主要包括地热能利用、电磁加热、太阳能利用等。

这些技术各有优劣，需要根据油田的实际情况选择合适的生产技术。

将产生的高温水蒸汽输送到油井管道内进行清蜡需要专门的输送设备和管道系统。

目前，常用的输送技术主要包括蒸汽管道和热力泵技术。

这些技术需要在输送过程中克服水蒸汽的压力损失和温度损失，保证输送的蒸汽温度和压力满足清蜡要求。

高温水蒸汽清洗技术是油井自身高温热洗清蜡技术的核心环节。

油井清防蜡管理办法一、业务范围清防蜡是降低抽油机负荷，节能降耗、延长油井免修期的重要维护措施，其主要业务范围包括结蜡情况评价、清防蜡方式选定、施工现场的控制、药剂管理、措施效果评价等方面。

二、工作流程1、药剂选型与采购与入网生产厂家签订试验协议——提取药剂样品——进行室内融蜡试验——开展3口井现场试验——评价效果——申报采购计划并报开发部审批——进入物资采购流程——入库验收2、结蜡井选井采油队技术员资料跟踪分析——提出潜力井号及加药方案——作业科审核方案——下达措施方案3、热洗采油队查井——申请热洗——作业科主管人员统筹安排并回馈采油队安排结果——作业科向生产部要车——采油队人员现场监督热洗——热洗资料登记、反馈——热洗效果跟踪分析4、加药采油队申请加药——作业科开具《药剂领取证明》——采油队凭《证明》到供应站领取药剂——采油队加药前通知作业科——现场加药——加药资料登记、反馈——加药效果跟踪分析三、工作方法及标准1、油井清蜡选井依据标准连续两旬负荷变化趋势明显，基本确认为结蜡影响的井，可根据选井原则判断是否需要清蜡处理。

存在以下情况之一的（目前有些参数可与最近一次修井后稳定的参数相比较），可采取清蜡措施。

1）最大负荷上升2kN或者最小负荷下降2kN；2）负荷比上升达到0.4的；3）经常出现短时间停井后蜡卡的；4）负荷比有上升趋势，产液量持续下降，幅度超过30%；5）无其它措施影响的前提下，沉没度、产液量变化不大，充满系数变大的井。

2、油井清蜡方式的选择原则对于有轻微结蜡趋势的井可采取流程洗井方式清蜡；对于结蜡严重井（功图肥大或连续2旬功图最大负荷上升或负荷比上升）采取泵车热洗或加药方式清蜡。

1）采取化学加药清蜡方式的选井原则①产液量在3吨以下，结蜡周期在45天以上；②综合含水在60%以下；③有结垢史或井底脏的井；④特殊井况（套外返、井口刺漏、环境影响）的井；⑤沉没度大于300米；⑥洗井不见效采取加药试验的井；⑦地层能量亏空（洗后排液时间长或洗井时不返液）的井。

油井自身高温热洗清蜡技术研究油井自身高温热洗清蜡技术是一种应用于油井作业中的清除油井蜡垢的方法。

在油井生产过程中，由于原油中含有一定的蜡质，随着温度的变化，油井内就会生成蜡垢。

蜡垢的堆积会导致油井产能下降，甚至完全堵塞油井，因此清除蜡垢是油井作业中的重要环节。

油井自身高温热洗清蜡技术通过改变油井内部的温度和压力条件来清除蜡垢。

具体的清蜡过程如下：通过加热系统将油井内的原油加热至一定温度。

在加热的过程中，原油中的蜡开始溶解，变得更加稀释。

然后，利用高压泵将原油从油井底端开始注入油管中。

在注入的过程中，原油中的蜡会随着流动进一步溶解，并随着流动带走。

由于注入的原油温度较高，也会通过热传导将油管内的蜡垢加热溶解。

在注入一段时间后，停止注入，并让原油在油管中停留一段时间。

这样可以使原油中的蜡垢充分溶解，并与管壁上的蜡垢相互融合，形成一个蜡状物质。

然后，再利用高压泵将新鲜的原油从另一个方向注入油管中，将之前形成的蜡状物质冲击出油井。

整个热洗清蜡的过程中，需要控制好注入的温度和流速。

过高的温度和流速可能会导致原油中的蜡被带到油管内，造成新的蜡垢形成。

而过低的温度和流速则不足以充分清除蜡垢。

为了增加热洗的效果，还可以加入一些清洗剂。

清洗剂中的活性物质可以与蜡垢发生化学反应，加速蜡垢的溶解和清除过程。

清洗剂还具有降低油井表面张力的作用，有利于原油的流动和蜡垢的清洗。

油井自身高温热洗清蜡技术是一种有效清除油井蜡垢的方法。

通过改变温度和压力条件，结合清洗剂的使用，可以达到高效清除蜡垢的效果，保证油井的正常产能。

该技术在油井作业中有着广泛的应用前景。

低液量低含水油井高温热洗与清蜡工艺技术应用摘要：低液量、低含水油井的清蜡工作一直是采油工艺中难办的工作之一：使用热水洗井，洗井热水进入地层，出现长达10天左右的高含水采油，严重影响产量。

不洗井就将躺井。

加清蜡剂，由于清蜡剂费用高，增加了采油成本，还因清蜡剂由于带有笨环等危险品，给加药人带来危害。

采用洗井阀或其它工具洗井清蜡，由于在井筒内下入了封隔器等工具，增加了井下事故的风险，也增加了采油费用。

因此，探索低水量不影响原油产量的热洗清蜡工艺，是采油工艺的急需解决的问题。

关键词：低产低能井；热洗；分析；评价。

1、引言理想流体在流动时不会产生流体阻力，因为理想流体是没有粘性的，实际流体流动时会产生流体阻力，因为实际流体具有粘性。

因此，粘性是流体阻力产生的根本原因。

粘度作为表征粘性大小的物理量，其值越大，说明在同样流动条件下，流体阻力就会越大。

实际流体流动时，会因为流体自身不同质点之间以及流体与管壁之间的相互摩擦而产生阻力，造成能量损失，这种在流体流动过程中因为克服阻力而消耗的能量叫流体阻力。

流体阻力的大小关系到流体输送的经济性，因此，了解流体阻力产生的原因及其影响因素是十分重要的。

同样，对于油田生产来说，采油井的原油举升也是如此。

如何更有效的降低稠油粘度来降低油井举升阻力是很有意义的。

2、原油失去流动性的原因2.1、原油的粘度升高原油失去流动性。

当粘度升高到一定程度时，原油即失去流动性,高粘度原油在井筒的举升过程中，随着高度的上升，由于地温梯度的存在，原油的粘度会随着温度的下降进一步增大，出现在油管内壁结晶附着，油流通道变小，对抽油杆的抗拉强度要求更高；同时油管内原油流动减缓，油管内压力增高，油管承压增高，其实质同样是油管的抗张力变大；下部的抽油泵凡尔、泵筒的负载也会增加。

当作用力超过三抽设备承载极限时，会表现为在三抽设备薄弱环节的断裂、刺漏现象。

也就是通常所说的躺井。

2.2、原油析蜡引起流动性降低。

油井清蜡与防蜡技术宏博矿业张汉元井清蜡与防蜡概述在原油生产过程中，由于温度压力的降低以及轻烃逸出，溶解在原油中的蜡会以晶体形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵，以及其他采油设备上，严重时会在油层部位形成蜡的沉积。

油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一，防蜡和清蜡是油井管理工作中的重要内容。

因此，防蜡和清蜡方案设计是采油工艺方案设计工作中的重要内容之一。

在编制采油工艺方案时对油井结蜡问题必须有一个充分的预测，并提出清防蜡措施的方案。

一、石蜡的性质石油中有一些高熔点而在常温下为固态的烃类，它们通常在油藏中处于溶解状态，但如果温度降低到析蜡温度时，就会有一部分蜡结晶析出。

这种从石油中分离出来的固态烃类称之为蜡。

蜡可分为两种，一种是石蜡，常为板状或鳞片状或带状结晶，相对分子质量为300～500，分子中C 原子数是C16～C35，属正构烷烃，熔点50℃左右；另一种是微晶蜡，多呈细小的针状结品，相对分子质量为500～700，分子中的C 原子数是C35～C63，熔点是60～90℃。

石蜡和微晶蜡的特征主要是碳数范围、正构烷烃数量、异构烷烃数量、环烷烃数量不同，具体区别见表1。

表1石蜡及微晶蜡的组成上，采油过程中结出的蜡并不是纯净的蜡，它是原油中那些与高碳正构烷烃混在一起的，既含有其他高碳烃类，又含有沥青质、胶质、无机垢、泥砂、铁锈和油水乳化物等的半固态和固态物质。

影响油井结蜡的主要因素有以下七个方面：（一）原油性质与含蜡量对结蜡的影响：原油中轻质馏分越多，溶蜡能力越强，析蜡温度越低，越不容易结蜡。

（二）温度对结蜡的影响：当温度保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，就不会结蜡，而温度降到析蜡温度以下时，开始析出蜡结晶，温度越低，析出的蜡越多。

值得注意的是，析蜡温度是随开采过程中原油组分变化而变化的，应当根据预测的开发过程原油组分变化情况，用高压物性模拟试验的方法测试析蜡温度变化。

对小油田也可以借用类似的数据。

（三）压力对结蜡的影响：压力对原油结蜡也有一定影响。

油井的清防蜡技术晋95断快属低渗透油田且产量低，所以为井筒内结蜡创造了条件，同时流体带有大量的结蜡元素，结蜡严重。

给采油工艺带来了许多困难。

所谓结蜡就是随着温度压力的降低，气体的析出。

原油中溶解的石蜡开始析出，石蜡结晶逐渐长大集聚并沉积在管壁上。

增加了油流阻力甚至造成蜡卡。

所以后果非常严重。

由于各井的含蜡量的不同，结晶程度也不相同，（一般在6%—30%）油田常用的清蜡方式有以下几种：1 用热水洗井清蜡2 化学药剂清蜡3 使用清防蜡器4 应用微生物等方法。

我们知道第一种方法不适用于低渗透油田，而95断块是低渗透油田油层压力低且井深。

洗井时容易造成洗井水倒灌，易造成油层伤害污染。

再由于泵径小（一般为38 和44的泵）,洗井后抽洗井液的时间长，从而原油的产量，还有是费用较高。

所以不太实用。

对于第三种方法-----------。

而对于第四种方法------------------。

只有第二种方法近来应用较多。

它的作用机理：由于它们的分子结构相同，依据相似相溶原理。

可溶解石蜡。

而对于药剂的选择据不同的井而定。

利用清蜡剂和原油的比重差和它的扩散能力，确定选择应用的化学药剂（清蜡防蜡降粘）。

原则上是药剂比重一定要足够大大于混合液的比重。

最关键的是加药量和周期的选择。

确定起来很难。

它和油井的产量、沉没度、含水、结蜡速度、药剂性能等有关。

所以只有结合油井的实际情况摸索而定。

加药周期的确定常用的是电流法。

刚开始结蜡时上电流上升、下电流平稳。

此时以防蜡为主。

结蜡到一定程度时，上下电流均上升、电流的平衡比逐渐增大。

此时以清蜡为主。

严重时上下电流上升均较快下电流比上电流上升还要快，电流达到一新的平衡点或下电流超过上电流，抽油杆下不去造成蜡卡。

影响了油井的开井时率。

缺点：放套管气加药造成浪费，另外是药量不易控制优点：不伤害油层不会造成腐蚀等危害。

1、准备工作〔1〕编制热洗方案；〔2〕热洗清蜡车一部,同层原油30m3；〔3〕工具、用具：450mm 管钳1 把,钳形电流表一块,纸笔；〔4〕穿戴好劳保用品.2、操作步骤〔1〕携带好工具、用具,来到指定抽油井井场,检查井口流程,记录油压,测量抽油机上下冲程工作电流与试井功图,并记录好.〔2〕如果套管气较高,先放套管气. 〔3〕让热洗清蜡车与油罐车进井场,并合理摆放,保证车辆活动自如、安全. 〔4〕停抽油机至下死点,关生产阀门和回压阀们,在取样处放空至油压为0MPa. 〔5〕在套管处连接热洗流程,然后打开任意一条集油管线丝堵,连接高压水龙带, 将高压水龙带另一头固定于返蜡罐口,用于返蜡.〔6〕检查整个热洗流程,有问题即将付与整改,确保流程正确无误.〔7〕关放空阀门,打开生产阀门,启动抽油机,井口出油后,开始小排量、低温度热洗〔排量在5 m3/h 摆布,热油车出口温度在65℃摆布〕 .〔8〕观察油压变化,用手不断摸生产阀门,来判断是否已洗通〔当油压和温度有所上升,表示已经洗通〕 .〔9〕在确认热洗畅通后,然后加大排量并慢慢提高入井油温〔排量在10 m3/h 左右,温度在75-80℃摆布〕 .根据本油田和本区块洗井制度与质量标准来控制调整热洗时间〔特殊应加强热洗时间〕 .〔10〕在洗井结束时间要到时,测抽油机上下冲程电流,初步判断洗井质量〔此时上行电流比洗前降低,下行电流略有上升,即洗后上下电流差值较小〕；否则就要延长洗井时间.〔11〕住手热洗,拆洗井流程〔返蜡水龙带不拆,继续返蜡〕 .〔12〕待返蜡时间达到2 个小时以上或者水龙带温度变凉,停抽油机,关生产阀门, 拆水龙带,然后装好丝堵,打开回压阀门与生产阀门,检查流程无误后开启抽油机, 开始正式生产.〔13〕收拾好工具,清理现场,带洗井资料；下一步用动力仪测试示功图验证洗井质量.3、注意事项〔1〕洗井时特殊是初级工操作时,人不要走开,有问题要与时汇报处理.〔2〕放套管气要缓慢,防止井下油层激动.〔3〕连接流程管线一定要采用硬连接.〔4〕清蜡车加热炉排气口必须戴防火帽.〔5〕开始热洗时流量不宜过大,防止油管内结的蜡蓦地一起化落,在油管内下落而堵死通道.〔6〕洗不通井时上提活塞出泵筒,停机洗井. 〔7〕装有温控短路热洗阀的油井在热洗4 次以后的应更换温控短路热洗阀. 〔8〕没有装温控短路热洗阀的油井,洗井前一定要查知被洗油井所在区块的底层压力,若地层压力低于洗井时的井底压力,就不要热洗,或者是装好装温控短路热洗阀后再洗.〔1〕装置停放在距离井口15m 之外,上风头,打开烟囱盖.〔2〕停抽油机,接电之前,打好地线.〔3〕接电源线时,先确定油井电压,关闭油井总电源,先接装置对应油井生产电压一相电,另一根连接共用线.〔1140V 对应1140V,660V 对应660V,380V 对应380V〕接引入电源线时,另两相连接油井配电箱内的任意两相电.〔4〕若用电瓶供电时,先打开电瓶电源总开关,检查电瓶是否处于充满状态.检查设备所有电器开关是否处于关闭状态,打开逆变器面板上的逆变开关,再打开输出开关,然后摁下"逆变/住手〞开关,红色指示灯亮,逆变器上的电流表指示20A以上属正常工作状态,以下操作方法跟外接电源法操作相同.〔5〕倒生产流程.关闭生产阀门,进站阀门,打开套管阀门放压,卸生产阀门上的丝堵安A 连接器；在套管阀门处安B 连接器.先检查接头密封垫有无、损坏或者缺失.用高压软管线连接装置的进口与A 连接器；用高压软管线连接装置的出口与B 连接器,检查软管线是否有挝、拐现象,快速接头锁销插好.〔6〕打开生产阀门,检查A、B 连接器的阀门是否处于开放状态.〔7〕给装置送电前,检查装置仪表开关是否处于关闭状态,检查外接路线是否正确无误.将逆变器上的"市电开关〞打开,打开"红色指示灯〞开关,逆变器上的电压指示220V 摆布,属正常工作电压.打开配电箱上的总电源开关,看电压显示是否在190V~240V 摆布,若电压有异常, 应即将关闭总电源开关,检查外接电源是否短路,连接是否正确.〔8〕打开仪表盘上仪表开关,观察各仪表显示,不乱跳即为正常,以上操作正确后, 打开燃烧器电源,燃烧器自动点火,开始清蜡.确认正常后,调整燃烧器风门至合适的位置〔3~4 之间〕 ,观察烟囱无烟为宜,若自动档失控,启动手动档.用手动档时,操作人员必须密切关注各个仪表显示参数值,若出口温度超过120℃时停机, 出口温度上升到120℃为第一循环.当进口温度上升到70℃时,进行第一次排蜡,时间为20 分钟,整个过程应进行二至三次的排蜡.排蜡时,应关闭燃烧器开关.排蜡结束后,打开燃烧器开关,继续洗井清蜡.在洗井过程中,若浮现压力超过2MPa 的情况下,在B 连接器放空阀处连接放空管线进行放空.〔9〕洗完井后,关闭燃烧器开关,当出口温度降至70℃时,关闭仪表开关,总电源开关,关闭逆变器红色按钮开关,市电开关〔若用直流电时,关闭输出开关,逆变开关,关闭电瓶总电源开关〕 .〔10〕停抽油机后,关配电箱总电源,拆卸两根与装置的总电源线.〔11〕打开进站阀门,关闭生产阀门,关闭B 连接器的开关,在A 连接器的放空阀上连接放空管线,对准污油池,打开B 连接器开关,用套管气返冲装置管线内的残余.<注意固定出口端,防止出口端来回摆动,以免伤人〕观察没有残液排出时,关闭套管阀门.拆除B 连接器到装置的软管线,拆除B 连接器.再拆除A 连接器至装置的软管线,拆除A 连接器,安装上丝堵.打开抽油机总电源,启动抽油机,恢复生产.注意：关闭烟囱盖,外配电箱门,进出口门,擦洗干净软管头与A、B 连接器上的油污.锁好门,在运输过程中,禁止操作室坐人.〔12〕针对产液量低、间抽的油井清蜡方法：根据现场随时而定,对于产液量较低的油井,间抽油井要适当掺水作为清蜡介质或者站上的返出液作为清蜡介质.对于间抽油井,适当掺水量不大于2m3/h,达到第一个循环设定值时可以住手掺水或者关闭井站阀门,在条件受到限制时,可启用自备水箱,操作方法按照加药流程进行.清蜡时间不低于4 小时.〔13〕加药清洗流程清蜡加热过程中加药,打开加药阀门用摇控器启动泵,加药完毕后,关闭摇控开关, 关掉加药阀门.单纯加药,在清蜡作业前,连接好电源线,打开加药阀门,关闭出口阀门,用摇控器启动泵时套管进行加药,加药完毕后用清水冲洗泵,然后再进行作业.清洗管线关闭进口阀门打开加药泵阀门,打开泵连接出口清洗管线与高压水枪用摇控器启动泵,当温度上升到所需温度时,再打开高压水枪；水源不够时,往水箱加水,清洗完毕后,用摇控器关掉泵,关闭燃烧器,当温度降到30℃时,拆掉管线.洗井清蜡先后：测量洗井前,电流、油量,做洗井前功图,测量洗井后,电流、油量, 做当前功图,测量洗井第二天电流、油量,做第二天的功图.以下清蜡方法仅供参考：根据现场随时而定,对于产液量较低的油井要适当掺水作为清蜡介质或者站上返出液作为清蜡介质.对于个别间歇油井适当掺水量不大于 2 m3/h,达到第一个循环设定值时可以住手掺水或者打开油阀门.〔1〕GKA 装置停在上风头,离井口15m 之外,接电之前打好地线；〔2〕作业前必须把套压放回站里,对套压恢复快的油井,在清蜡过程中应进行气体排放,保证安全运行；〔3〕停抽油机,接好管线后,检查进出口是否对应,检查软管线是否有挝、拐现象, 快速接头锁销必须插好.〔4〕接电源线时,先接装置为对应油井生产电压一相电,另一根线为共用线〔1140V 对应1140V,660V 对应660V,380V 对应380V〕.〔5〕后接引入电源线时,另两相均为火线.〔6〕洗井时,洗井管线高温,不能跟电缆线相靠,避免烤坏电缆.〔7〕开抽油机生产打循环,观察进出口压力五分钟,检查管线是否畅通,有无蹩压现象.〔8〕给装置送电,打开总电源,然后打开仪表电源. 〔9〕检查仪表指示情况,电压于190V~240V 之间,柴油发机电必须提高油门. 〔10〕开点火开关, 自动点火,烟囱冒黑烟,应适当调整风门.〔11〕洗完井后,注意先进行所接管线的放压,温度降至50℃方可拆管线,注意控干管线内油污.〔12〕泵在加完药后,用清水冲洗.〔13〕专业电工拆装路线,操作工人经培训方能上岗作业；〔14〕出口温度上限设为120.C,下限设为110.C；超导温度上限设为180℃；以上设定值都受自动档控制,超过上限数值,燃烧器自动关停,低于下限数值,燃烧器自动点火；若控制的两块显示表,其中任意一块浮现故障, 自动档自动解除, 此时要起动手动开关,密切注意各个仪表显示；〔15〕本装置仪表显示数据,不许随意调动否则责任自负；〔16〕在加完药以后,为了延长泵的使用寿命,必须用清水清洗循环几分钟即可；〔17〕加药只能加中性药剂；〔18〕用电瓶洗完井后,关闭电瓶总电源；〔19〕光敏电阻要保持干净；〔20〕定期清洗,油杯、油泵过滤器三个月一清洗；〔21〕控制盒开关不能长时按,不要超过两秒；〔22〕燃烧器周围要保持干净；〔23〕设备油箱要与时补充燃油,要保持长期有油,油箱燃油,严禁烧干；〔24〕冬天施工完把水箱水放尽启动泵空转30 秒,防止把水箱与泵冻裂. 〔25〕通常用氢氟酸加缓石剂加TH-01 解堵剂清洗,半年清洗一次该装置内的盘管.压力显示故障：超导压力显示的数据乱跳,说明电感压力变送器输入给超导压力显示仪的直流电流信号不在4~20mADC 的 X 围内.解决：用小改锥调整电感压力变送器的"调零〞角,正反都转一下,到正确位置时, 电感压力变送器输入给超导压力显示仪的直流电流信号在4~20mADC X 围内, 自动控制恢复正常,压力显示仪上的参数即将不跳.。

油井自身高温热洗清蜡技术研究油井自身高温热洗清蜡技术是一种应用于油井作业中的清蜡技术。

在油井作业过程中，由于油井中产生的高温、高压环境，油和水等物质会凝结并堵塞管道，沉积在管道壁上形成蜡垢。

蜡垢的产生不仅会导致油井的产能下降，还会增加油井运维的难度。

研究油井自身高温热洗清蜡技术对于提高油井作业效率具有重要意义。

油井自身高温热洗清蜡技术是将高温流体注入油井管道，通过高温作用清除管道内的蜡垢。

这种技术主要依靠流体的高温，通过导热和热对流作用，加热管道内的蜡垢，使其变软并脱落。

高温流体的冲刷作用可以将脱落的蜡垢从管道中冲刷出来。

整个清蜡过程是连续进行的，可以清除管道内的所有蜡垢。

油井自身高温热洗清蜡技术的关键是选择合适的高温流体和设备。

高温流体的选择应考虑流体的热传导性能、热稳定性和对环境的安全性等因素，并通过实验验证流体对蜡垢的清除效果。

设备包括高温流体加热装置、流体输送管道和喷嘴等，需要具备耐高温、耐腐蚀和稳定性好等特点。

1. 准备工作：收集油井的相关信息，包括井深、管道直径和材质等参数，以确定操作的具体方案。

需要检查和维修相关设备，确保设备的正常运行。

2. 流体准备：选择合适的高温流体，并按照一定比例将流体与水混合，形成高温液体。

高温流体的温度应根据蜡垢的特性和管道的材质确定，一般为60℃以上。

3. 流体注入：将高温液体注入到管道中，通过管道的高温作用清除蜡垢。

注入的速度和压力需根据具体情况进行调整，以充分发挥高温流体的作用。

5. 检查和维护：清洗结束后，需要对管道进行检查，确保蜡垢完全被清除。

需要对设备进行维护和保养，以确保设备的正常使用。

油井自身高温热洗清蜡技术的优势是能够在不拆除管道的情况下清除蜡垢，具有操作简便、清洗效果好等特点。

该技术仍然存在一些挑战，如高温流体的选择和控制、管道的清洗效果评估等问题，需要进一步研究和改进。

油井的防蜡与清蜡方法分析摘要：我国油田由于岩性-构造的关系一大部分属于低渗透性质，产量也相对较低，在原油开采过程中，井筒中结蜡也比较严重。

在开发油田的过程中出现结蜡的现象是普遍存在的，油井结蜡和整个开发过程有着密切的联系。

油井结蜡影响原油的产量和质量、严重还会导致油井堵塞、致使油井停产，限制我国石油企业的发展和进步。

据此，在开发油田的过程中，需要实施清防蜡措施。

文章主要阐述了油井结蜡的危害，并且探究油井清蜡、防蜡技术以及相关措施。

关键词：油井；防蜡；清蜡方法引言油井结蜡是国内外油田开采都会遇到的难题之一，这一问题也是各石油工程师迫切所要解决的，根据蜡自身的元素结构，以及地层中岩石性质等各方面考虑，油田中常用的几种清防蜡技术都是近几十年来此领域的专家教授在实践中总结出的具有较高清防蜡效果的工艺技术。

1油井结蜡的危害分析蜡是石油的组成部分，在油田生产过程中，随着温度和压力的下降，石蜡会结晶析出，沉积在管壁上，降低井下管柱的直径，影响到油流的正常流动，给油井的正常生产带来一定的阻力。

随着油田生产中的温度和压力的不断下降，气体从原油中析出，当油流的压力降低到饱和压力以下，天然气就会从原油中析出。

石蜡结晶析出后，沉积在管壁上，因此缩小了管柱的截面积，给油流的流动带来巨大的阻力。

影响油井结蜡的因素也是多方面的，油井中产物的含蜡量，决定蜡的析出量。

同时油井生产的温度、压力、含水、溶解气、液流速度以及原油的轻质馏分含量等，都会影响到油井的结蜡。

油管柱内壁的光滑程度以及管柱表面的润湿性，也会对石蜡的粘附产生一定的影响。

油井结蜡是由规律可循的，高含蜡井的结蜡比低含蜡井严重，产液量低，井口温度低的油井结蜡严重。

油井的含水低时结蜡严重，而高含水阶段，由于水流的作用，润滑了管柱的内表面，促使石蜡不易粘附，而降低了结蜡的速度。

油管的内壁粗糟极易引起结蜡，促使石蜡粘附在油管的内壁上，影响到油井的正常生产。

油井结蜡最严重的部位在井下的一定深度，不在井底或者井口位置。

各类修井作业的方法及安全技术石油修井作业的主要工程包括:试油、中途测试、工程测试、小修、射孔、大修、侧钻、封串、压裂、酸化、防砂、堵水、调剖、解堵等。

这里主要介绍试油、小修、大修、压裂、酸化等。

1 .清蜡包括机械清蜡和热力清蜡两种。

⑴机械清蜡。

包括刮蜡片清蜡和套管清蜡。

刮蜡片清蜡是利用井场电动绞车下入油井中，在油管结蜡井段上、下活动，将管壁上的腊刮下来被油流带出井口，该方法适用于自喷井和结蜡不严重的井;套管清蜡是将螺旋式刮蜡器接在油管下面，利用油管的上下活动将套管璧上的蜡清理掉，也可以利用转盘带动刮刀钻头刮削;同时利用液体循环把清理下的蜡带到地面。

⑵热力清蜡。

包括电热清蜡、热化学清蜡、热油循环清蜡和蒸汽清蜡等。

电热清蜡是以油井加热电缆，让电能转化为热能共给油流加热，使其温度升高达到清蜡、防蜡目的。

热化学清蜡是利用化学反应产生的热能来清蜡。

热油循环清蜡是利用本井生产的原油，经加热后注入井内不断循环，使井内温度达到蜡的熔点，蜡被逐渐融化并随同油流流到地面。

蒸汽清蜡是将井内油管起出来，摆放整齐，然后利用蒸汽车的高压蒸汽融化并刺洗管内外的结蜡。

2 ,冲砂⑴冲砂方式有正冲、反冲、旋转冲砂等。

正冲：冲砂液沿管柱流向井底，由环形空间返回地面。

反冲：与正冲相反。

旋转冲砂：利用动力源带动工具旋转，同时用泵循环卸砂,大修冲砂常用此法。

(2)安全技术要求：①不准带泵、封隔器等其他井下工具探砂面和冲砂；②冲砂工具距油层上界20m时,下放速度应小于0.3m∕min;③冲砂前油管提至离砂面3m以上，开泵顺环正常后，方可下放管柱；④接单根前充分顺环，操作速度要快，开泵顺环正常后，方可再下放管柱；⑤冲砂过程中应注意中途不可停泵，避免沉砂将管柱卡住或堵塞；⑥对于出砂严重的井，加单根前必须充分洗井，加深速度不可过快，防止堵卡及憋泵；⑦连续冲砂5个单根后要洗井一次，防止井筒悬浮砂过多；⑧顺环系统发生故障，停泵时应将管柱上提至砂面以上，并反复活动;⑨提升系统出现故障，必须保持正常顺环；⑩泵压力不得超过管线的安全压力，泵排量与出口排量保持平衡，防止井喷或漏失；QD水龙带必须拴保险绳。