免清蜡技术讲义(刘志庆)
浅谈油井井筒的防蜡技术
浅谈油井井筒的防蜡技术摘要：防蜡技术是根据原油物性及油井开采状况的复杂性，并根据不同区块、不同油井、区块开采的不同时期以及油井结蜡状况的不同，为清蜡、阻止蜡沉积而采取的一种有效的工艺。
这种技术的实施对于保证石油开采工作的有效进行、提升产油量有着十分重要的积极意义。
本文笔者就自身的一些工作经验以及学习心得入手，简要谈一下我对油井井筒的防蜡技术的一些认识，旨在为油井防蜡技术的有效运用贡献一份自己的微薄之力。
关键词：油井井筒防蜡技术运用根据生产实践经验和对防蜡机理的认识，为了防止油井井筒结蜡，可从三方面着手：首先是阻止蜡晶的析出。
在原油开采过程中，采用某些措施（如提高井筒流体的温度等），使得油流温度高于蜡初始结晶温度，从而阻止蜡晶的析出。
其次是抑制石蜡结晶的聚集。
在石蜡结晶已析出的情况下，控制蜡晶长大和聚集的过程。
如在含蜡原油中加入防止和减少石蜡聚集的某些化学剂——抑制剂，使蜡晶处于分散状态而不会大量聚集。
再者是创造不利于石蜡沉积的条件，如提高沉积表面光滑度、改善表面润湿性、提高井筒流体速度等。
一、油井井筒涂层防蜡涂层防蜡作用是通过光滑表面和改善管壁表面的润湿性（即提高管壁的光滑度），使蜡不易在表面上沉积，以达到防蜡的目的。
应用较多的是玻璃衬里油管及涂料油管。
玻璃衬里油管是在油管内壁衬上由SiO2、CaO、Al2O3、B2O3等氧化物烧结而成的玻璃衬里，其玻璃表面十分光滑且具有亲水憎油特性，同时也具有良好的散热性能。
其防蜡原理：用玻璃衬里油管表面具有亲水憎油特性，在原有含水的情况下，管壁被水优先湿润形成一层水膜，使蜡不易附着而被液流携走。
同时，玻璃表面十分光滑，不利于蜡的沉积，玻璃具有良好的绝热性能，使井筒流体的温度不易散失，从而减少了蜡的析出。
涂料油管就是在油管内壁涂一层固化后表面光滑且亲水性强的物质，目前这类物质的研究很广，最早使用的是普通清漆，但由于在管壁上粘合强度低、效果差而被淘汰。
目前应用较多的是聚氨基甲酸酯类的涂料。
油井清方蜡技术
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。
我国原油结蜡及清防蜡的知识图谱分析
我国原油结蜡及清防蜡的知识图谱分析1. 引言1.1 介绍原油结蜡及清防蜡的背景意义原油结蜡是指在原油生产、输送、储存中由于温度降低而使原油中的蜡质物质析出沉淀而形成的一种现象。
由于中国原油资源中含有大量蜡质物质，因此原油结蜡问题一直是我国石油行业面临的一个重要挑战。
原油结蜡的形成主要是由于原油中的蜡在低温下由液态转变为固态，导致管道堵塞、设备损坏等问题，严重影响了油田生产和输油效率。
为了解决原油结蜡问题，清防蜡技术应运而生。
清防蜡技术是指采用化学添加剂或物理手段，在原油生产、输送、储存过程中预防或清除蜡质沉积，保障生产设备顺畅运行和原油正常输送。
我国清防蜡技术的发展经历了多年的探索和发展，取得了一系列成果。
目前，我国清防蜡技术已经广泛应用于石油生产、油田输送、炼油等领域，有效提高了原油生产的安全、经济和环保性能。
随着我国石油工业的发展，原油结蜡及清防蜡技术的重要性日益凸显。
未来，我国应进一步加大研究力度，不断完善清防蜡技术，以应对石油工业发展中面临的挑战，实现能源资源的有效利用和可持续发展。
2. 正文2.1 我国原油结蜡的问题我国原油结蜡问题是指在原油开采、输送、储存和加工过程中，由于原油中含有大量的蜡质，当原油中的蜡质在运输或储存过程中受到温度变化或流速变化等因素的影响，会发生析蜡现象，导致管道或设备堵塞，影响原油的正常运输和生产。
这会给油田开发和生产造成很大困扰，影响生产效率和经济效益。
我国原油结蜡问题主要集中在北方地区，特别是东北地区的大庆油田、胜利油田等油田的原油含蜡量较高，易发生结蜡问题。
结蜡会导致管道内壁积聚蜡层，增加管道摩阻，降低输油能力；同时也容易引发管道事故和生产事故，给油田的安全生产带来威胁。
针对我国原油结蜡问题，需要采取相应的措施，如提前加热原油、添加结晶抑制剂等方式来解决。
研发清防蜡技术和设备也是解决原油结蜡问题的重要途径，可以提高原油输送的效率和安全性，保障油田的正常生产。
清蜡防蜡技术的研究与应用
清蜡防蜡技术的研究与应用清蜡防蜡技术的研究与应用摘要：随着开发年限的延长，地层压力下降快，大量溶解气被析出，使得原油中溶解的蜡组分以结晶体的形式分离出，一些固结在油层近井地带，也有很多吸附在油管壁、套管壁、抽油杆、抽油泵，以及其它的采油设备上，这种现象影响了油井的正常生产，还从一定程度上增加了作业的故障频率和安全隐患。
针对这些突出的问题，通过深入研究油井结蜡机理和影响因素，探索了一套完整的清防蜡体系和制度，对结蜡严重的井以清为主、以防为辅的治理原则，对结蜡轻微的井以防为主、以清为辅的治理原则，并制定出了相应的清、防蜡措施，在实际应用中取得良好的效果。
关键词：防蜡压力温度1 油井含蜡对管理工作的危害井筒内大量结蜡不仅会影响生产，且还具有很大的安全隐患，由于部分井除了产出原油之外，还伴有一定量的天然气，井筒内的蜡长时间得不到清理，脱落会堵塞管柱，导致油井憋压，对作业和日常生产管理来说这是不可忽视的安全隐患，尤其在油井作业过程中更为突出，往往会因管壁上附着的蜡而造成蜡卡，延缓作业进度，影响产油量。
2 导致油井结蜡的一些因素2.1原油性质与含蜡量对结蜡的影响结蜡井均属于高含气井，原油中轻质馏分较多，溶蜡能力强，析蜡温度要求就偏低，而不容易结蜡。
2.2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，析出的蜡就越多。
2.3压力对结蜡的影响压力对原油结蜡也有一定的影响。
当原油生产过程中井筒内压力低于原油饱和压力时，溶解在原油中的气相从原油中脱出，一方面降低了原油中轻质组分的含量，使得原油溶解蜡的能力降低。
2.4原油中的机械杂质和水对结蜡的影响机械杂质和水中的微粒都会成为结蜡的核心，加速油井结蜡，目前我们的油井多采用联合站未处理的污水压井，且水罐车多次连续灌装，且无过滤装置，使得水罐底部存在大量细微沉积物，这不仅增加对油层的伤害，而且还进一步导致油井结蜡，造成连锁式不良后果。
探讨油井清蜡防蜡的新方法
探讨油井清蜡防蜡的新方法随着工业进程的加快，现代社会对石油的需求量也在不断增加，在原油生产过程中，结蜡现象是经常发生的。
结蜡会使原有产量减少，为保证油井的产油量，科研人员研究出一系列清蜡防蜡的方法。
下面围绕这些方法展开讨论，首先对结蜡原理和原因进行分析，其次总结现有的清蜡防蜡措施，并对新型防蜡技术进行介绍。
标签：原油生产；结蜡；解决措施在原油生产过程中，结蜡现象是最应该避免的，很多企业为减少油井结蜡，都采取相关防蜡工艺。
目前比较有效的清蜡方法主要阿伯扩热力、化学药剂等，但现有方法并不能对彻底解决结蜡现象，对此科研人员又提出很多新型技术。
在处理结蜡问题的同时，需要将成本控制在一定范围内，尽量使企业的经济效益最大化。
一、原理及原因分析（一）定义及原理蜡是一种比较常见的物质，属于烷烃类物质，其结构中碳元素含量较多，无色无味，颜色通常为白色晶体。
油井在生产原油的过程中，随着井深度的增加，井内温度是不断变化，温度的变化会使井壁上的碳原子数量增加。
大量的碳原子经过沉积、组合等过程逐渐形成石蜡，油井结蜡通常以两种形态出现：薄膜吸附。
随着温度的不断变化，活性剂中的水分会被油管分离出来，游离的水分会附着在内壁表面，与石蜡一起形成晶格网络；液滴吸附。
石蜡液滴是油井搅动的结果，搅动过程中液滴会和井壁出现碰撞现象，油液中的胶质会随着液滴一起吸附到井壁上。
上述两种形态都会使石蜡沉积在井壁上。
（二）原因分析结蜡现象的产生原因，可总结为以下三个方面：原油成分。
注水操作是原油生产过程中的必要步骤，该操作发生时原油中的化学元素会发生变化，形成氮等新型元素并与油液充分混合。
混合完成的原油内部空气含量变少，其浓度大大增加，井壁结蜡速度也随之提升。
除去油液，混合物中的水分、泥沙等也会对结蜡速度产生影响，杂质越多结蜡速度越快，反之越慢。
开发条件。
这是针对油田的环境来说的，通常在开发后期，油井内部的温度会大幅度升高，为降低内部产热量，需要向井内注入大量冷水。
油井结蜡机理及清防蜡技术
油井结蜡机理及清防蜡技术摘要：石油的重要组成部分是不同成分的碳氢化合物，不可避免会融入一定量的石蜡，而且随着采原油时温度的升高，会析出气体，降低原油对蜡的溶解力，导致石蜡慢慢析出，聚集、沉淀，形成结蜡。
油井结蜡问题是油田开采过程中无法避免的，成为一直困扰各油田生产的难题，油井结蜡严重影响了油田的正常生产。
结蜡对石油开采具有一定的危害，需要采用清蜡、防蜡技术进行处理，降低结蜡的危害，提升石油开采能力，促进企业的健康发展。
关键词：结蜡机理；防蜡技术；危害1油井结蜡的机理与危害分析油井在生产过程中，随着温度、压力的降低和气体的析出，达到一定条件时，原油中的石蜡就会不断地结晶、析出。
其结晶体便聚集和沉淀在套管、油管、抽油杆、抽油泵等表上，这种现象称为结蜡。
油井结蜡不是白色晶体，而是黑色的半固体和固体状态的石蜡、沥青、胶质、泥砂等组成的混合物。
油井结蜡的危害主要体现在两个方面：第一，原油的油层渗透率与含蜡量成反比，即含蜡量越高，油层的渗透率越低，在渗透率较低的情况下，就会降低油井产量，在不断结晶的情况下，还会不断沉积，造成产油口的堵塞，甚至出现油井停产的情况，造成石油开采困境，降低石油企业的市场竞争力，影响石油企业的发展以及我国石油能源的开采，可见，结蜡对油井的产量有着重要的影响。
第二，在通道结蜡的情况下，油井的流通通道会发生堵塞，流通不再通畅，加大油井的负荷，在增高井口回压时，会出现抽油杆断脱与蜡卡等问题，影响石油开采效率，甚至造成机械的损坏以及资源的浪费，产生较大的危害。
另外，结蜡规律性如下：原油中含蜡量越高，油井结蜡越严重；油井开采后期较开采前期结蜡严重；高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重；高含水井结蜡严重；表面粗糙或不干净的设备和油管易结蜡；出砂井容易结蜡；油层、井底和油管下部不易结蜡（300～500m结蜡严重）；井口附近很少结蜡。
2油井的清防蜡技术的研究在油井清防蜡工作开展过程中，主要采用化学法、物理法以及机械法3种方法进行综合处理，其中最早使用的方法是机械刮蜡方法，之后，随着科技的发展，逐渐演变为蒸汽热洗以及热油设备的热量清蜡法，并加大了对清蜡车、泵车等设备的应用。
探究油井结蜡成因和清防蜡技术
探究油井结蜡成因和清防蜡技术随着现代社会经济的不断发展，全球经济都已经进入了飞速的发展，石油作为全球经济发展的支柱型能源，对全球经济的发展来说都具有非常重要的意义。
作为重要的能源，石油的消费总量一直处于前列，其对任何国家的经济及军事都是发展的前提，不仅决定着一个国家的综合國力水平，同时还决定这个国家的的军事实力水平。
但是，因为石油自身独特的属性，这就导致石油的开采过程会非常困难，需要对石油的油井进行开发。
本文重点对油井结蜡成因及清防蜡技术进行了分析。
标签：油井结蜡；清防蜡技术因为石油资源的重要性，所以各个国家对于油井的开发非常重视，而油田在实际的开发过程中，经常会出现油井结蜡的问题，一般油井的结蜡厚度会达到1-5mm左右，有的油井结蜡甚至会达到7-10mm。
油井结蜡在实际的工作过程中会对产油量造成极大的影响，这就需要在进行油井的采油过程中进行清防蜡工作。
1油井结蜡的危害在油井实际的工作过程中，油井结蜡会对石油的开采带来极大的危害，首先带来的危害就是造成流通通道的变小，进而导致石油生产压差变大，石油的产量也就不断减小，如果不进行解决，最终的结果就是管道堵死，停产。
同时，油井结蜡还会造成活塞泵不能正常进行工作，使抽油杆的阻力不断增大，最终会造成抽油设备的损坏。
通常情况下，当油井结蜡出现时，抽油机的工作电流及负荷也会增大，这也无形中对企业成本进行了提高。
所以，进行油井清蜡工作是保证油井正常工作的重要措施。
2结蜡因素分析2.1温度的影响气候温度对于原油的流变性具有直接的影响，是造成原油流动的重要因素。
与此同时，石蜡的结成也受到温度的直接影响，当油温度在析蜡点以上时，石蜡就会在原油中进行溶解，当石油温度不断降低到析蜡点以下时，此时石蜡就会不断析出，所以，温度也是影响结蜡的重要因素。
2.2 油的性质和含蜡量在原油的含量中，蜡的析出温度与其所含重值成分也有一定的关联，温度一定时，当原油所含重值成分较多时，蜡也就越容易析出。
清防蜡工艺技术研究
清防蜡工艺技术研究摘要：从原油结蜡的机理、存在状态以及影响结蜡的各种因素人手，有针对性地进行清防蜡技术的介绍，包括机械清蜡技术、热力清防蜡技术、固体防蜡技术、微生物清防蜡工艺技术、改变油管表面性质防蜡技术、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术等。
关键词：结蜡机理；清蜡；防蜡在原油开采过程中，随着温度和压力的下降原油溶蜡能力降低，蜡开始结晶、析出、长大、聚集并沉积在管壁上，形成结蜡，给生产带来了严重的问题，尤其是冬季很多油井因为结蜡问题而导致停产，影响产量【1】。
1结蜡影响因素形成结蜡的影响因素如下：(1)原油组分中所含轻质馏分越多，则蜡的结晶温度越低，同种油中蜡的溶解度随温度的升高而升高；(2)原油中沥青质胶质为表面活性物质，可以减轻结蜡，阻止结晶的发展，但又使结蜡不易被油流冲走；(3)气体的分离能够降低油对蜡的溶解能力和油流温度，使蜡容易结晶析出；(4)原油中的细小砂粒及机械杂质会成为石蜡结晶的核心，加剧结蜡；(5)管壁的光滑程度及表面性质影响结蜡，表面粗糙的油管比表面光滑的油管容易结蜡【2-3】。
2油井清防蜡工艺技术介绍2.1机械清蜡技术机械清蜡技术是一种既简单又直观的清蜡方法，就是用专门的刮蜡工具或清蜡工具，把附着于油井中的蜡刮掉，在自喷井和有杆泵抽油井中广泛应用2.2热力清防蜡技术热力清防蜡技术是通过热载体(热油、热水、蒸气、热空气或烟道气)洗井，用热油循环或电热器熔化管壁和井下设备及地面管线的结蜡。
2.2.1热油洗井工艺热油洗井工艺是利用油井本身采出的原油加热后循环溶蜡。
热油洗井工艺分常规热油洗井和通过油管注人阀热洗2种:常规热洗是将以热油为主的热载体直接打人油管或打人油套空间，该方法存在轻烃损失、伤害地层等问题;通过油管注人阀热洗是热洗工艺的较大改进，该方法清蜡时间短、效果好。
2.2.2电加热清蜡技术(1)集肤效应电热杆防蜡技术:利用电流集肤效应原理加热空心抽油杆，提高油管内原油温度，从而起到防蜡和降赫作用。
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加药时间（小时）
199
208
217
第一采油厂培训课件
226
采出液药剂浓度 （mg/l） 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
20 38 56 74 92 2
中6-斜116井点滴加药药剂浓度变化曲线 (沉没度653.95m)
110
128
146
164
182
200
218
236
254
272
290
308
326
344
362
380
398
416
434
452
加药时间（小时）
第一采油厂培训课件
470
3、保持有效防蜡浓度加药方法
在不增加药剂量的条件下，
7000 6000
41.5％
柱塞凡尔压降(Pa)
5000 4000 3000
改进剂浓度0ppm
2000 1000 0 0 1 2 3 4 流量(m 3 /h) 5
改进剂浓度150ppm 改进剂浓度200ppm 改进剂浓度250ppm
6
7
8
第一采油厂培训课件
含水率4 0 % 改进剂浓度与泵筒凡尔压降、流量关系曲线
第一采油厂培训课件
2005年 3 月大庆油田遭遇了 20 年罕见的暴风雪袭击，
导致生产井大面积停电，试验区全部 415 口油井在停止掺
水和加药的情况下停机20-46个小时，其中403口井恢复供 电后正常启机恢复生产，启动压力均低于2.0MPa。
35.5% 27.2%
37口 （4.5%）
12口 （2.9%）
安全回油温度研究以及冬季不冻堵停机时
间研究，确保掺水管线由以往的30m3/d地面
掺水量改为 3m3/d 井下加药量以后，加药管
线和回油管线冬季不冻堵。
第一采油厂培训课件
（1）冬季掺水管线加药最低流量界限研究
加药管内流体温度变化曲线
23.2℃
现场单井加药量3m3/d时，井口掺水温度24.3℃。
第一采油厂培训课件
0.12 0.1
粘度(Pas) 0.08
0ppm
44.4%
150ppm 200ppm
0.06 0.04
0.02
250ppm
0 0 6
流量（m /h）
3
12
第一采油厂培训课件
2、拟乳状液进泵流动阻力变化
加药前后固定凡尔压降与含水关系曲线
12000 改进剂浓度0ppm 10000
固定凡尔压降（Pa)
改进剂浓度150ppm
西4-2
南1－丁2-24 高125-27 西22-18 中101-17
21.67
150.18 160.26 167.75 143.14
6.77
8.65 16.32 15.74 18.22
2.13
5.84 14.14 15.65 16.52
68.8
94.2 89.8 90.6 87.3
90.2
96.1 91.2 90.7 88.5
11MPa
8MPa
水泥车处理井数
未加药井
平均启动压力
加药井
第一采油厂培训课件
目
第一章：概论
录
第二章：保持有效防蜡浓度加药方法
第三章：掺水管线加药工艺
第四章：拟乳状液流动规律
第五章：现场试验情况
第一采油厂培训课件
学习要点
1、拟乳状液流体粘度变化规律
2、拟乳状液流体进泵流动阻力变化
第一采油厂培训课件
2)单井实际药量
M 站 V井 计算公式为： M 井＝ V站
式中 M井――单井日加药量，kg；
V井――单井日掺水量，m3； M站――转油站日加药量，kg；
V站――转油站日掺水量，m3；
现场实施要求：实际加药量≥理论加药量
第一采油厂培训课件
3)单井药剂溶液量设计
(1) 对于日产液量 <25t/d 井，要求药剂
改进剂浓度0ppm 改进剂浓度150pmm 改进剂浓度200ppm 改进剂浓度250ppm
冷启动压力梯度（Pa/m）
55％
时间（h）
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（4）含流动改进剂原油冬季冷启动现场试验
井号 试验日期 室外最低温度 （℃） 产液量（t/d） 含水率（%） 管线长度（m） 停机时间（h） 启动时最高油压 （MPa） 高133-更47 03.1.10 -25 55 87.8 200 8 0.28 中61-472 03.1.20 -29 64 81.2 400 14 0.26 中353-25 03.2.16 -26 98 84.8 700 20 0.19 南1-21-12 中10-侧斜丁18 03.12.15 -25 10 96.8 700 20 2 04.1.12 -28 8 62.5 1100 20 0.56 南1-32-20 04.2.8 -21 22 90.9 450 20 0.6
1、粘度变化规律
含水率为60%时76mm管道粘度与流量关系曲线
0ppm
0.18
0.16
0.14
50%
150ppm 200ppm 250ppm
粘度(Pas)
0.12 0.1 0.08 0.06 0.04
0.02
0 0 2 4 6 8
3
10
12
流量（m /h）
第一采油厂培训课件
含水率为90%时76mm管道粘度与流量关系曲线
6000
泵筒凡尔压降（Pa）
5000 4000 3000 2000 1000 0 0
60.6％
改进剂浓度0ppm 改进剂浓度150ppm 改进剂浓度200ppm 改进剂浓度250ppm
3 流量（m 3 /h）
6
9
第一采油厂培训课件
目
第一章：概论
录
第二章：保持有效防蜡浓度加药方法
第三章：掺水管线加药工艺
由于加入流动改进剂后，原油分散在表
面活性剂水溶液中形成水包油型（O/W）原油
乳状液或拟乳状液，表观粘度大幅降低。与 常规油气水混合物流动相比，可以大大降进
泵流动阻力、沿程阻力，提高抽油泵泵效。
第一采油厂培训课件
温度为45℃，含水率30％-95％，流动改进剂浓 度0-300mg/L，流量1m3/h-8m3/h。 第一采油厂培训课件
1 15 29 43 57 71 85 99 113 127 141 155 169 183 197 211 225 239 253 267 281 295 309 323 337 351 365 379 393 407 421 435 449 463 477
第一采油厂培训课件
采出液药剂浓度 （mg/l） 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0
采油工程系统课件
第九篇 采油工艺新技术
机采井免清蜡及低温
输送工艺技术
主讲人：刘志庆
目
第一章：概论
录
第二章：保持有效防蜡浓度加药方法
第三章：掺水管线加药工艺
第四章：拟乳状液流动规律
第五章：现场试验情况
第一采油厂培训课件
第一章：概
论
高含蜡原油无论含水高低都需要对
采油井定期采取清蜡措施，主要清蜡手 段是热水洗井。统计大庆油田采油一厂
流量控 制装置
掺水管线
井口
第一采油厂培训课件
中转站
第一采油厂培训课件
计量间
第一采油厂培训课件
为便于现场管理，研制了免拆洗自动解 堵流量控制装置。
第一采油厂培训课件
井口
3
第一采油厂培训课件
2、冬季防冻工艺研究
为实现在停掺水的情况下加药（掺水）
管线、回油管线冬季不冻堵，进行冬季加
药管线最低流量界限计算、冬季低温集输
因洗井、拌热集输消耗的天然气、电等能
耗，研究了机采井免清蜡及低温输送工艺
技术。
该技术主要包括：保持有效防蜡浓度 加药方法、掺水管线加药工艺、拟乳状液
流动规律等关键技术。
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目
第一章：概论
录
第二章：保持有效防蜡浓度加药方法
第三章：掺水管线加药工艺
第四章：拟乳状液流动规律
第五章：现场试验情况
中6-斜113 井采出液药剂浓度变化曲线 （沉没度621.76m，0.25m3/d）
加药时间（小时）
13
24
35
46
57
68
79
90
2
101
112
123
134
145
156
167
178
189
200
211
222
233
244
255
266
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277
采出液药剂浓度 （mg/L） 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25
增加药剂溶液（清水）的用量， 将药剂和溶液从套管连续加入
井下。
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可调式地面 加药装置
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中361-23井采出液药剂浓度变化曲线
采出液药剂浓度 （mg/l）
（沉没度428.29m，0.5m3/d）
200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
1
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目
第一章：概论
录
第二章：保持有效防蜡浓度加药方法
第三章：掺水管线加药工艺