QSH 0052-2007采油用清防蜡剂技术要求
清、防蜡剂的危险分析
清、防蜡剂通常投加到油井套管中，清蜡剂是用来有效溶解油井井筒和结蜡段形成的石蜡，防蜡剂是用来有效抑制油井管壁上蜡晶的形成，延长油井热洗的周期。
清、防蜡剂的主要化学组成成分是乙烯-醋酸乙烯酯共聚物及酯化物等，再配用一定浓度的有机溶剂，如溶剂油、二甲苯等。
根据企业标准《防蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》（Q/SYDQ0828-2002）和《清蜡剂产品验收和使用效果检验指标及方法》（Q/SYDQ0829-2002）的规定，大庆油田清、防蜡剂在冬季的闪点不小于15℃（闭口），在夏季的闪点不小于25℃（闭口），依据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中的物质危险性划分标准，清、防蜡剂的闪点均小于28℃，属于甲B类火灾危险性的易燃液体，具有较大的危险性。
（3）缓蚀阻垢剂、絮凝剂、杀菌剂
缓蚀阻垢剂主要作用是防止水垢的形成，延缓管线、容器的腐蚀和结垢，一般连续投加到三合一放水或掺水系统中，其成分主要以有机多元磷酸盐为主的一系列共聚物。
缓蚀阻垢剂一般为不燃、不爆、低毒的化学助剂。
絮凝剂是在污水沉降罐进口处连续投加，其主要作用是使污水中的胶体颗粒产生凝聚，然后通过重力沉降和过滤作用去除，絮凝剂的主要成分是聚合氯化铝，絮凝剂为不燃、不爆、低毒的化学助剂。
杀菌剂主要用于杀死污水中的菌类，以保障油田注入水的水质要求。
杀菌剂的主要成分包括季铵盐、异噻唑啉酮和戊二醛等，危险特性是对设备具有一定的腐蚀性，对人体也有一定的毒性，不燃，不爆。
常规油井的防蜡与清蜡技术
常规油井的防蜡与清蜡技术陈倩【摘要】石油是由多种烃构成的混合液体,随着压力和温度的变化,石油中的烃将呈现出多种相态,其中固相物质为含碳原子数16~64的烷烃,也叫石蜡.在地层条件下,石蜡大多处于溶解状态,但在石油的开采过程中,随着温度、压力的变化,石油中的石蜡会逐渐析出并聚集沉积在管壁处,这就是所谓的油井结蜡现象.【期刊名称】《化工设计通讯》【年(卷),期】2017(043)007【总页数】2页(P69-70)【关键词】防蜡;清蜡;结蜡【作者】陈倩【作者单位】延长油田股份有限公司吴起采油厂,陕西吴起 717600【正文语种】中文【中图分类】F426.221.1 影响油井结蜡的因素1.1.1 原油的自身性质油井会结蜡是因为原油中本身溶解了石蜡，在外界条件相同时，原油中蜡含量越高，油井就越容易结蜡。
油井是否结蜡还与其自身组分有关，原油中轻质馏分含量越高，则处于溶解状态的石蜡就越多，既石蜡不易从原油中析出。
1.1.2 原油中胶质、沥青质的含量因为胶质属于表面活性物质，可以吸附在石蜡晶体表面，进而阻止石蜡晶体的持续聚集。
沥青质不溶于原油且以极小颗粒分散在原油中，它会作为石蜡的结晶中心，对石蜡的结晶具有分散作用。
但由于胶质和沥青质的存在使蜡在管壁上沉积的作用加强，利于石蜡在管壁沉积，所以二者的存在对防蜡、清蜡有利也有弊。
1.1.3 压力与溶解气当地层压力高于饱和压力时，原油中气体不会析出，蜡的结晶温度会随着压力的降低而下降。
当地层压力下降至饱和压力以下时，原油中的气体会持续析出，气体析出会使原油温度下降，对蜡的溶解能力也随之下降，最终使蜡的最初结晶温度上升。
1.1.4 石油中的水和杂质原油中的杂质常被作为石蜡的结晶核心，会加快油井的结蜡过程。
而油井含水量增加，则会在管壁形成一层水膜，抑制石蜡在管壁上的沉积。
1.2 油井结蜡的过程（1）随着温度的持续下降，蜡将以结晶的方式逐渐从石油中析出。
（2）当温度和压力继续下降时，石油中的气体开始析出，结晶后的蜡将不断聚集并形成蜡晶体。
清防蜡
清防蜡作者：李玉超来源：《中小企业管理与科技·下旬刊》2016年第01期摘要：石油能源作为我国国民经济快速发展的基础性能源，为经济发展提供了强有力的动力。
近年来石油能源需求量随着经济的快速发展逐步增多，国家加大了对油田的开发建设，但在大多数油田开发的过程中，常被油井结蜡问题困扰。
故此，如何有效解决这一难题成为油田企业的重要研究课题。
本文主要对清防蜡进行了分析，以供参考。
关键词：油井；清防蜡；技术；研究我国是工业大国，工业的生产离不开石油能源的支撑，石油是我国能源结构中的重要部分，在逐渐增多的油田开发建设中，有效解决油井结蜡问题是油田企业关注的焦点。
这就需要加强对清防蜡以及相关技术的研究，促进油田开采原油的高效、高质，保障我国石油能源安全，为我国经济的发展夯实能源基础。
1 油井清防蜡分析1.1 油井结蜡机理第一，结蜡过程。
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。
在油井开发后期，因受到采油地质带来的影响以及开采工艺的变化，都会导致油井结蜡时的机理发生变化，致使结蜡的范围逐渐扩大，当其溶解在原油中时，会形成一定的固相晶格石蜡分子。
待蜡逐渐形成之后，原油携蜡的机理就会变为液滴吸附或是薄膜吸附。
第二，影响因素。
主要包括原油的性质及含蜡量；原油中的胶质、沥青质；压力和溶解气油比；原油中的水和机械杂质以及液流速度、管壁粗糙度及表面性质。
第三，形成规律。
不同的油田，原油性质有较大差异，油井结蜡规律一般都不相同，经研究油井结蜡一般具有以下规律：原油含蜡量越高，油井结蜡越严重，油田原油低含水阶段油井结蜡严重，到中高含水结蜡有所减轻；油田在相同温度条件情况下，稀油比稠油结蜡严重；表面粗糙的油管较表面光滑的油管容易结蜡；油管亲水性越强，结蜡越轻；生产时间越长，结蜡厚度越大等。
1.2 油井清防蜡的危害油井在开采原油中发生结蜡问题会严重影响油井的正常、安全、有序生产，其危害主要有：第一，油井结蜡后的蜡层会占据部分的井下空间，使抽油的机械设备所占空间缩小，从而加大了原油流通的压力以及阻力，降低了单井的原油产量，增加抽油设备所需的电能损耗，加大了油田企业的生产投入成本，不利于企业经济效益的提高；第二，油井结蜡问题引起的另一个危害就是导致凡尔球和凡尔座的失灵，从而造成抽油泵不在固定的位置上发生游动，甚至情况严重时，会直接造成抽油泵被卡死，缩短抽油泵的使用周期和检泵周期，直接影响了油井的正常生产；第三，油井结蜡现象使抽油管和抽油杆不按正常的运行参数进行作业，会加大井下的作业量，如果结蜡问题是发生在油井的井口，那么井口的回压就会明显增加。
油井的防蜡和清蜡
6.2油井防蜡与清蜡结蜡现象：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体析出、长大聚集并沉积在管壁等固相表面上，即出现所谓的结蜡现象。
6.2.1影响结蜡的因素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。
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，蜡开析始出时的温度称为蜡的初始结晶温度或析蜡点。
2.影响结蜡的因素（1）原油的性质及含蜡量（2）原油中的胶质、沥青质（3）压力和溶解气油比（4）原油中的水和机械杂质（5）液流速度、管壁粗糙度及表面性质3.油井防蜡方法（1）阻止蜡晶的析出（2）抑制石蜡结晶的聚集（3）创造不利于石蜡沉积的条件4.具体防蜡方法（1）油管内村和涂层防蜡（2）化学防蜡（通过向井筒中加入液体化学防蜡剂或在抽油泵下的油管中连接上装有固体化学防蜡剂的短节，防蜡剂在井筒流体中溶解混合后达到防蜡的目的）（3）磁防蜡技术5.油井清蜡方法（1）机械清蜡（用专门的工具刮除油管壁上的蜡，并靠液流将蜡带至地面的清蜡方法。
）（2）热力清蜡（3）微生物清蜡6．清蜡操作：三、油井清蜡方法在含蜡原油的开采过程中，虽然可采用各类防蜡方法，但油井仍不可避免地存在有蜡沉积的问题。
蜡沉积严重地影响着油井正常生产，所以必须采取措施将其清除。
目前油井常用的清蜡方法根据清蜡原理可分为机械清蜡和热力清蜡两类。
图8-16 机械清蜡示意图1—绞车；2—钢丝；3—防喷管；4—采油树；5—套管；6—油管；7—刮蜡片(一)机械清蜡机械清蜡是指用专门的工具刮除油管壁上的蜡，并靠液流将蜡带至地面的清蜡方法。
在自喷井中采用的清蜡工具主要有刮蜡片和清蜡钻头等。
一般情况下采用刮蜡片；但如果结蜡很严重，则用清蜡钻头；结蜡虽很严重，但尚未堵死时用麻花钻头；如已堵死或蜡质坚硬，则用矛刺钻头。
低渗透油田化学清洗防蜡技术探讨
一
水基清 防蜡剂 主要 作用机理是 ： 含有 油水 两性离 子表面潘 陛剂量 用其它活性 剂 ，如 ＯＷ ／ 乳状液稳定剂 、 碱剂等 。 通过表 面活性 剂在管壁 及杆壁上吸 附形成 极 Ｉ水腊 ， 到防蜡作用 。 生 起 同 时表 面活性 剂具有较强 的乳化作用 ， 原油从 使
目 我厂第 ｊ油矿根据油井的地质特征和 前， 产量 、 含水 、 沉没度 等实际生产状 况引 进 化学清
１引 言
大庆长垣外 围低 渗透油 田共 同的特点是渗 透率低 、 地层压力低 、 单井产 能低 、 油层埋 藏深 、 地质条件复杂 、 开采难 度大 ， 需上多种技 术措施 才能保证正常生产 ， 油成本高 ， 田开 发经济 采 油 效益 相对较 差。 因此 ， 研究选择 实用有效 的采油 工艺技术 ， 并进行 优化组合 ， 以降低 生产 成本 ， 提高油 田开发整体 经济效 益 ，是低渗 透油 田开 发的核 问题 。虽然我 厂开发的油 田原油物性 相对较 好 ， 但结蜡 和蜡 卡现象仍然存在 。 多年来 直 采用热洗清蜡来 维持 油井正 常生 产 。实践 证明 ，热洗清蜡不适 应低 渗透油 田经 济开采 的 需要 ， 主要表现在 以下 几方面 ： 为节省基 本建设 投资 ， 面不建热洗流 程 ， 地 而用水泥车热 洗费用 相对 较高 ； 热洗对产量影 响较大 ， 因为低 产油 田 采用小机小泵 ， 抽洗井 液时问较长 ， 有效生 降低 产时率 ； 由于井 深 ， 油层压 力系 数又 低 ， 静水 柱 压力高于油层压力 ， 成倒罐污染油层 。 造 针对上 述问题 ，近年来发 展了多级磁防蜡 与尼龙刮蜡 器配套清防蜡技术 、 学清防蜡技术 、 油杆 自 化 抽 动清防蜡技术等 ， 基本上可实现不热洗清 防蜡 。 为节省基本建设投资 ， 地面不 建热洗流程 ， 而用水泥车热洗 费用相对较高 ； 热洗 对产量影 响较大 ， 因为低产油 田采 用小机小泵 ， 洗井液 抽 时间较 长 ， 降低 有效生 产时率 ； 由于 井深 ， 油层 压力系数又低 ， 静水柱 压力高于油层 压力 ， 造成 倒罐污染油层 。 针对上述问题 ， 近年来发展 了多 级磁 防蜡与尼龙刮蜡 器配套清 防蜡技 术 、化学 清防蜡技术 、 抽油杆 自动清防蜡技术 等 ， 基本上 可实现不热洗清防蜡 。 ２清防蜡剂主要作用机 理 化学清防蜡降粘技术作为替代热 洗的主要 技术之一 ： 为节省 基本建设投资 ， 面不建热洗 地 流程 ， 而用水泥车热洗 费用相对较 高 ； 洗对产 热 量影响较大 ， 因为低 产油 田采用小机 小泵 ， 抽洗 井液时 间较长 ， 降低有 效生产 时率 ； 由于井深 ， 油层压力系数 又低 ， 水柱压力高 于油层压 力 ， 静 造成倒罐污染油层 。 针对上述 问题 ， 近年来发展 了多级 磁防蜡 与尼 龙刮蜡器 配套清 防蜡 技术 、 化学清防蜡技术 、 抽油杆 自动清防蜡 技术等 ， 基 本上可实现不热洗 清防蜡 。近年来得 到迅速发 展， 各种 新型药 剂相 继研制成 功 ， 应用范 围 、 规 模也逐步扩大 。 目前低渗透油 田应用 的清防蜡 剂主要有油基 和水基两类 。油基 清防蜡剂 主要 作用机理是 ： 药剂 中含有与石蜡分子 结构类似 的正构烷烃芳 烃及表面活性剂 。依据相似相容 原理 ， 可有效地溶 解沉积在油管表 面的石蜡 、 胶 质、 死油等 ； 同时 ， 带支链 的芳烃 的介 人 ， 使原油 低温流动性得 到改善 ，降低 了原 油分子障 的摩 擦力 ， 降低 了原 油粘度及凝 固点 ， 了原油流 增加 动 陛；表面活性剂 的介入 ，对原油起 到破乳作 用， 使油包水乳状 液破乳 ， 降低原油 分子问 的摩 擦力 ，起到降粘作 用。同时石蜡分子 形成 了蜡 晶，在油流作 用下 被带走 ，石蜡 分子 不能在油 管、 阀等处 吸附 ， 而达到清防蜡 的 目的 。油基 从 ・ 清防蜡剂适合 于低含水井 的清 防蜡 。 目 前常用 的油基清防蜡剂有 ： Ｙ Ⅱ， ｂ ， Ｙ Ⅳ等 。 ｃ ＿ Ｊ ￣Ｉｃ ＿ Ｑ
QSH 0043-2007 钻井液用磺化沥青技术要求
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Q/SH 0043—2007 外包装应有牢固清晰的标志，标明产品名称、规格型号、净含量、批号、生产日期、保质期、执行 标准编号、生产企业名称和地址。 6.3 质量检验单 交付的每批产品应附有产品质量检验单，其内容应符合表1的要求。 6.4 使用说明书 6.4.1 每批产品均应附有使用说明书。 6.4.2 使用说明书应包括以下内容： —— 产品名称及生产企业名称； —— 产品所执行的标准编号和生产许可证号； —— 主要用途及适用范围； —— 使用环境条件； —— 涉及安全环保的有关注意事项、防护措施和紧急处理办法等内容； —— 贮存条件，贮存、运输及使用中注意事项； —— 产品有效期。
本标准适用于钻井液用粉状磺化沥青的准入、采购、质量监督检验、入库验收和性能评价。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的 修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究 是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
2
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Q/SH 0043—2007
X1
=
(m2 m1
−
m4 m3
) × 0.4412 ×100 …………………………………（1）
式中：
X1──磺酸钠基含量，%； m2──测定全硫时硫酸钡的质量，单位为克（g）； m4──测定游离硫酸根时硫酸钡的质量，单位为克（g）； m1──测定全硫时试样的质量，单位为克（g）； m3──测定游离硫酸根时试样的质量，单位为克（g）； 0.4412──磺酸钠基与硫酸钡的换算系数。 4.5 水溶物含量 4.5.1 取 0.2 g～0.3 g 脱脂棉放入一个用镜头纸卷成的纸卷中，在 105℃±2℃下烘干 2 h 备用。 4.5.2 称取研细并过筛孔 0.28 mm 筛的试样 0.5 g（称准至 0.0001 g），放入上述纸卷中包严后称量， 再放入抽提器内的样品杯中，将样品杯挂在抽提器内微型冷凝管下方。 4.5.3 往抽提器中注入 250 mL～300 mL 蒸馏水。将抽提器放入电热套内加热并保持沸腾状态，待流出 液无色为止。取出样品杯，将纸卷置于干燥箱中，在 105℃±2℃下干燥 2 h，取出放入干燥器中，冷却 至室温后称量。 4.5.4 按式（2）计算水溶物含量。
油井结蜡与防蜡
油井结蜡与防蜡序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，因为溶解气体的逸出和膨胀而使原油温度渐渐降低，蜡就从原油中按分子量的大小次序结晶析出，并既而堆积在油管内壁上，以致井筒变窄，油井产量降低，严重时还会拥塞油管造成油井停产。
清防蜡技术就是依据原油物性及油井开采状况的复杂性，并依据不一样区块。
不一样油井、区块开采的不一样时期以及油井结蜡状况的不一样，为清蜡、阻挡蜡堆积而采纳的一种有效的工艺。
第一章油井结蜡的过程及结蜡要素为了拟订油田防蜡和清蜡等举措，一定充分认识影响结蜡的各样要素和掌握结蜡规律。
经过对油井结蜡现象的察看和实验室对结蜡过程的研究，初步以为影响结蜡的要素主要包含四个方面：原油组分（包含蜡、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）以及堆积表面的粗拙度和表面性质。
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、压力持续降低，气体析出，结晶析出的蜡齐集长大，形成蜡晶体。
（ 3）蜡晶体堆积于管道和设施等的表面上。
从形成新相（白腊晶体）所需要的能量角度来看，白腊第一要在油流中的杂质及固体表面粗拙处形成，因为这样所需的能量小。
大批研究表示：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 影响结蜡的要素1.原油的性质及含蜡量油井结蜡的内在要素是因为原油中溶解有白腊，在其余条件同样的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越简单结蜡。
此外，油井的结蜡于原油组分也有必定的关系。
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。
实考证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，此中的蜡更简单析出。
2.原油中的胶质、沥青质实验表示，跟着胶质含量的增添，拉的初始结晶温度降低。
清防蜡工艺技术的研究及应用
微生物清防蜡技术 、机械清蜡技 术、磁 防蜡等技术 ，其 中以化 学清防蜡技术为主、热洗为辅 工艺技术 ， 使 整个油矿的清防蜡工作大有改观 ，取得 了较好 的经济效益 。对今后的清防蜡研 究提 出了发展方向。 关键词 ：油井
一
防蜡
清蜡
化学
热采 微 生物
分析
、
概 述
３ ． １ ． １高温 热 洗 清蜡 。优 点 ：融蜡 排 蜡速 度快 ， 清 蜡彻 底 。 缺 点 ： 易 污染地 层 ，特 别是对 地层 漏失 量大 及水 敏强 的 油井 ；另外 拉 到井 场 洗 井液 的温 度不达标 ，造 成清蜡不 彻底 。 ３ ． １ ． ２ 高温 超导热 洗清蜡 。优 点 ：污染地 层轻 ，影响生 产小 ， 只要 温 度 够 ，循 环时 间有保 障 ，溶蜡 比较好 ． 缺点是 溶化 的蜡不能 及时 的排 出， 造 成 液体 中的蜡 可能 处于 饱合 状态 ，温 度下 降后 蜡重 新析 出 聚集在 管
撬 庭 垦
中国 化 工 贸 易
Ｃｈ ｉ ｎａ Ｃｈｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔｒ ａ ｄ ｅ 一
清 防蜡 工艺 技术 的研 究 及应 用
李功华 贾善勇 马学平 李 霖
４ ７ ４ ７ ８ ０ ） （ 河南油 田分 公司 第一采油 厂 。河南 南 阳
摘
要 ：河南油 田分公 司第一采油厂 江河油矿 油井结蜡、 出砂严重 ，油井经常被蜡卡 。通过 采用热栽体循环 洗井清蜡技 术 、化 学清防蜡技术 、
物 等半固态 和固态 物质 。 影响 结蜡 的主 要 因素 有 ： ２ ． １ 原 油性质 与含蜡 量 ：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 。
油井防磨、防蜡、防腐防垢技术研究与试验07.3.26
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
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
6
(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
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。
衬轴
8
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。
油井清防蜡技术培训教材
•
②使用安全，无着火危险。
• 缺点： ①加入油井见效速度慢
•
②冬季使用，流动性有待改善。
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第二章 油井清防蜡技术
•4.化学清、防蜡技术
•4.2 清防蜡剂分类
•⑶乳液型清、防蜡剂：乳液型清、防蜡剂是将油溶性清、防蜡剂加
入水和乳化剂及稳定剂后形成水包油乳状液。这种乳状液加入油井
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第一章 绪 论
•5、影响结蜡因 素
•影响油井结蜡因素很多，概括有： •⑴原油性质对结蜡的影响 •⑵温度对结蜡的影响 •⑶原油中胶质和沥青对结蜡的影响 •⑷原油中的机械杂质和水对结蜡的影响 •⑸流速和管壁特性对结蜡的影响
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第一章 绪 论
•⑴油管内衬：是在油管内衬一层玻璃衬里。它具有亲水憎油、 表面光滑的防蜡作用。特别是油井含水后油管内壁先被水润湿， 油中析出的蜡就不容易附着在管壁上，同时内壁光滑，使析出的 蜡不易黏附，比较容易被油流冲走，减缓了结蜡速度。
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•第二章 油井清防蜡技术
•
•3.油管内衬和涂层防蜡技术
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第一章 绪 论
•5、影响结蜡因 素
•⑷原油中的机械杂质和水对结蜡的影响：有晶核 存在时，会促进结晶加快，而机械杂质和水的颗粒 都会成为结蜡核心，加速结蜡。但随着含水上升， 会在管壁上形成水膜，使析出的蜡不容易沉积在管 壁上，减缓结蜡。现场试验和室内实验证明，当含 水增加到70%时，会形成水包油乳化液，油被水包 住，阻止蜡晶聚积而减缓结蜡。
油井清防蜡技术培训教 材
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Q/SH××××-×××× 中国石油化工集团公司 发布 2007-03-26发布 2007-03-26实施采油用清防蜡剂技术要求 中国石油化工集团公司企业标准
Q/SH
Q/SH 0052—2007ISC 75.020
E 14 备案号 Q/SH 0052-2007
前 言 本标准附录A、附录B、附录C为规范性附录。 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
Ι Q/SH 0052-2007
1采油用清防蜡剂技术要求 1 范围 本标准规定了采油用清防蜡剂的要求、试验方法、检验规则和标志、包装、质量检验单、使用说明书、运输、贮存以及安全环保要求。 本标准适用于采油用清防蜡剂的准入、采购、质量监督检验、入库验收和性能评价。
2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 261 石油产品闪点测定法（闭口杯法） GB/T 510 石油产品凝点测定法 GB/T 601 化学试剂标准滴定溶液的制备 GB/T 6678—2003 化工产品采样总则 GB/T 6680 液体化工产品采样通则 GB/T 6682 分析试验室用水规格和试验方法 GB/T 8170 数值修约规则
3 要求 采油用清防蜡剂按其在水中的溶解性分为水基和油基两类。 采油用清防蜡剂的要求应符合表1的规定。 表1 技术要求 质量指标 项目 水基 油基
外观 均匀液体 闭口闪点，℃ ≥15 凝点，℃ ≤-15 溶解性 溶于水 不溶于水 pH值 7.0～10.0 — 防蜡率 ≥15 % ≥20 % 溶蜡速率，g/min — ≥0.025 有机氯含量 无 无 二硫化碳含量 无 无
4 仪器设备和材料 仪器设备和材料包括： a) 天平：感量0.01 g，感量0.0001 g； b) 高速搅拌器：（0～6000）r/min； c) 恒温干燥箱：能控制在（100±2 ）℃； Q/SH 0052-2007 2 d) 酸度计：精度0.01； e) 防蜡率测定装置:见附录A； f) 恒温水浴：能控制在（45±1）℃； g) 比色管：50 mL； h) 温度计：0 ℃～100 ℃，分度值为l ℃； i) 蜡球模具：直径为14 mm半球形金属模具； j) 氧燃烧瓶：结构及各部分尺寸见附录B； k) 硫酸纸：纸旗规格见附录C； l) 脱脂棉； m) 氧气； n) 铂丝； o) 注射器：l.0 mL； p) 微量进样器：10 µL、50 µL； q) 盐含量测定仪：WC－200型或同类仪器； r) 酸式滴定管：25 mL； s) 碘量瓶：150 mL； t) 移液管：1 mL，10 mL； u) 量筒：50 mL。
5 试剂和溶液 试剂和溶液包括： a) 蒸馏水：符合GB/T 6682 中规定的三级水要求； b) 柴油：O号； c) 石蜡:（58-60）号医用切片石蜡； d) 过氧化氢：质量分数为30 %的分析纯； e) 氢氧化钠：按GB/T 601配制成0.1 mol/L的水溶液； f) 硝酸钡：分析纯，配成质量分数为0.2 %的水溶液； g) 冰醋酸电解液：优级纯冰醋酸的70 %水溶液； h) 95 %乙醇溶液：分析纯； i) 硝酸：分析纯，按GB 601配制成0.1 mol/L的水溶液； j) 乙酸：分析纯； k) 氢氧化钾：分析纯； l) 碘：分析纯； m) 碘化钾：分析纯； n) 吸收液：称取25.00 g氢氧化钠于烧杯中，加质量分数为95 %的乙醇，搅拌至完全溶解，倒入250 mL容量瓶中，再加质量分数为95 %的乙醇至标线摇匀，临用前配制； o) 0.1 mol/L碘溶液：称取12.70 g碘于烧杯中，加入40.00 g碘化钾和25 mL水，搅拌至完全溶解后，倒入1000 mL棕色容量瓶中，用蒸馏水稀释至标线，摇匀； p) 0.1 mol/L硫代硫酸钠：按GB/T 601规定配置并标定； q) 0.5 %淀粉溶液：称取0.5 g可溶性淀粉于烧杯中，用少量水调成糊状，再倒入100 mL沸水，继续煮沸至溶液澄清，冷却后贮于细口瓶中。
6 试验方法 6.1 外观 Q/SH 0052-2007 3在非直射的自然光下目测。 6.2 闭口闪点 按GB/T 261规定测定试样原液。 6.3 凝点
按GB/T 510规定测定。 6.4 溶解性 取10 mL样品置于100 mL比色管中，加入90 mL蒸馏水，盖紧塞子，充分摇匀，静置至所有气泡消失，放置30 min；另外取一支100 mL的比色管加入100 mL蒸馏水作空白。将样品与水混合液和空白对比，如果混合液澄清无混浊，则为水溶；如果混合液浑浊或分层，则不溶于水。 6.5 pH值 用酸度计测试原液。 6.6 防蜡率 6.6.1 方法提要 采用防蜡率测定装置，通过控制石蜡—柴油溶液与结蜡管的温差使石蜡沉积在结蜡管上。分别测定加与不加清防蜡剂的石蜡—柴油溶液在结蜡管上的蜡沉积量，计算清防蜡剂的防蜡率。 6.6.2 试验步骤 6.6.2.1 试液的制备 6.6.2.1.1 油基清防蜡剂防蜡率测定用试液的制备 在两个1000 mL的烧杯中各加入100 g石蜡及300 g柴油，加热至50 ℃，使石蜡完全溶解。分别倒入两个试液罐中。在其中一个试液罐中加入4.00 g油基清防蜡剂，搅拌均匀即为加药试液。另一罐不加清防蜡剂，称为空白试液。 6.6.2.1.2 水基清防蜡剂防蜡率测定用试液的制备 在两个1000 mL的烧杯中各加入100 g石蜡及300 g柴油，加热至50 ℃。使石蜡完全溶解。再各加入100 g乙醇及100 g蒸馏水。用高速搅拌器搅拌10 min,使其乳化后,分别倒入两个试液罐中。在其中一个试液罐中加入3.00 g水基清防蜡剂，搅拌均匀即为加药试液。另一罐不加清防蜡剂，称为空白试液。 6.6.2.2 结蜡管的处理和安装 将结蜡管先后用石油醚、蒸馏水、乙醇洗净，放入100 ℃烘箱中烘干，冷却至室温后称量，精确至0.0l g，然后将结蜡管安装在测定装置中。 6.6.2.3 结蜡试验 调节高温室温度，将试液的温度控制在40 ℃±l ℃。启动循环泵循环30 min，调节低温室温度，将结蜡管温度控制在25 ℃±l ℃。然后记时，运行30 min后关闭循环泵。在运行过程中不断用搅拌器搅拌试液，使其均匀。循环泵关闭5 min后，拆下结蜡管，冷却至室温后称量，精确至0.01 g。 6.6.3 计算 6.6.3.1 蜡沉积量的计算 蜡沉积量按公式(1)计算。
atemmm=− …………………………………(1)
式中： ma —— 蜡沉积量，g；
mt —— 蜡沉积量与结蜡管的总质量，g； me —— 结蜡管的质量，g。
6.6.3.2 防蜡率的计算 防蜡率按公式(2)计算。 Q/SH 0052-2007 4 121100aaammfm−=×
……………………………… (2)
式中： f —— 防蜡率，%； ma1 —— 空白溶液的蜡沉积量，g；
ma2 —— 试样溶液的蜡沉积量，g。 6.6.4 报告 每个样品做两个平行样，取算术平均值为测定结果。每个测定值与算术平均值之差不大于2 %，测试结果的数值修约依据GB/T 8170进行。 6.7 溶蜡速率 6.7.1 方法提要 在方法规定的条件下，测定蜡球在清防蜡剂中溶解的时间，计算得到清防蜡剂的溶蜡速率，以g/min 表示。 6.7.2 试验步骤 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。
bm
tγ=
……………………………………… (3)
式中： γ —— 溶蜡速率，g／min； mb —— 蜡球质量，g； t —— 蜡球溶完所用的时间，min。
6.7.4 报告 每个样品做三个平行样，取算术平均值为测定结果。每个测定值与算术平均值之差不大于0.005 g／min，测试结果的数值修约依据GB/T 8170进行。 6.8 有机氯含量 6.8.1 方法提要 清防蜡剂样品经氧瓶燃烧分解后，有机氯转变为无机氯，通过NaOH溶液吸收后，用盐含量测定仪测出总氯的含量，再测试样品中的无机氯含量，总氯减去无机氯即为清防蜡剂中的有机氯含量。因在燃烧分解过程中使用硫酸纸包样品，燃烧后吸收液中引进了SO42-，SO42-和Ag+生成Ag2SO4沉淀，产生
干扰，故用Ba(N03)2掩蔽。 盐含量测定仪测试Cl-原理：将处理后的样品注入含Ag+的滴定池中，试样中的氯离子即与银离子
发生反应：Cl-+Ag+ →AgCl，反应消耗的银离子由发生电极电生补充，通过测量电生Ag+消耗的电量，根据法拉第定律即可求得氯离子含量。 盐含量测定仪测试Cl-检出限：0.5 µg/g～5000 µg/g，高于上限的可将样品稀释后测试。
6.8.2 试验步骤 6.8.2.1 清防蜡剂中总氯含量的测定