低液量低含水油井高温热洗与清蜡工艺技术应用
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
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
油井自身高温热洗清蜡技术研究一、背景介绍随着石油勘探的日益深入，油井钻进深度不断加深，上下通透性降低，使得蜡沉积、树脂沉积、水合物沉积等问题愈加严重，导致油井的产量下降和工业生产效率下降。
因此，对于油井的清蜡问题的研究成为了当前石油采油领域的一个热点问题。
目前，针对油井内部清蜡的技术主要有机械清蜡、化学清蜡、电磁清蜡等方法。
虽然这些方法在不同程度上缓解了清蜡问题，但都存在各自的缺陷。
机械清蜡成本高、工作量大；化学清蜡会污染环境；电磁清蜡有一定的限制性，不能处理所有类型的清蜡问题。
因此，开发一种新型的清蜡技术一直在研究之中。
二、高温热洗清蜡技术的特点高温热洗清蜡技术是目前研究较为火热的一种油井清蜡技术。
它的主要特点有：1、操作简单。
高温热洗清蜡技术的操作非常简单，只需要一个高温清洗机器和一些简单的清洗配件即可完成，其清洗原理是物理工作原理，无需额外添加任何的化学物质，因此操作过程相对简单；2、清洗效果好。
高温热洗清蜡技术通过提高清洗液的温度，使得蜡沉积在管壁上的粘附力降低，内部物质溶解速度加快，呈现出了比较好的清洗效果，长时间使用后油井内部能够实现较好的清洗和维护；3、设备投入较小。
相对于其他一些油井清洗技术，高温热洗清蜡技术的投入成本较小，并且使用寿命长。
它的主要成本是清洗机器和配件的购买费，相对于其他一些方式来说，高温热洗清蜡技术显然更为经济实用。
三、高温热洗清蜡技术的应用高温热洗清蜡技术可以针对各种类型的油井进行应用，包括油井深度较浅的小型油井，也可以应用于油井深度较深的大型油井。
其应用步骤主要如下：1、检查油井的井筒，判断井筒内是否有堆积物等。
2、安装高温清洗机和清洗配件。
3、设置清洗选项，开始清洗。
4、清洗完成后进行检查，并对清洗机器和配件进行保养。
5、妥善保管清洗机器和配件。
四、技术优势1、清洗效果好高温热洗清蜡技术在清洗油井问题上的效果很好，能够将管道内的蜡油污垢彻底清除，从而提高油井效率。
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。
高温蒸汽热洗清蜡技术改进及应用效果评价
清洗世界Cleaning World实用技术第36卷第1期2020年1月1 基本概况（1）结蜡概况。
长庆油田某采油作业队开井448口，结蜡严重井87口，占全区开井的19.4%，主要集中在侏罗系开发区块。
2018年因结蜡卡井检泵32井次，占维护性作业的11%。
检泵起出井筒蜡块为硬蜡，呈固体状，结蜡位置在井口下0~500 m ，厚度5~20 mm ，部分结蜡严重井油管蜡堵实。
对结蜡井油样组分化验分析，平均蜡含量达到21.9%；对蜡样饱和烷烃碳数化验分析，结果显示蜡样主要是以硬蜡为主，组分中饱和烷烃碳数在C 28-C 31，对应析蜡点在55~60 ℃。
（2）结蜡机理及危害。
① 结蜡机理。
原油中的蜡是多种化合物的混合物，在高温、高压条件下通常呈液态存在，蜡完全溶解在原油中。
但在原油开发过程中，原油从储层流入井底，再从井底沿井筒举升到井口，随着温度和压力下降，当到达蜡析出点以后，原油中的蜡便以结晶析出，结晶逐渐长大、聚集并沉积在油管内壁，即出现结蜡现象。
②结蜡的危害。
油井结蜡会给整个油田开发带来巨大的影响，降低油田生产效率，导致堵塞产油层、油井液量下降，甚至造成油井停井。
蜡在井口、地面管线的吸附聚集会使油井生产回压升高，直至管线堵塞；蜡会不断聚集附着在油管、油杆上，在缩小油管孔径的同时增大了抽油杆的外径，增加了油流阻力，使油井减产，严重时会把油井堵死，发生卡泵现象；油管内的结蜡会直接造成该井段的摩擦阻力增大，从而增加上冲程悬点载荷，减小下冲程悬点载荷，最大载荷差增大，必然在很大程度上降低抽油杆的工作寿命。
③清防蜡技术现状。
目前主要清防蜡工艺有三种方式：热洗清蜡、加药、防蜡工具（表1）。
目前清防蜡效果比较好的是蒸汽热洗清蜡。
高温蒸汽热洗：高温蒸汽热洗清蜡技术，该技术是利用水泥车把高温蒸汽打入油套环空，通过高温水蒸汽的作用，熔化沉积在油管、油杆上的石蜡，再利用泵的抽吸作用和洗井液的顶替作用，被熔化的石蜡随原油和洗井液返出地面，从而维护油井正常生产。
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。
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研究油井自身高温热洗清蜡技术是指通过使用高温热油和溶解剂等物质，对油井内部堵塞的蜡进行清除的一种技术手段。
本文将从油藏形成机理、蜡的形成机理、高温热洗清蜡技术的原理、工艺流程等方面进行研究。
一、油藏形成机理油藏是地下深部岩石中具有一定规模的、能够有效储存和生产石油的地质构造。
二、蜡的形成机理1. 温度降低：当石油从地下储层升至地面时，由于地面温度较低，石油中的一部分组分在温度降低的情况下会由液态转化为固态。
2. 压力减小：随着石油升井，地下的压力逐渐减小，使得蜡的溶解度下降，产生沉淀。
3. 组分变化：石油中的脂肪酸、碳氢化合物等物质在一定温度和压力下会结合形成蜡。
三、高温热洗清蜡技术的原理高温热洗清蜡技术是利用高温热油和溶解剂等物质对油井内部沉积的蜡进行热熔、溶解和排除的过程。
其原理如下：1. 高温热油可以使沉积在管道内壁的蜡热熔，从而使蜡溶解于石油中，达到清除蜡的目的。
2. 溶解剂的加入可以提高蜡的溶解度，加速蜡的溶解和排除过程。
四、高温热洗清蜡技术的工艺流程1. 准备工作：准备高温热油和溶解剂，并检查清蜡设备和管路的完好性。
2. 加热热油：将高温热油加热至一定温度，通常为120℃-150℃。
3. 加入溶解剂：根据实际情况，加入适量的溶解剂，提高蜡的溶解度。
4. 处理管道：将加热后的高温热油和溶解剂通入待处理的油井管道中，对蜡进行热熔和溶解。
5. 排除蜡层：通过管道压力或其他手段，将溶解好的蜡层从管道中排除。
6. 清洗管道：对清除蜡层的管道进行清洗，恢复管道的正常通畅。
五、高温热洗清蜡技术的应用前景高温热洗清蜡技术具有简单、环保、高效的特点，适用于各类油井中蜡的清除。
随着石油勘探开发的深入，油井蜡堵的问题将更为突出，高温热洗清蜡技术有望成为一种重要的解决方案。
随着石油价格的不断上涨，高温热洗清蜡技术的经济效益也将得到提升。
六、结论通过对油井自身高温热洗清蜡技术进行研究，可以发现该技术在解决油井堵蜡问题上具有很大的潜力。
低液量低含水油井高温热洗与清蜡工艺技术应用
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
低液量低含水油井高温热洗与清蜡工艺技术应用
发表时间：2019-09-19T14:35:24.277Z 来源：《中国西部科技》2019年第12期作者：翁新龙
[导读] 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
翁新龙
河南油田分公司采油一厂
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。
当温度降低至原油的析蜡温度时，蜡晶析出，随着温度进一步降低，蜡晶形成遍及整个原油的结构网，原油失去流动性。
3、影响原油粘度的主要因素
原油粘度是指原油在流动时所引起的内部摩擦阻力。
原油粘度大小取决于温度、压力、溶解气量及其化学组成。
温度增高其粘度降低，压力增高其粘度增大，溶解气量增加其粘度降低，轻质油组分增加，粘度降低。
原油粘度变化较大，一般在1～100mPaos之间，粘度大于50mPaos的原油俗称稠油，稠油由于流动性差而开发难度增大。
据卫一区单井原油分析统计反映出半数以上油井为高粘度原油
4、原油的降凝方法
3.1、物理降凝法。
将原油加热至最佳的热处理温度，然后以一定的速率降温，达到降低原油凝点的目的。
原油升温对原油各成分存在状况可产生下列影响。
原油中的蜡晶全部溶解，蜡以分子状态分散在油中。
沥青质堆叠体的分散度由于氢键减弱和热运动加剧的影响而有一定提高，即沥青质堆叠体的尺寸减校在沥青质堆叠体表面的胶质吸附量由于热运动的加剧而减少，相应地原油油分中胶质的含量增加。
原油升温后引起各成分存在状况的变化在冷却时不能立即得到复原。
因此处理后原油析出的蜡晶将更分散、更疏松，形成结构的能力减弱，因而热处理后原油的凝点降低。
3.2、化学降凝法。
化学降凝法是指在原油中加降凝剂的降凝法。
表面活性剂型原油降凝剂，通过在蜡晶表面吸附的机理，使蜡不易形成遍及整个体系的网络结构而起降凝作用，聚合物型原油降凝剂主链和(或)支链上都有可与蜡分子共同结晶(共晶)的非极性部分，也有使蜡晶晶型产生扭曲的极性部分。
3.3、化学-物理降凝法。
高粘度油井的开采过程中主要是采取热洗和定期加油井助剂的方法降粘，实现延长检泵周期提高油井生产时率的。
热洗主要采取的方式是蒸汽反洗，用水总量少、温度高，排水期短，甚至有的油井观察不到含水的变化，实现了有效增温降粘、清理油管内壁结晶附着物，疏通原油通道、降低三抽设备载荷的目的。
定期加油井助剂主要是从套管定期、定量加入清蜡剂、降粘剂、高效表面活性剂和驱排剂。
油井助剂的主要作用是有新的化学成分加入，新加入的化学组分在原油中起到减缓原油的结晶出现和破坏结晶现象。
5、热洗、加药的实施及效果
2018河南油田某区块年共实施洗井71井次。
依据统计情况，洗井后均表现出电流下降，产液量上升。
跟踪有载荷对比的普遍表现为最大载荷下降；排水期最长的7天，多口井洗井当天含水观察不到变化，平均排水期不到2天。
累计影响产量19.9吨，平均单井影响产量0.3吨。
该区块年累计加油井助剂192井次，累计药量32.5吨。
合计油井助剂费用26.3526万元。
油井加入助剂后，观察油井生产状态，日产液、油稳定上升，均表现良好，起到了改善原油粘度的作用，提高了油井生产时率。
某油井2018年2月3日新投 φ38×1607.05×4.8×4生产，初期日产液8.4t，日产油6.1t，含水38%。
生产至2018年7月13日光杆下不去，采用进出温度78/65℃，水36m3，洗井液225kg洗井后开抽，第二天仍然出现光杆下不去继续洗井，洗井水40 m3温度90/65℃、洗井无效躺井，作业起出发现油管结蜡严重。
作业后生产了67天于2018年9月19日再次出现光杆下不去现象，洗井无效，再次作业处理。
期间进行过加驱排剂和蒸汽洗井。
起出发现仍为结蜡严重造成的。
该井于2018年9月20日检泵后，结合前期发现的问题，采取每月14日加清蜡剂300公斤，每月27日蒸汽洗井措施，至今生产正常。
免修期达到了226天以上。
某井井于2018年5月14日下泵恢复生产。
恢复当天12点即由于油稠开不起井，当时采取加清蜡剂1000公斤，仍然开不起来，只好大水量热洗，勉强开抽。
晚上21点又开不起来，继续热洗开抽。
间隔两天就再次出现光杆下不去，依然靠洗井开抽。
同时采用减速器下调冲次到2次。
初期日产液2.1方，日产油0.4吨，含水88%，生产至2018.8.22日计量不出，期间热洗多达13井次；尝试加驱排剂、清蜡剂均无
效。
在技术科、工艺所的指导下于2018.10采取10天加降粘剂150公斤，30天蒸汽洗井1次的措施，日产液6.7方，日产油1.7吨，含水75%，至今连212天正常生产。
时率提高、增油明显。
通过以上清蜡、降粘措施的实施，有效的降低了原油的粘度，改善了原油的流动能力。
有效的延长了油井检泵周期，提高了油井的开井时率。
六、经济效益和社会效益分析
洗井每井次需罐车一台（单价：1050元/台班），热洗车一台（单价：1350元/台班），全年热洗71井次，合计费用17.04万元。
全年热洗、助剂总费用为43.3926万元。
措施实施后累计减少躺井6井次，作业每井次10万元计，共计节约作业费60万元。
全年统计提高油井时率100天计，平均日产2.4吨计，取得了良好的经济效益。
合理的蒸汽洗井可以起到良好的降粘作用，延长检泵周期，同时对油井含水不会引起大的变化，优选油井助剂有利于油井降粘延长检泵周期，能提高油井生产时率。
合理的加油井助剂与热洗的结合更有利于提高高粘度油井的生产效率。