化学清防蜡工作总结
细化油井清防蜡工作制度确保油井稳产
303油井结蜡问题在国内外都存在已久，油井结蜡是由于在开采过程中，地下气体体积膨胀导致原油的温度下降，因为温度的变化，油蜡按照分子量的不同顺序从原油中析出，然后在油管上形成堆积物，使管道口变得狭小，进而堵塞管道，导致原油产量降低甚至停产。
为了提高油井产量，提高清防蜡技术是十分必要的。
1 油井结蜡技术的影响因素 （1）原油含蜡程度。
不同地区的气候等自然条件不同，导致油井结蜡的方式也不同。
所以要根据不同的油井结蜡规律研究出不同的解决办法。
调查研究发现，原油的含蜡程度越高，结蜡现象越严重，另外，含水量不同导致清蜡次数不同，含水量低的时间段油井结蜡严重，清蜡次数增加，每天清蜡2到3次；含水量高的时间段，清蜡次数减少，大约2到3天清蜡一次。
（2）原油的稀稠度。
在相同温度条件下，原油的稀稠度会影响结蜡的严重程度，一般情况下稀油的结蜡情况更加严重。
（3）原油开采的时间。
原油的开采时间也会影响结蜡的严重程度，开采前期结蜡现象一般较为严重，而开采后期结蜡现象会减轻。
（4）油管表面的光滑度。
粗糙的油管表面更容易使蜡沉积，光滑的油管则不易结蜡，所以在清蜡过程中要注意做到彻底清蜡，减少油蜡沉积。
（5）原油开采量的高低。
油田的原油开采量也是影响油管结蜡程度的一个因素。
开采量高的油井因为出油的数量较多，油井井口的温度增高，所以结蜡不严重，甚至有些高产井不结蜡。
2 关于清防蜡技术 （1）微生物清防蜡技术。
微生物清防蜡技术在近些年来取代了高温洗井和清蜡剂洗井的技术，在我国大部分油田中得到了广泛使用。
微生物清防蜡技术的是用合适的细菌和真菌，将几大类的微生物组合加入到油井管道中去，用微生物和它们的代谢物之间的相互作用，减少油蜡沉积。
微生物清防蜡技术简单易操作，把调好的细菌液体注入到油井中就可以了。
安全而且成本低，主要是清防蜡的效果更好，在清蜡的同时还可以防止油蜡再次沉积。
（2）化学清防蜡技术。
用化学药剂来防蜡也是一项应用广泛的技术，操作方法同样是将化学制剂加入到油井的环形空间，不影响正常的开采工作，能够在防止油蜡沉积的同时，减少油管其他原因的堵塞。
化学清防蜡工作总结
化学清防蜡工作会议兴隆台采油厂采油四区2012年4月一、现状我区主要管理6个采油区块，油井开井数62口，抽油机井60口，螺杆泵井2口。
我们根据各个区块油井的熔蜡温度、生产特点制定各区块油井的清防蜡方式。
目前我区油井清防蜡方式有机械清蜡、水洗、点滴加药、套管加药、热洗阀洗井、自身循环热洗六种方式。
其中采用点滴加药方式18口井、套管加药方式10口井，占开井数的44.5%，2011年使用清蜡剂39吨，防蜡冷输降凝剂89吨。
四区油井清防蜡方式构成二、主要工作（一）明确选井条件，合理加药1、选取低产低压低液面含水低于50%的结蜡井，以及不适合实施热洗清蜡的出砂结蜡井和不需要放套压的井。
2、选取热洗清蜡频繁，热洗用量大，排液时间长的油井使用化学清防蜡。
（二）动态管理，制定合理的加药制度1、根据原油物性、含蜡量的不同制定每口井的加药量，把好加药量这一关。
通过油井结蜡情况摸索，确立加药量为产油量的0.3%。
2、从细节入手实施动态调整。
首先根据油井产油量变化调整化学药剂用量，把清防蜡效果调整到最佳状态。
其次，根据油井含水变化动态调整。
如大10-015井开井后产油1.5m3,含水63%,实施套管加药加药。
2011年年初，共计调整荣13-36井点滴加药装置调至荣161-34，荣35点滴加药装置调至油38-54，大气4实施点滴加药，大11-116、大10-015与大11-014井由于含水上升，含油量减少，取消加药。
3、注重化学防蜡油井与水洗的配合。
首先，套管加药与水洗配合，有效延长结蜡严重油井的洗井周期。
如大11-15井，原热洗周期为45天90m3，调整后为套管加药15Kg/天，配合热洗，周期为60天60m3。
有效减少入井流体40m3/月。
其次，点滴加药井与水洗配合，有效清蜡。
2011年有9口点滴加药油井实施水洗，洗井周期为120天4口、180天3口、360天2口。
（三）强化现场监督在化学清防蜡的监督上，对于套管加药油井监督难的问题，我区实施三级监督机制。
油井清防蜡总结
2010年作业四区清防蜡工作的总结
2010年，我们针对油井的实际情况，本着提高清蜡和防蜡质量，降低热洗费用的原则，摸索出一套“2143”热洗程序。
我区认真执行热洗监督单制度，根据各油井的结蜡情况、动液面情况由生产组对油井热洗参数、热洗方式进行设计优化，真正实现热洗设计的一井一策管理；建立健全热洗台帐，加强热洗效果跟踪。
严格执行“2143”热洗程序。
即，以“两升一降”（电流升、负荷升、产量降）判断油井是否需要热洗；以“四个阶段”（替液、熔蜡、排蜡、巩固阶段）划分热洗过程，明确热洗介质温度、热洗排量标准；以“三对比”（对热洗前后的电流、泵效、负荷进行对比）检验热洗效果，实现细化，量化管理，热洗质量得到了一定的提高。
2011年我区面临的生产任务形势十分严峻，因此要进一步统一思想，在去年的“2143”热洗程序的基础上，我区今年制定工作思路为：“突出油层保护为中心，优化清防蜡方式构成，进一步降低入井水量，提高油井有效生产时率”的清防蜡思路来落实清防蜡
工作。
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。
化学清洁室工作总结报告
化学清洁室工作总结报告
近期，本清洁室团队在化学清洁室的工作中取得了一系列显著成绩，并且取得了一定的经验和教训。
在这篇总结报告中，我们将对我们的工作进行回顾和总结，以期能够更好地改进工作方法，提高工作效率和质量。
首先，我们在化学清洁室的工作中，严格遵守了安全操作规程，确保了工作人员的安全。
我们建立了严格的安全管理制度，对化学品的使用和储存进行了规范，对危险化学品进行了严格的管理和监控，保证了工作环境的安全和稳定。
其次，我们在化学清洁室的工作中，积极推行了绿色环保的理念，采用了环保的清洁剂和工艺，减少了对环境的污染，降低了化学废物的产生，提高了资源的利用效率，为可持续发展做出了积极的贡献。
此外，我们在化学清洁室的工作中，注重了工作效率和质量的提升。
我们建立了严格的工作流程和质量控制体系，对工作过程进行了全面的监控和管理，确保了工作的高效、高质量完成。
最后，我们在化学清洁室的工作中，不断加强了团队的协作和沟通，提高了团队的凝聚力和执行力。
我们建立了有效的团队管理机制，加强了团队成员之间的交流和互动，提高了团队的工作效率和协作能力。
总的来说，我们在化学清洁室的工作中取得了一定的成绩和经验，但也存在一些不足和问题。
我们将继续努力，改进工作方法，提高工作效率和质量，为清洁室的发展和进步做出更大的贡献。
希望在未来的工作中，我们能够取得更好的成绩和表现。
油气井清蜡与防蜡技术分析
油气井清蜡与防蜡技术分析作者：刘文来源：《商情》2010年第26期【摘要】油井结蜡、腐蚀和结垢,是目前油田生产中经常遇到的问题,这些问题直接影响着油井的正常以及采油速度和原油采收率的提高。
因此,要确保油井的正常生产和油田有较高的原油采收率,必须采取各种技术措施来解决防蜡、防腐和防垢的问题。
蜡和防油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一。
清蜡和防蜡是油井管理的重要内容。
只有充分了解蜡的性质,结蜡的原因,掌握结蜡的规律,才能制定出各种有效的清蜡措施。
【关键词】油气井清蜡结蜡防蜡1.油气井结蜡的原因在地层条件下,蜡一般是溶解在原油中的。
通过原油从地层流入井底,由于压力、温度的逐渐降低,蜡在原油中的溶解平衡受到破坏,超过蜡在原油中的溶解饱和度时,蜡会从原油中结晶析出,然后聚集长大形成蜡晶体,蜡晶体沉积于油管和设备等的表面上,形成结蜡。
一般分为蜡结晶析出、蜡晶体长大聚集和沉积在壁管上三个阶段。
随着蜡晶体不断在管壁上的附者和沉积,蜡的结晶继续扩大,从而形成一些巩固的,结构形成紧密的蜡层。
2.油气井结蜡带来的危害及影响采油井和集输管道内结蜡后,影响流体举升和流动过程的过流断面,缩小了油管的孔径,增大了油流阻力,造成能源的消耗,使抽油、集输设备不能正常工作。
油层结蜡,会使出油孔隙堵塞,使地层中大量原油采不出来,降低油田的采收率。
自喷井结蜡,会减少油流的通道,增加油流流动的阻力,使采油井管壁结蜡、油管被堵死从而造成停产。
抽油井结蜡,会使蜡结晶在泵的部位,使原油流入泵筒的通道缩小,影响泵的充满系数;同时还会使泵内阀座和阀球之间配合不严密,产生漏失。
泵与活塞之间结蜡,会增加活塞与泵筒见的摩擦力,使抽油机负荷增大,造成卡泵、拨断抽油杆和停产。
抽油杆和油管壁结蜡,将减少油管的容积,造成减产。
3.油气井机械清、防蜡技术机械清蜡就是用专门的清蜡工具,把附着于油管壁上的辣刮掉。
主要使用方法有刮蜡片、尼龙刮蜡器、清蜡器等清蜡。
一、刮蜡片清蜡。
化学清洁室工作总结报告
化学清洁室工作总结报告
近期，我们在化学清洁室工作中取得了一系列显著的成果，我对此感到非常自豪。
在这篇报告中，我将总结我们的工作成果，并提出一些改进建议，以进一步提高我们的工作效率和质量。
首先，让我们回顾一下我们在过去几个月里所取得的成绩。
我们团队在清洁室
工作中积极推进了各项工作任务，包括设备维护、化学品管理、安全检查等。
我们不仅及时完成了每一项任务，而且还在质量和效率方面取得了显著的进步。
我们的工作室保持了高标准的清洁度和整洁度，得到了领导和同事们的一致好评。
其次，我想提出一些改进建议，以进一步提高我们的工作水平。
首先，我们需
要加强对化学品的管理和使用，确保每一种化学品都得到正确的存放和使用。
其次，我们需要定期对设备进行维护和检查，以确保设备的正常运行和安全性。
最后，我们还需要加强团队合作和沟通，以确保每一项工作都能够顺利进行。
总的来说，我们在化学清洁室工作中取得了一定的成绩，但仍有很多地方需要
改进。
我相信，在大家的共同努力下，我们一定能够进一步提高我们的工作水平，为公司的发展做出更大的贡献。
让我们携手并进，共同努力，创造更加美好的未来！。
南堡采油六区清防蜡优化
南堡采油六区清防蜡优化南堡采油六区是中国石化集团公司胜利油田分公司的重要生产基地之一，为了提高采油效率和增加产量，该区域采用了清防蜡技术进行油井的清洗和防蜡处理。
本文将从引言、清防蜡技术的原理、优化措施、应用效果和结论等方面进行阐述。
一、引言清防蜡技术是指在油藏开采过程中，采用物理、化学和机械方法降低油井内沉积物的含量，防止沉积物在管道壁上形成蜡块。
该技术是一种比较成熟的油田开采技术，具有有效的防蜡效果，经济效益显著。
南堡采油六区清防蜡技术的应用对于提高采油效率、降低生产成本具有重要意义。
二、清防蜡技术的原理清防蜡技术的原理是通过对油井内部进行清洗，去除油井内的各种杂质和沉积物，降低管道内的沉积物含量，防止蜡块的形成。
这种清洗手段通常采用高压水射流等物理方式，也可以采用化学药剂进行清洗，从而达到消除蜡块和防止蜡块堵塞管道的作用。
三、优化措施为了提高清防蜡技术的效率，南堡采油六区采取了以下优化措施：1. 采用更先进的清洗设备和工具，以更高效的方式进行清洗和除蜡处理，提高清洗速度和效率；2. 进行实时监测和数据汇总，对清洗工作的进展和效果进行及时监控和评估，及时发现并解决问题；3. 采用先进的清洗药剂，加注比例适当，加强化学除蜡的效果，提高防蜡效果；4. 对清洗设备进行定期维护和保养，确保设备的正常运行和效果的持久性。
四、应用效果南堡采油六区清防蜡技术的应用效果显著，具体表现在以下几个方面：1. 油井的生产能力明显提高，每个井的日产量提高了20%以上；2. 减少了输油管道的堵塞和阻塞现象，提高管道的使用寿命；3. 降低了生产成本，减少排放污染，提高了经济效益；4. 提高了工人劳动条件和工作效率，减少了事故隐患和危险因素。
五、结论综上所述，南堡采油六区清防蜡技术是一种成熟而有效的油田开采技术，通过采用先进的清洗设备和工具以及优化措施的实施，取得了显著的应用效果。
今后，应继续加大清防蜡技术的推广力度，提高技术水平、拓展应用范围，为能源行业的可持续发展做出新的贡献。
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化学清防蜡工作会议
兴隆台采油厂采油四区
2012年4月
一、现状
我区主要管理6个采油区块，油井开井数62口，抽油机井60口，螺杆泵井2口。
我们根据各个区块油井的熔蜡温度、生产特点制定各区块油井的清防蜡方式。
目前我区油井清防蜡方式有机械清蜡、水洗、点滴加药、套管加药、热洗阀洗井、自身循环热洗六种方式。
其中采用点滴加药方式18口井、套管加药方式10口井，占开井数的44.5%，2011年使用清蜡剂39吨，防蜡冷输降凝剂89吨。
四区油井清防蜡方式构成
二、主要工作
（一）明确选井条件，合理加药
1、选取低产低压低液面含水低于50%的结蜡井，以及不适合实施热洗清蜡的出砂结蜡井和不需要放套压的井。
2、选取热洗清蜡频繁，热洗用量大，排液时间长的油井使用化学清防蜡。
（二）动态管理，制定合理的加药制度
1、根据原油物性、含蜡量的不同制定每口井的加药量，把好加药量这一关。
通过油井结蜡情况摸索，确立加药量为产油量的0.3%。
2、从细节入手实施动态调整。
首先根据油井产油量变化调整化学药剂用量，把清防蜡效果调整到最佳状态。
其次，根据油井含水变化动态调整。
如大10-015井开井后产油1.5m3,含水63%,实施套管加
药加药。
2011年年初，共计调整荣13-36井点滴加药装置调至荣161-34，荣35点滴加药装置调至油38-54，大气4实施点滴加药，大11-116、大10-015与大11-014井由于含水上升，含油量减少，取消加药。
3、注重化学防蜡油井与水洗的配合。
首先，套管加药与水洗配合，有效延长结蜡严重油井的洗井周期。
如大11-15井，原热洗周期为45天90m3，调整后为套管加药15Kg/天，配合热洗，周期为60天60m3。
有效减少入井流体40m3/月。
其次，点滴加药井与水洗配合，有效清蜡。
2011年有9口点滴加药油井实施水洗，洗井周期为120天4口、180天3口、360天2口。
（三）强化现场监督
在化学清防蜡的监督上，对于套管加药油井监督难的问题，我区实施三级监督机制。
每次加药由自然站汇报到中心站，中心站汇报到生产组，实行中心站与生产组联合监督的制度，确保加药质量。
（四）完善配套制度
结合我区的生产实际，根据厂下发的《兴隆台采油厂油井清防蜡奖罚管理规定》，对《化学加药油井管理制度》和《清防蜡管理处罚细则》进行了修订和完善，明确了管理职责，量化了管理指标，规范了奖惩制度，加强了日常检查和考核，落实了责任追究制度。
进一步促进了我区清防蜡管理工作上水平，使我区的清防蜡管理更具针对性
和时效性。
三、效果分析
1、检泵周期延长
2011年12我区抽油机井平均检泵周期为510天，化学加药油井平均检泵周期为648天，比全区平均检泵周期高138天，减少检泵井次7次。
出现了如大11-019、荣19-32等长寿井。
2、减少入井流体
2011年全区实施水洗44井次，与2006年以前我区只用水洗清防蜡方式对比，在荣、大油田共计减少水洗井数68井次，减少入井流体约4080方，累计减少洗井液返排时间420天，间接增油856.8吨，创造经济效益201.1万元。
四、下一步工作安排
1、进一步完善清防蜡管理档案，优化清防蜡方式，严格控制入井流体，降低化学药品用量，增加自循及热洗阀洗井的应用比例和井次。
2、加强药品的管理，严格落实《套管加药管理制度》《点滴加药管理制度》的落实，定期组织对各站进行检查。
3、利用加盘根、换皮带、设备保养等时间检查油嘴套结蜡情况，动态调整清防蜡制度。
4、实施PDCA清防蜡动态管理，首先制定清防蜡制度，其次按制度实施，然后对清防蜡实施效果进行检查评价，最后根据实际数据动态调整。
加药井检泵周期。