抽油井微生物清防蜡作业指导书
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。
油井清蜡防蜡技术及新型技术应用
256碳氢化合物作为石油的重要组成部分，当融入的石蜡随着采油温度的升高被析出气体溶解力降低，石蜡被析出后沉淀聚集而形成结蜡，不仅会造成油井堵塞，降低原油产量影响原油质量，严重的还会造成油井停产。
根据油井结蜡情况有针对性地采取清防蜡措施，有效解决油井结蜡问题，才能为提升石油开采能力，促进油田采油稳产高产。
1 油井清蜡防蜡技术概述 （1）油井结蜡机理。
蜡是以分子的状态溶解在地层原油中，当原油开采时随着地层条件的变化和采油温度的降低，当温度降到析蜡点以下时，蜡会出现结晶现象从而被析出。
当底层变化导致温度、压力继续降低时，轻组分和容易达到饱点发生液体到气体的气化现象，气化后的气体逸出会降低蜡的溶解能力，结晶形成的石蜡微晶会大量的聚集，从而构成互相吸附的石蜡颗粒，人们用肉眼就可以看到，当石蜡颗粒集聚逐渐增多会不断的沉积在采油的管道和设备上，当油管壁、套管壁、抽油杆、抽油泵有大量结蜡时，自然会影响设备的正常运行。
有时严重时在油层部位都会形成蜡的沉积。
因为油井的结蜡呈黑色半固体和固体状态，是由石蜡、沥青、胶质、泥砂等杂质混合组成，结蜡后的油井井筒内径会逐渐减小，无疑使油流阻力增加，采油产能降低，严重时堵塞井筒造成停产，影响油井高产稳产。
另外，一旦蜡块被吸进抽油泵，必然造成抽油泵工作效率低下，降低泵排量，抽泵效果和抽油效率低下，增加耗电量。
（2）油井结蜡的危害。
原油的油层含蜡量越大渗透率就会越低，二者之间是呈反比例关系，渗透率越低油井的产量就会降低，蜡在不断聚集沉积的情况下，很容易堵塞产油口，降低石油的开采效率，影响采油的产能。
蜡结晶后无疑降低井口通道的流畅性，阻力不断增大，油井负荷增大和井口回压增大，很容易造成抽油杆断脱和蜡卡等问题，严重时造成开采设备的损坏，不仅影响石油开采效率，还会造成开采资源成本的增加。
（3）油井结蜡的处理。
当油井出现结蜡现象时必须采取有效的防蜡和清蜡措施，这也是采油工艺和技术中一项至关重要的内容，处理油井结蜡首先要提前编制防蜡和清蜡方案，对结蜡问题有前瞻性的预测，根据结蜡的实际情况，有针对性的采取防蜡清蜡措施，将结蜡造成的隐患控制在萌芽状态，防止结蜡严重而影响到石油的正常开采，防止结蜡越积越多造成的降低开采效率和停产停工等经济损失。
第二节 防蜡与清蜡
三、油井清蜡方法
(1)机械清蜡
常用的工具主要有刮蜡片和清蜡钻头等。
(2)热力清蜡
热流体循环清蜡法 电热清蜡法
热化学清蜡法
还有其它清防蜡方法，如：超声波、微生物技术等
石蜡：16到64的烷烃(C16体，密度880～905kg/m3，熔点为 49～60℃。 结蜡现象：对于溶有一定量石蜡的原油，在开采过程 中，随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解的石 蜡便以结晶析出、长大聚集和沉积在管壁等固相表面 上，即出现所谓的结蜡现象。 油井结蜡的危害： （1）影响着流体举升的过流断面，增加了流动阻力； （2）影响着抽油设备的正常工作。
(二)影响结蜡的因素
1. 原油的性质及含蜡量 ① 原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。
② 原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就 越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易析出。
2. 原油中的胶质、沥青质 胶质含量增加，蜡的初始结晶温度降低； 沥青质对石蜡结晶起到良好的分散作用，且使沉积 蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走。 3. 压力和溶解气
1.油管内衬和涂层防蜡
作用：通过表面光滑和改善管壁表面的润湿性，使蜡 不易在表面上沉积，以达到防蜡的目的。 （1）玻璃衬里油管防蜡原理 油管表面具有亲水憎油特性； 玻璃表面十分光滑； 玻璃具有良好的绝热性能。
（2） 涂料油管防蜡原理
在油管内壁涂一层固化后表面光滑且亲水性强的物质。
2.化学防蜡
通过向井筒中加入液体化学防蜡剂或在抽油管柱上装有固 体化学防蜡剂，防蜡剂在井筒流体中溶解混合后达到防蜡 目的。
（1）活性剂型防蜡剂：通过在蜡结晶表面上的吸附，形 成不利于石蜡继续长大的极性表面，使蜡晶以微粒状态分 散在油中易被油流带走；还可吸附于固体表面上形成极性 表面，阻止石蜡的沉积。 （2）高分子型防蜡剂：油溶性的，具有石蜡结构链节的 支链线性高分子，在浓度很小的情况下能够形成遍及整个 原油的网状结构，而石蜡就可在这网状结构上析出，因而 彼此分散，不能聚集长大，也不易在固体表面沉积，而易 被液流带走。
采油工程中油井清防蜡的措施
采油工程中油井清防蜡的措施油井清防蜡是采油工程中的重要环节，蜡是原油中的一种组分，会随着温度的变化而发生相变，导致油井产能下降。
因此，油井清防蜡是确保油井正常生产的重要措施之一、下面将介绍几种常见的油井清防蜡的措施。
1.温度控制控制油井的温度是最基本也是最重要的措施之一、稳定的油井温度有助于防止蜡的结晶和沉积，并且可以减少蜡对油井管道的冻结和堵塞。
通过温度控制设备，如加热器和保温材料，可以提高油井的温度，保持油井内部的温度在一定的范围内，避免蜡的结晶和沉积。
2.化学清洗剂的应用在油井中加入适量的化学清洗剂，可以在一定程度上防止蜡的形成和积聚。
这些清洗剂可以改变蜡的结构和物化性质，使其不易结晶，降低结晶点温度，并增加原油的流动性，从而减少蜡对油井的影响。
3.机械清除蜡机械清除蜡是采油工程中常用的一种方法。
通过注入高压水或蒸汽等介质，对油井管道进行冲洗，清除蜡的沉积物，恢复油井的产能。
此外，还可以使用机械工具，如清蜡钻具和清蜡管等，对沉积蜡进行切割和清除。
4.高压高温蒸汽注入高压高温蒸汽注入是一种通过注入高温高压的蒸汽将油井管道中的蜡熔化和冲洗出来的方法。
蒸汽在注入油井管道后，通过对蜡的热量传递，在一定时间内对蜡进行熔化和清除。
这种方法可以有效地清除管道内的蜡，并且不会对管道造成损坏。
综上所述，油井清防蜡是采油工程中不可或缺的措施之一、通过温度控制、化学清洗剂的应用、机械清除蜡和高压高温蒸汽注入等方法，可以有效地清除油井管道中的蜡，保持油井的正常产能。
在实际操作中，需要根据具体的油井情况和蜡的性质选择适合的清防蜡措施，以确保采油工程的顺利进行。
油井清蜡技术
1引言油田开发之前，原油埋在地层中，这时原油中的石蜡处于高温高压条件之下，一般都是以单相液态存在的，蜡完全溶解在原油中。
在油井开采过程中，原油从油层流入井底，再从井底沿井筒举升到井口时，压力和温度随之逐渐下降，当压力降低到一定程度时，有助于溶解石蜡和胶质的轻质组分逐渐损失，结果破坏了石油溶解在原油中的平衡条件，此时超过了石蜡在原油中的溶解饱和度，导致石蜡结晶析出聚集凝结并粘附于油井设施的金属表面，这就是常说的油井结蜡。
油井结蜡是采油过程中经常遇到的问题。
特别是在开采高含蜡原油时，由于石蜡析出并不断沉积于油管管壁、抽油杆、抽油泵以及其他井底设备、地面集输管线、阀门、分离器、储罐等的金属表面，减小了油流通面积，增加了原油的流动阻力，致使油井减产。
结蜡严重时，可以把油井管线完全堵塞，导致停产，如图1-1，1-2所示。
因此油井清、防蜡是油井管理中极为重要的措施之一。
图1-1 现场清蜡作业图1-2 生产管线中沉积的石蜡油田常用的油井清、防蜡技术主要有机械清蜡技术、热力清防蜡技术、表面能防蜡技术（内衬和涂料油管）、化学药剂清防蜡技术、磁防蜡技术和微生物清防蜡技术6大类。
用化学药剂进行清防蜡，通常是将药剂从环形空间加入，不影响油井正常生产和其他作业，除了可以收到清防蜡效果外，使用某些药剂还可以收到降凝、降粘和解堵的效果。
2蜡的化学结构特征组成2.1蜡的定义与结构石油是一种成分复杂的混合物，它包括的主要元素有：碳（83%～87%）、氢（10%～14%）、氮（0.1%～2.0%）、氧（0.05%～1.5%）、硫（0.05%～1.0%）以及微量的钒、镍、铁、铜等金属元素。
主要是以碳氢化合物（通常称为烃）的形态存在，占石油成分的75%以上。
严格地说，原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃，通常把C16H34——C63H12的烷烃称为蜡。
其中C18-35为正构烷烃，通称为软蜡；C35-64为异构烷烃，通常称为硬蜡。
纯蜡是白色的，略带透明的结晶体，熔点在49℃～60℃间。
油井结蜡与防蜡
油井结蜡与防蜡前言油井结蜡是油田开发过程中存在已久的问题，当原油从地下抽到地面时，由于溶解气体的逸出和膨胀而使原油温度逐渐降低，蜡就从原油中按分子量的大小顺序结晶析出，并继而沉积在油管内壁上，致使井筒变窄，油井产量降低，严重时还会堵塞油管造成油井停产。
清防蜡技术就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。
第一章油井结蜡的过程及结蜡因素为了制定油田防蜡和清蜡等措施，必须充分了解影响结蜡的各种因素和掌握结蜡规律。
通过对油井结蜡现象的观察和实验室对结蜡过程的研究，初步认为影响结蜡的因素主要包括四个方面：原油组分（包括蜡、胶质和沥青的含量）、油井的开采条件（如温度、压力、气油比和产量等）、原油中的杂质（泥、沙和水等）以及沉积表面的粗糙度和表面性质。
1.1油井结蜡的过程（1）当温度降至析蜡点以下时，蜡以结晶形式从原油中析出。
（2）温度、压力继续降低，气体析出，结晶析出的蜡聚集长大，形成蜡晶体。
（3）蜡晶体沉积于管道和设备等的表面上。
从形成新相（石蜡晶体）所需要的能量角度来看，石蜡首先要在油流中的杂质及固体表面粗糙处形成，因为这样所需的能量小。
大量研究表明：原油对蜡的溶解度随温度的降低而减小，当温度降低到原油对蜡的溶解度小于原油的含蜡量的某一值时，原油中溶解的蜡便开始析出，蜡开始析出时的温度陈为蜡的初级结晶温度或析蜡点。
1.2影响结蜡的因素1.原油的性质及含蜡量油井结蜡的内在因素是因为原油中溶解有石蜡，在其他条件相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。
另外，油井的结蜡于原油组分也有一定的关系。
原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易析出。
实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。
2.原油中的胶质、沥青质实验表明，随着胶质含量的增加，拉的初始结晶温度降低。
抽油井清防蜡技术应用分析
抽油井清防蜡技术应用分析摘要:结蜡是采油管理中一个普遍的现象和问题,该项工作必须常抓不懈。
本文介绍了防蜡块在南堡2-3平台油井应用情况,实践摸索出“微生物+防蜡块”组合使用效果理想。
关键词:抽油井防蜡技术采油管理南堡2-3采油平台有抽油机井54口,占油井总数67.5%。
抽油井清防蜡尤为重要,主要有:化学防蜡、微生物、防蜡块、电磁防蜡、油管加热清蜡等。
1 清防蜡应用情况1.1 结蜡机理及其影响因素从井底到井口油管井液举升过程中,温度逐步降低;压力降低,导致原油中溶解气析出、膨胀,井液温度进一步降低,溶解于原油的固相烃类(C16-C62)析出,形成石蜡、附着于油管和抽油杆。
结蜡过程包括蜡晶析出形成晶核、结晶长大和沉积阶段。
井筒压力高于饱和压力时,蜡的初始结晶温度随压力降低而降低;低于饱和压力时,蜡的初始结晶温度随压力的降低而升高。
因此,生产管柱上部结蜡较为常见。
原油中水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大,但井液中细小砂粒等成为石蜡结晶的晶核,加剧结蜡;随着含水增加,通常结蜡程度会有所减轻,一是由于井液高含水在管壁形成了连续水膜,二是地层水比热容高,井筒温降放缓。
1.2 清防蜡技术适应性探讨化学清防蜡是油田最常用技术,通过加注化学药剂,减缓抑制蜡晶生成、聚集,减弱油井结蜡速度,改善井液流动性,起到防蜡清蜡作用。
物理清防蜡技术利用物理场来抑制蜡的形成和粘附。
目前应用较多的是油管电加热、强磁防蜡器等。
强磁防蜡器通过磁场作用抑制蜡晶生成,其现场应用效果差异较大。
主要影响因素有场强、磁场作用方向、井液流速与性质等。
微生物清防蜡筛选合适的微生物菌种使其在近井地层、井简内大量繁殖,生物降解原油中饱和碳氢化合物、胶质和沥青质。
微生物在代谢过程中产生的表面活性剂和生物乳化剂还能改善油层的润湿性、提高油藏渗透率、增加油井产量。
但微生物技术不具有广谱适应性,必须配伍试验再试用。
固体防蜡剂由高分子聚合物PE和其它多种助剂复配而成,是一种高分子型防蜡剂,它是在高温高压和氧引发下聚合而成的,是支链型结构,易于在油中分散并形成网状结构。
《采油用清防蜡剂技术要求》
Q/SH
Q/SH××××-××××
中国石油化工集团公司企业标准
Q/SH 0052—2007
采油用清防蜡剂技术要求
2007-03-26 发布
2007-03-26 实施 发布
中国石油化工集团公司
Q/SH 0052-2007
前
言
本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部提出并归口。 本标准起草单位： 中国石化采油助剂与机电产品质量监督检验中心 （中国石化胜利油田分公司技术 检测中心） 本标准主要起草人：周海刚 杜灿敏 隋林 张晶 张志振 张娜 曹金林 罗艳萍
图2 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 4.17
2
氧燃烧瓶
（单位：mm）
图3
硫酸纸旗（单位：mm）
硫酸纸：纸旗规格见图 3； 脱脂棉； 氧气； 铂丝； 注射器：l.0 mL； 微量进样器：10 µL、50 µL； 盐含量测定仪：WC－200型或同类仪器；
Q/SH 0052-2007 4.18 4.19 4.20 4.21 5 酸式滴定管：25 mL； 碘量瓶：150 mL； 移液管：1 mL，10 mL； 量筒：50 mL。
4
Q/SH 0052-2007 6.7.2.1 将石蜡溶化后倒入两个半球形金属模具中，冷却1 min 后，再将两个半球形金属模具合为一 体压紧。装入小烧杯中，放入温度为（58～60）℃的恒温水浴中，10 min 后取出，待蜡完全冷却后， 轻轻转动模具，取出蜡球称量，精确到 0.01 g。 6.7.2.2 将恒温水浴温度控制在45 ℃±l ℃，在50 mL 比色管中加入15 mL 清防蜡剂，放入水浴中。 待比色管中的清防蜡剂恒温后，将蜡球（6.7.2.1）放入比色管中，观察并记录蜡球溶完所用的时间t， 精确到1 min。 6.7.3 计算 溶蜡速率按公式(3)计算。
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抽油井微生物清防蜡作业指导书
克拉玛依科力新手技术实业开发公司
2005年2月
抽油井微生物清防蜡作业指导书
1 范围
本作业指导书规定了抽油井微生物清防蜡选井、室内评价、现场施工、应急
措施及效果监测等技术要求及操作规程；
本作业书适用于新疆油田公司采油厂或作业区抽油井微生物清防蜡。
2 引用标准
Q/XJ 0444-91 井下作业安全施工规定
Q/XJ 0492－1995 油水井水力压裂施工规程
3 微生物防蜡选井条件
⑴ 热洗周期： 小于50天，热洗周期越短则效果对比越明显；
⑵ 含蜡量： 大于3%，最佳范围：8%~25%；
⑶ 含水量： 小于90%，最佳范围：小于50%；
⑷ 日产量： 2～40吨/天；
⑸ 井温： 25～100℃，最佳范围：30~70℃
⑹ 原油密度： 大于0.80,最佳范围:0.83～0.93
⑺ H2S含量： 小于2%
⑻ 矿化度： 小于8%
⑼ 沉没度： 大于100m，200～500m时投入产出比较经济
⑽气油比：小于300，最好小于100
⑾油井环空畅通，无杀菌剂等化学物质.
4 室内微生物清防蜡评价
具备大量的基本菌量是基础，正确的性能评价是关键，在对每个区块进行微
生物入井前，应先取代表性油样主要从以下几个方面进行微生物适应性室内评
价：
①微生物生长特性分析： 将菌量加入用 NH4H2PO4或（NH4）2HPO4或 NH4NO
3
和NH4CL或（NH4）2SO4各0.5%的培养液中，配成浓度为10％的菌液，在油层中
部温度至井口处温度之间选取一定的间隔温度，在恒温箱中(或回旋振荡摇床)
培养24～72h，在显微镜下用血小板计数器对比前后细菌数量的变化。可以判断
出微生物适应的最佳温度及繁殖时间。有条件时还可进行微生物耐盐性试验
②微生物在原油中生长特性分析：将菌量加入油样中，根据微生物生长的最
佳温度及时间，在恒温箱中(或回旋振荡摇床)培养48h后，进行原油物性变化分
析。根据原油特性变化可基本判断出微生物对原油的适应性。
③原油特性变化:对比加入微生物前后，油样中蜡、胶质、沥青质、20～70℃
原油粘温曲线、凝固点、界面张力等的变化。
④ 对油样加入微生物后进行动、静态防蜡率的测定。
⑤室内静态防蜡率试验方法:在100ml广口瓶中先加入30g原油，取2ml室
内培养的菌液，再加入30g原油，盖紧瓶盖，在45±1℃的恒温水浴中恒温30min，
用手振荡200次，使药剂在油中混合均匀，再放回45±1℃恒温水浴中恒温10min
后取出，放入35±1℃的恒温箱中恒温10h。在恒温箱中把广口瓶倒扣入一接收
器中，恒温60min使广口瓶不再滴油，然后取出结蜡广口瓶，称取油蜡粘壁的总
重量，计算防蜡率（%）。
5 单井基础资料收集及水质稳定性试验
在进行微生物注入前，必须对该区块的地层资料进行了解，掌握该区块地层
水水质资料（主要是钙离子等成垢阳离子含量），根据水质资料数据对微生物注
入液进行配方调整。在必要时必须选取有代表性单井样进行水质稳定性试验。试
验方法为：采用自来水配制微生物营养液与单井采出液水样按比例混合中，充分
混合后在一定温度下（泵挂处大致温度）恒温12小时后，观察试验状况，根据
试验结果最终确定微生物注入液配方。
6 微生物现场施工
根据每口井的具体生产状况，完成单井微生物防蜡施工方案，一式三份(甲
方一份、施工人员一份、存档一份)，建立单井施工档案及生产参数数据库，及
时进行防蜡效果分析。
(1) 洗井：在注入微生物前一定周期内必须对该井进行洗井作业，将井筒及油
井环空内的蜡沉积物及有害于目的菌生长的杀菌剂等化学物质洗尽，常规热洗作
业即可。对于井底压力低的油井，由于热洗起不到应有的效果，在应用微生物清
防蜡时要慎重。
用热水或热油洗井，必须做到井筒无蜡沉积，无有害化学剂。否则，会由于
热洗不彻底，日积月累的“死蜡”在微生物的作用下脱落，但又来不及降解分散，
而造成卡泵。
(2)配制微生物注入液： 菌液配制用水为不含杀菌剂和其它化学剂的回注污
水或清水。培养基如下：
NH4H2PO4或（NH4）2HPO4（农用化肥名称为一铵或二铵） 0.5～5%
NH4NO3或NH4CL或（NH4）2SO4 0.5～5%
(3)微生物注入液入井：待油井产出液含水恢复正常后（一般为热洗一到两天
以后），将配置好的菌液从环空加入即可，加入方法有：
a 压力较高时，高于套管压力用泵车注入。
b套管压力很低时，注入前将套管气放空，然后灌入。
c 无套管压力，直接灌入即可。
(4)加入量和加入周期
加入量除了与油井的产量温度等因素有关外，还与沉没度以及环空中液体
总水量有关。一般，沉没度愈大，环空中液体总水量愈多，需要加入的量也愈
大，加入周期亦愈长；反之，沉没度愈小，环空中液体总水量愈少，需要加入
的量也愈少，加入周期亦愈短。通常加入菌量量为50～200公斤，配置成0.5～
2%的菌液1～3m3。
在加入菌液后的2～8小时，关井数小时，效果会更好。有自洗流程的油
井加入后循环数小时效果会更好。
微生物在油井生产过程中自然衰退或随液流带出油井将数量的减少，生产一
定时期后需补加，补加次数及日期根据监测数据及时调整。补加物料数量与第一
次加入时的量基本相等。
(5)施工注意事项
a 对罐车进行清洗，以保证对菌量无害，并保证培养基在水中的充分溶化，
作业完成后对罐车及泵车进行清洗，以防结晶卡泵。
b 每次作业间隔根据油井电流及负荷确定
c 作业均从油井套管注入；
d 将菌液用泵车（套管有压力）平稳注入套管或用人工方法注入（套管无压
力）。
e施工中如管线刺漏应及时停泵，井口放压后进行处理；
f 微生物注入液不得乱排放；
g 施工时不采取关井等措施，但为保证微生物在井筒内的繁殖数量，最好能
关井数小时。
(6) 防蜡效果监测
定期向采油厂索取附表2中所列参数，对新区块原则上每隔2～3天测一次
功图， 30天测定一次电流，根据功图.电流.载荷和油井产量变化，随时分析调
整，探索出不同油井的最经济有效的加入周期以及加入量。试验初期可暂定为一
个月左右。
7 微生物注入后可能出现的问题及解决方法
热洗不彻底或地层结蜡，当微生物注入后，由于微生物对积蜡的洗脱作用会
造成部分油井在注入微生物一周内出现蜡堵塞筛管或抽油泵的事故，解决的方法
有：①将微生物少量多次注入，以防止过快的洗脱速度；②热洗复抽一周后再注
入微生物；③出现上述事故后，油井静止几天，依靠地层温度化解积蜡。④用热
洗等方法解堵。当液量、电流、功图等分析结果出现异常时，就需采取应急措施，
主要是热洗及清蜡剂洗井。
7. 微生物清防蜡施工组织及计划
7.1施工组织：
7.1.1由油田作业区提供符合施工条件的油井井号，科力公司的技术人员根据所
提供的油井井号，及时反馈给油田。同时确定工程量，并及时备料；
7.1.2同油田作业区的负责人确定施工时间。
7.1.3注入时需泵车及20m3罐车各一辆；保证培液罐干净，无不利于微生物生长
的物质。车辆先由生产单位落实并签单。年底结帐时，由科力公司返还油田发生
的车辆费用或直接从结帐单里扣除；
7.1.4 施工前准备：提前数小时将微生物培养液配制工作完成，主要方法有长时
间浸泡或用泵车将培养液打循环，使培养基充分溶解后再加入微生物施工；
7.1.5 油田指定专人带路，现场施工由甲方及科力公司技术人员共同指挥，施工
人员应遵守油田作业区现场施工的有关安全规定，不得吸烟和动用明火，严禁乱
排乱放施工废弃物；
7.1.6 施工按照方案第5条确定的注入方式进行施工。
7.2 施工计划
微生物清防蜡工艺现场施工作业简单便捷安全，一套泵车一天最少可施工
10井次，具体施工日期由油田作业区和科力公司协商确定。
油田 井微生物防蜡施工记录表
附表1
序号 井号 站号 区块 第一次施工(Kg) 第二次施工(Kg) 第三次施工(Kg) 第四次施工(Kg) 备注
时间 液量 菌量 培养基 时间 液量 菌量 培养基 时间 液量 菌量 培养基 时间 液量 菌量 培养基
1
2
3
4
5
6
7
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油田 井微生物防蜡生产参数跟踪监测表
附表2
序号 井号 上次检泵日期 上次热洗日期 现防蜡有效期 监测日期 液量 m3/d 油量m3/d 含水 % 气油比 油压 MPa 套压 MPa 电流（A） 沉没度 m 泵挂 m 负荷（KN） 功图 解释 油层中部深度 m 油层中部
温度
℃
上行 下行 最大 最
小
1
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3
4
5
6
7
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