油井防磨、防蜡、防腐防垢技术研究与试验07.3.26
采油工程中油井的防蜡与清蜡方法研究
采油工程中油井的防蜡与清蜡方法研究发布时间：2021-06-11T09:50:54.557Z 来源：《基层建设》2021年第6期作者：许辉[导读] 摘要：油田开发之后，油井会出现结蜡的现象，从而降低油井的生产量，增大对地层的回压。
中国石油玉门油田分公司老君庙采油厂甘肃省酒泉市 735200摘要：油田开发之后，油井会出现结蜡的现象，从而降低油井的生产量，增大对地层的回压。
从原油的成分、油田的开发环境和地面设施管理可以分析结蜡的原因，针对这些问题采取有效的措施，从而保证油田的正常运行，确保油流量在平稳的范围内，减少地层内的结蜡机率。
本文就针对采油工程中油井的防蜡与清蜡方法进行研究与分析。
关键词：采油工程；油井；结蜡；放蜡；清蜡1. 油井结蜡的原因分析原油开发中含有的石蜡，碳原子的数量会随着温度的变化而变化，晶体也会产生，并且积聚会变大并沉积在油管的壁上，导致油井结蜡油井。
石蜡形成后，油井结蜡主要表现在两个方面：薄膜吸附和液滴吸附。
在油管吸附活性剂的水之后形成膜吸附，并且油膜薄层的增加的面积也扩大以转变成蜡晶格网络。
液滴吸附是当油井中发生紊流搅拌现象时，液滴与管壁碰撞，胶体和石蜡的油滴被吸附，最后沉积石蜡。
油井结蜡具有有如下几个方面的原因。
1.1原油自身原因原油的主要成分。
原油的主要成分在井注水开发过程中会发生一定的变化，氮与其他化学元素的融合将与油重新结合。
以这种方式，原油的密度和粘度也相应地增加，从而增加了油井中的打蜡速度。
另外，原油中含有的水，沙和泥也对油井的结蜡有一定的影响。
如果油井中含有的水量少，则蜡的含水量小，因此形成的蜡过于紧密。
当油水乳化液与油管接触时，通常形成两个定向层，即憎水定向层和亲水定向层。
在管道吸附活性剂的水之后，形成一层原油膜和憎水定向层。
另外，当原油薄膜与普通水接触时，薄膜破裂形成亲水定向层。
当烃中的表面活性剂不吸附在装置表面上时，它通过憎水基吸油、亲水基吸水的方式吸附在油水上，使得双层憎水层吸附在表面上该设备。
关于油井井筒结蜡规律与防蜡技术
关于油井井筒结蜡规律与防蜡技术1. 引言1.1 研究背景油井井筒结蜡是油田开采过程中常见的问题，会导致油井产量下降、生产成本增加等一系列不良影响。
由于油井井筒结蜡问题的严重性，防蜡技术的研究与应用显得尤为重要。
油井井筒结蜡问题的出现不仅影响油井的正常生产，还会对整个油田的开采效率造成负面影响。
研究油井井筒结蜡的规律以及寻找有效的防蜡技术措施具有重要意义。
为了更好地应对油井井筒结蜡问题，我们需要深入了解其发展规律，分析结蜡的原因，探讨有效的防蜡技术，评估防蜡技术的实际应用效果。
通过对油井井筒结蜡问题的深入研究，我们可以为油田生产提供更好的技术支持，提高油井的生产效率，降低生产成本，实现经济效益的最大化。
防蜡技术的不断创新和应用还有望推动油田开采技术的进步，为油气资源的高效开发和利用做出贡献。
【研究背景】部分的内容到此结束。
1.2 研究意义油井井筒结蜡一直是油田开发中的一个重要问题。
研究表明，油井井筒结蜡会影响油井正常生产，导致产量下降、采油效率降低等问题。
研究油井井筒结蜡的规律以及有效的防蜡技术具有重要的意义。
通过深入研究油井井筒结蜡的规律，可以帮助我们更好地理解蜡的生成和沉积机制，为制定有效的防蜡技术措施提供科学依据。
防止油井井筒结蜡可以保证油田的正常生产，提高采油效率，减少生产过程中的不必要损失。
有效的防蜡技术还可以延长油井和油田的使用寿命，促进油田的可持续开发利用。
研究油井井筒结蜡的规律和开发有效的防蜡技术对于提高油田开发的效率、降低生产成本具有重要的意义。
通过不断深入研究和实践，我们可以更好地解决油井井筒结蜡问题，推动油田开发向着更加高效、环保的方向发展。
2. 正文2.1 油井井筒结蜡规律的发现油井井筒结蜡规律的发现是石油工业发展中的重要里程碑。
早在20世纪初期，石油工作者就开始注意到油井井筒中会出现结蜡现象，并对其产生兴趣。
经过长期的观察和实验，他们逐渐发现了结蜡的规律。
他们发现了油井井筒结蜡与温度的关系。
油井井筒结蜡规律与防蜡技术研究
油井井筒结蜡规律与防蜡技术研究摘要：随着我国社会经济的不断发展，我国的采油行业为也取得了迅速的发展。
但是，我国采油油井井筒中结蜡问题一直都很严重，从而制约了我国采油事业的进一步发展。
因此，研究油井井筒结蜡规律与防蜡技术具有非常重大的意义。
本文介绍了影响油井井筒结蜡的因素，提出了采油中防止油井井筒结蜡的方法。
关键词：油井井筒结蜡规律防蜡技术前言随着采油事业的不断发展，油井井下结蜡后导致采油设备腐蚀的现象经常发生，从而直接影响油田的正常生产。
因而需要对油井井筒结蜡规律进行调查研究，进而采取有效措施防止油井井筒结蜡。
油井井筒结蜡是油田生产过程中经常出现的问题，它将直接影响油井采油的正常进行，不仅仅影响采油作业的速度，还会导致采油效率下降。
因此，防止油田井筒结蜡是油田生产经营过程中的重要环节。
当原油经过油井井筒时，由于油井井筒内压力和温度的变化，导致原油出现结蜡现象，进而使油管断面变小，影响油井的正常生产，甚至会造成油井停产。
对于不同的油田，原油性质存在较大的差别，使得油井结蜡的规律也存在很大的不同。
为了更好地防止油田井筒中的结蜡现象，有必要研究油田井筒中的防止结蜡技术。
一、影响油井井筒结蜡的因素目前，影响油田井筒结蜡的因素很多，一般包括以下几个方面，第一，原油的性质和含蜡量。
当原油中含轻质馏分越多时，蜡的结晶温度就越低，那么蜡就不易析出。
第二，原油中的胶质和沥青质。
原油中的胶质和沥青质可有效减轻结蜡程度，但是原油中的胶质和沥青质在结蜡后使粘结强度增大，导致油井井筒容易出现结蜡问题。
第三，压力和溶解气。
在进行采油的过程中，随着压力的不断降低，一旦压力降低到饱和度压力后，油井中就会有气体分离出来，从而降低了原油对蜡的溶解能力，容易出现结蜡问题。
第四，原油中的水和机械杂质的影响。
当原油含水后油流温度的降低时，容易在管壁上形成连续水膜，不利于防止结蜡。
第五，液流速度与管子表面粗糙度及表面性质的影响。
当油的流速较大时，油对管壁的冲击力变大，油蜡就不容易沉积在管壁上。
冷输油井防蜡技术研究
冷输油井防蜡技术研究【引言】随着油田开发的深入，油井中存在的问题也越来越多。
其中之一是输油管道中的蜡垢问题，这导致了油井的生产能力下降，增加了油井的维护成本。
为解决这个问题，人们开始研究使用冷输油井防蜡技术。
【降低油井的温度】降低油井的温度是通过人工降温装置实现的，该装置将冷却剂引入油井，达到降低油井温度的目的。
冷却剂可以是低温介质，如液态氮或液态二氧化碳，也可以是冷水等。
通过冷却剂的循环注入，可以降低油井内部的温度，使蜡的析出得到有效控制。
【保持油井的温度】保持油井温度是通过加热装置实现的，该装置在油井中安装加热设备，以保持油井中的温度在一定的范围内。
加热设备可以是电加热器或蒸汽加热器等。
在输油过程中，通过加热设备对油进行加热，防止油中的蜡析出。
这样，即使在低温环境下，油井中的温度也能保持在合适的范围内，从而避免蜡的析出。
冷输油井防蜡技术已经在一些油田中得到了应用。
例如，在北方寒冷地区，冷输油井防蜡技术可以有效防止油井中蜡的析出，确保油井的正常生产。
此外，冷输油井防蜡技术还可以应用于深水油田，更好地保护输油管道免受低温腐蚀和蜡垢的侵蚀。
与传统的热输油技术相比，冷输油井防蜡技术具有一些明显的优势。
首先，冷输油井防蜡技术无需使用大量的热能，减少了能源消耗。
其次，冷输油井防蜡技术能够避免热输油过程中可能引起的安全隐患，降低了事故发生的风险。
另外，冷输油井防蜡技术还能够降低生产成本，提高油井的经济效益。
然而，冷输油井防蜡技术也面临一些挑战。
首先，冷输油井防蜡技术的设备和材料需要适应极端低温环境，这增加了工程的难度和成本。
其次，冷输油井防蜡技术需要严格控制温度，避免油井过热或过冷，这对操作人员的技术水平要求较高。
另外，冷输油井防蜡技术的应用范围还受到油品种类、地质条件等因素的限制。
【结论】冷输油井防蜡技术是一项有潜力的技术，能够有效解决油井蜡垢问题。
通过降低油井温度和保持油井温度，冷输油井防蜡技术能够实现油井中蜡的控制，保证油井的正常生产。
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。
青海油田油井防腐防垢防蜡新技术研究
该项目主要通过研究出效果较好的液体或固态缓蚀、阻垢、清蜡剂，采用先进的成型工艺固化成产品，投入油田应用，旨在达到有效防腐、阻垢和清蜡效果，同时可大大延长药剂使用周期、减轻劳动强度、节约药剂成本。
二、立项的必要性及意义
(油田腐蚀、结垢、结蜡现状，防治的重要性、必要性)
因此，我们申请本课题，主要针对青海油田进行防腐、阻垢、清蜡新技术的研究工作，对油田提高防腐、阻垢和清蜡效果，延长药剂使用周期、减轻劳动强度、节约药剂成本有十分重要的意义。
四、目标、项目主要研究内容及关键技术（新技术推广项目应注明实施地点、规模等）
目标：
研制出固体缓释型防腐剂、阻垢剂、清蜡剂产品，应用于本油田，取得一定的效果，并逐步进行推广应用。
主要研究内容：
1、查清油井腐蚀、结垢、结蜡状况及特征，通过原油分析、水质分析、垢样分析、结蜡情况分析及工艺过程分析等手段，取得现场第一手资料和数据，搞清腐蚀、结垢、结蜡原因，从而确定试验方案。
国内有一种固体清蜡剂，是高分子的高压聚乙烯或高分子酯类，虽然一次加入有效期较长，省力省事的优点，但其针对性较强，使用温度范围较窄，需要作某些井下生产管柱的改动，故而目前国内应用不多。
国内外油井清清蜡技术，最初为机械刮蜡法清蜡，后来逐步发展为热洗法清蜡、超声波清蜡及细菌清蜡、油管涂层清蜡及化学方法清清蜡。在各种清清蜡方法中，超声波清蜡、细菌清蜡和油管涂层清蜡等方法或因技术要求高或因一次性投入成本过高或因清蜡效果差，没有得到广泛的应用。目前应用较普遍的方法是机械刮蜡、热洗及清清蜡剂清蜡三种方法。机械刮蜡和热洗存在施工作业劳动强度大、作业时油井必须停产的问题，影响油井正常生产，而化学清蜡、清蜡既减少了劳动强度，又不影响油井的正常生产，所以化学清蜡、清蜡方法越来越受到人们的重视。化学清清蜡是保证含蜡原油油井正常生产的一项重要措施，随着人们自我保护、环境保护意识的不断加强，清清蜡剂的研制正朝着低毒、无污染、高效、清蜡与清蜡相结合的方向发展。
油井微生物清防蜡技术研究与应用
油井微生物清防蜡技术研究与应用文卫采油厂有天然能量开采的油井121口，其中，含水低于70%的油井达74口，原油中蜡质含量较高，原油凝固点高，造成该类油井结蜡严重，在生产中结蜡会影响悬点载荷，引起交变载荷的增大，进而影响抽油杆的工作寿命，造成油井躺井。
2018年我厂因结蜡造成杆断及蜡卡躺井达8口之多。
研究应用油井微生物轻防蜡技术取得突破进展。
标签：油井结蜡;微生物清蜡;选井标准一、油井结蜡的原因分析1.1温度对油井结蜡的影响温度是影响油井结蜡的重要原因之一。
当外界的温度比析蜡温度低时，就会出现结晶现象，温度越低析出的蜡就会越多一般在油气的开采上使用高压物性模拟实验来测析蜡温度变化。
1.2压力对油井结蜡的影响根据化学物质的结晶原理可知，当外界的压力低于饱和压力时，伴随着原油中的气体逸出与膨胀都可能造成油温降低，因为气体膨胀将原油中一部分热量带走，从而降低了对蜡的溶解能力，温度降低引起结蜡现象。
1.3机械杂质和水对油井结蜡的影响结蜡的核心因素是原油中机械杂质和水中的微粒。
当含水量降到70%以下時，伴随同样的流量井下温度会下降，析蜡点下移，析出的蜡易聚集或沉积，形成油井结蜡。
1.4流速和管壁特性对油井结蜡的影响有关实验表明，随流速升高，单位时间内通过的结蜡量也增加，相应的析出的蜡会增多，易造成严重的油井结蜡现象1.5举升方式对油井结蜡的影响举升方式也会对对油井结蜡产生一定的影响。
自喷井和气举井在井口或井下节流时会引起气体膨胀而带走部分热量，导致温度下降造成结蜡。
二、微生物清防蜡原理微生物采油技术作为一门有前景的技术，已经能够处理油田中遇到的多种生产问题，主要包括油井结垢、结蜡以及提高原油采收率.微生物清防蜡技术是微生物采油技术的一个分支，其主要目的是对油井和油管清除结蜡和防止结蜡，但至今微生物清蜡防蜡技术工业化应用的很少，制约该技术大范围应用的主要原因是有效期短、清蜡防蜡效果差。
在降解石蜡的微生物中加入生物表面活性剂可以通过调节细胞表面的疏水性能，影响微生物细胞与烃类之间的亲和力，降低油水界面张力，诱导大量的酶以提高清防蜡效率本实验经筛选、分离、纯化获得清防蜡菌种和高产表活剂菌种，按照不同比例向石油中添加清防蜡菌种和高产表活剂菌种，以对固体石蜡的降解率为指标，获得混合菌种复配的最佳比例.通过室内实验分析混合菌作用于原油前后其粘度、凝点及表面张力变化之后，将微生物清防蜡技术应用于现场试验，为微生物清防蜡技术大规模工业化生产打下基础。
石西油田防腐防垢技术应用研究
石西油田防腐防垢技术应用研究【摘要】随着油田开采，原油综合含水逐年上升，部分油井出现不同程度的腐蚀或结垢，造成检泵频繁，深井泵、管柱损坏严重，经对管柱附着物及采出水中腐蚀因素分析，井下腐蚀、结垢是造成这些问题的根本所在。
同时伴生气中的H2S及侵蚀性CO2与管柱接触后，也会产生氢脆和应力腐蚀。
为了改变作业区部分油井检泵周期短的生产难题，开始采用固体防腐防垢技术的应用，从该技术这几年的应用情况来看，大多数油井取得了较为理想的防护效果，延长了油井的检泵周期，减少了油井因结垢、腐蚀造成检泵的频次。
【关键词】腐蚀；结垢；化学阻垢；化学防腐；固体防腐阻垢剂1、防腐防垢原理1.1化学阻垢化学药剂防垢是目前应用最多，技术最为成熟的阻垢方法之一。
其原理是阻垢药剂吸附在微晶体表面，破坏了晶体的晶格结构，造成晶格扭曲，不能形成稳定的晶形结构，阻碍了微晶的长大。
另外阻垢剂对Ca2+、Mg2+等阳离子的络合增溶作用，减少了与阴离子的接触，从而起到防垢作用。
目前国内常用的阻垢剂有五种类型：①无机聚磷酸盐，以聚磷酸钠为代表，主要防止碳酸钙垢的形成；②含磷有机缓蚀阻垢剂，包括有机磷酸酯和有机多元膦酸盐，有机磷酸酯以聚氧乙烯基磷酸酯和聚氧乙烯基焦磷酸酯为代表，主要防止硫酸钙垢的形成；有机多元膦酸主要以ATMP、HEDP为代表，主要以防止碳酸钙为主，对硫酸钙有一定的阻垢效果，与其它药剂复配，具有好的协同效应。
③低分子量聚合物，以PAA、HPMA为代表，对钙镁垢具有较好的阻垢效果，与其它缓蚀剂复合使用时可使垢层从硬垢转变为软垢而易于清洗。
④天然阻垢剂，以丹宁、木质素为代表，主要防止碳酸钙垢的生成。
⑤共聚物阻垢分散剂，如丙烯酸共聚物、马来酸共聚物、磺酸共聚物等。
这五种类型的阻垢剂中含磷有机缓蚀阻垢剂、聚合物阻垢分散剂、共聚物阻垢分散剂因其热稳定性能好、不易降解和水解、用量低、可与其它药剂复合使用等特点而发展较快并成为主要的发展方向。
1.2缓蚀技术材料和周围介质相作用，使材料遭受破坏或性能恶化的过程称为腐蚀。
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423
5 截止2006年底采油井12356口，开井10329口。 其中： 抽油机生产井9287口 螺杆泵生产井658口 潜油电泵井48口 捞油井336口 主要问题： 偏磨油井3136口
蜡卡 5% 砂卡 9%
93%
抽油机 螺杆泵
电潜泵 7% 0%
其它 12%
泵漏 27%
腐蚀结垢井2854口
少影响油量 （吨） 1710 累计创效 （万元） 444
使用时间 （天） 589
12
(三)油井防腐防垢形成的技术和取得的成果
1、吉林油田已应用防腐防垢技术 缓蚀剂技术 阻垢剂技术 防腐抽油泵 磁防垢技术 阴极保护技术 主体防腐防垢技术是缓蚀阻垢剂。
13
2、防腐防垢在乾安取得的成果
全面掌握了乾安油井采出水组成的特点 油井采出水水质均为高矿化度盐水，总矿化度最高达1.3ⅹ104mg/L,同时具有碱 度高、氯离子含量高、硫酸根离子含量高的特点，普遍含有少量的硫化物、二 氧化碳、氧和细菌。 乾安水质均为碳酸氢钠型水质，在系统温度下腐蚀结垢趋势明显
乾安 79 口高频作业井井况统计表 井况 井数（口） 单一 偏磨 13 单一 腐蚀 2 2.5 单一 单一 有两 结垢 结蜡 2 2.5 5 6.3 种 33 41.9 有三 种 20 25.3 有四 种 4 5.0
百分比 （%） 16.5
集成技术应用情况表
年度 应用井数（口） 平均延长免修期（天） 2002-2003 年 10 530 2004 年 298 212 2005 年 320 180
x
L
M Q F q
这种方法缺乏依据，往往达不到目 的。
N N Fe Fe X Fe
20 典型实例：
情78-33井，初期根据理论计算，防磨井段为1000－1800米，修井后发现 磨损井段上移了100米，而且1600米附近偏磨严重。根据井身轨迹和实际，对 1600米附近的扶正器重新设计后，下入井中。再次起出后发现，1600米不磨 了，磨损点移到了1550米附近。
1503
411
143
9
研制了扶正器室内测试装置
研究测试装置的意义 （1）可以对于扶正器的质量和磨损性能进行检测和评价。 （2）为扶正器应用提供基础保障。 研究测试装置的目的 （1）提高扶正器检测能力 （2）确定扶正器的磨损周期 （3）指导扶正器应用 试验机原理 抽油杆（接箍、接头）与油管组 成摩擦副，之间有一定的接触载荷， 其相对运动形式为往复运动。摩擦副 可处在油水介质中，介质可温控、可 循环。 该装置国内第一台扶正器室内专业测 试装置
防磨、防蜡、防腐防垢技术 研究与试验
采油工艺研究院 2007年3月
提
纲
一、前期工作的简要回顾
二、取得的认识和存在的问题
三、下步工作安排
一、前期工作的简要回顾
4
前言：吉林油田属于“三低” 油藏，单井产液量低、流体物性差、
井身结构复杂，油井偏磨、结蜡、腐蚀结垢、出砂严重，造成井下事故多， 免修期短。
因此，从2002年开始，我 油田开展了集成技术的应用， 并取得了良好的效果。
（三）单项技术水平决定集成技术应用的整体效果
集成技术是多项技术对多种问题的同时处理，其作用效果体现在有效性最 短的单项技术上。
18
（四）吉林油田延长油井免修期技术上取得的认识和存在的问题 1、油井防磨方面
（1）形成了以扶正技术为主的防磨配套技术，但扶正器的耐磨性能和质量缺 乏评价 扶正器是我油田油井防磨的主体技术措施，单井下入的数量多，每一个扶 正器都是整个防磨措施的关键点，任何一个失效，都要影响防磨的效果。因 此扶正器耐磨性能和质量是用好这项技术的前提和基础。 而目前对于扶正器的耐磨性能没有认识，对于所用的扶正器磨损周期没有 定量的认识，下入井中的扶正器磨损周期能否达到要求免修期，还是个未知 数。 现场实际中，只依靠起出的情况，进行做粗略的判断。
260 276 287 288 310
600 单井年作业井次 免修期（天） 1.45 1.4 1.32 1.27 1.27
465 482 493
500 400 300 0.74 0.69 200 100
单井年作业井次
1.18 1.15 1.19 1.19
343 317 307 307
0.8
免修期
1.03
一队16-1 一队10-2 乾北6-1
温度
14
明确了乾安水质腐蚀结垢的原因
腐蚀原因：以高矿化度、高氯离子、高硫酸根离子引起的盐类腐蚀 为主，细菌腐蚀和硫化物等酸性介质的腐蚀为辅。 结垢原因：以压力降低、二氧化碳分压下降造成的水质结垢为主，结 垢普遍为碳酸盐垢。注入水与地层水的不配伍造成了结垢趋势的加剧。
乾安采油厂油井采出水水质稳定指数变化曲线
10 8
稳定指数
6 4 2 0 一队16-1 一队10-2 乾北6-1 10 4.82 8.62 6.9 20 4.38 8.17 6.45 30 3.97 7.77 6.04 40 3.6 7.4 5.67 50 3.26 7.06 5.33 60 2.95 6.75 5.03 70 2.67 6.47 4.75 80 2.42 6.21 4.49 90 2.19 5.98 4.26
对乾安缓蚀阻垢剂配方进行了改进 根据水质分析结果及腐蚀结垢变化趋势，对原有配方进行了改进，形 成了四种缓蚀阻垢剂配方以满足现场的要求。
二、取得的认识和存在问题
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（一）油井偏磨、腐蚀结垢、结蜡是制约油井免修期的关键因素
通过对吉林油田历年油井修井工作量的统计，上修的主要原因是断脱、泵漏 和管漏，三者占总维护工作量的70%以上。
19 （2）扶正器的下入位置和数量是用好扶正技术的关键，但目前缺乏有效的优 化设计技术方法 扶正器在井下起支撑油杆，避免杆管间因相互接触而磨损。因此扶正器下 入的位置和数量是用好扶正器的关键。 油杆弯曲与油杆受力有关，不同井段油杆弯曲程度不同，这就需要根据油 杆受力情况，在井下不同位置不入不同数量的扶正器，才能起有效的支撑作 用。 Y O 而目前，现场实际中，只能依靠井 下杆管起出的情况，来决定下次下入 F 扶正器位置和数量。
油井偏磨、腐 蚀结垢、结蜡是 造成油井上修的 主要原因，防磨、 防蜡、防腐防垢 是延长油井免修 期工作的核心问 题。
偏磨
2000-2006 油井作业统计表
年度 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 比例 (%) 32 25 17 8 7 11 100 作业 工作量 比例 原因 (井次) (%) 断脱 2585 泵漏 1825 管漏 1679 砂卡 蜡卡 其它 752 424 959 31 22 21 9 5 12 100 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 比例 工作量 (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) (%) (井次) 2481 1779 1617 662 435 979 7953 32 23 20 8 5 12 100 2251 1604 1734 607 405 505 7106 32 23 24 8 6 7 100 1832 1278 1382 593 341 989 6415 28 20 23 9 5 15 100 1823 1480 1168 437 288 707 5903 31 26 20 7 5 11 100 1975 1778 1072 601 326 750 6502 31 27 16 9 5 12 100 1937 1514 1029 484 424 666 6054
衬轴
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优化油井工作制度：2006年末和2001年对比，冲程由1.89米提高到
2.15米；冲数由6.66次下降到5.63次；泵效由37.0％上升到41.2％。其中:
降低冲数：二次中间减速装置应用588口，安装应用四次曲线轮460套。 减小泵径：应用∮32抽油泵1023台，应用 ∮28抽油泵63台。
出泥浆井394口 出砂井983口
脱 11% 断 20% 泵漏 管漏 断 脱 砂卡 蜡卡
管漏 16%
结蜡（结蜡周期小于30天）井461口
其它
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(一)油井防磨形成的主要技术
扶正技术：接箍式、浇铸式和杆体 式 扶正器优化技术 油杆旋转技术：井下和井口 油管旋转技术 井下杆柱组合优化技术 工作制度优化技术 管杆加重技术 油管锚定技术 内衬管技术 目前吉林油田的主体防磨技术是扶 正技术和工作制度优化技术
低转数电机：安装应用234台。
间抽生产：共有间抽井1412口。
单位:口 年度 调冲程 调冲数 调泵径 调泵挂
2001
2002
581
610
1029
2189
615
1313
270
367
2003
2004 2005
726
927 953
2280
2316 3088
750
833 707
228
287 360
2006
320
合计 8224
25.70%
腐蚀结垢
17.40%
结蜡
6.80%
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
30.00%
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（二）技术集成应用是解决吉林油田油井免修期的有效方法
吉林油田油井井况复杂， 同一口井中偏磨、结蜡、腐 蚀结垢等多种问题同时存在， 一个问题没处理好，就会对 免修期造成影响。 延长油井免修期必须要针 对油井存在的问题，采用多 向技术对各种问题同时进行 处理。
大情字区块历年井身质量差的井统计表 年度 有狗腿度 狗腿度＞2° 的井 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 71 49 31 21 113 10 130 10 2004 年 73 7 2005 年 87 16 合计 505 113