QSH 0052-2007采油用清防蜡剂技术要求

QSH 0052-2007采油用清防蜡剂技术要求
QSH 0052-2007采油用清防蜡剂技术要求

中国石油化工集团公司 发布

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

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 )℃;

1

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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

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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。

a t e m m m =? (1)

式中:

m a —— 蜡沉积量,g;

m t —— 蜡沉积量与结蜡管的总质量,g; m e —— 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。

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4

12

1

100

a a

a

m m

f

m

?

=× (2)

式中:

f —— 防蜡率,%;

m a1—— 空白溶液的蜡沉积量,g;

m a2—— 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。

b

m

t

γ= (3)

式中:

γ—— 溶蜡速率,g/min;

m b—— 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

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56.8.2.1.1 按图3要求剪两张硫酸纸,一张用于空白,一张用于样品。在一张用于样品的硫酸纸旗中央放置约0.05 g 的脱脂棉,在脱脂棉上用1 mL 注射器滴加(0.10~0.50)g 样品,准确称量并记录其质量为m 1,迅速包好,然后将其夹紧在氧燃烧瓶中支持杆的铂丝上,一张用于空白的硫酸纸旗,放置约0.05 g 的脱脂棉。

6.8.2.1.2 在l L 的氧燃烧瓶中加入质量分数为30 %的过氧化氢和0.1 mol /L 的氢氧化钠各2mL ,以适当流速(液面呈微波纹状)向氧燃烧瓶内通入氧气2 min ,然后一手紧握氧燃烧瓶,另一手拿起瓶塞在酒精灯上点燃硫酸纸条,迅速将瓶塞小心插入瓶口,盖好瓶塞,用手顶住瓶塞将氧燃烧瓶底向上倾斜,使吸收液封住瓶口。燃烧完毕稍冷却后,轻摇氧燃烧瓶几次,使吸收液润湿瓶壁,然后放置30 min 至白烟消失。

6.8.2.1.3 在吸收液中加入质量分数为0.2 %的硝酸钡溶液l.0 mL ,消除SO 42-对Ag +的干扰。用蒸馏水分三次冲洗氧燃烧瓶壁和支持杆,然后移至l00 mL 容量瓶中,定容。

6.8.2.1.4 打开盐含量测定仪,调好偏压,待基线平稳后加Cl -标样测出平均转化率,之后用微量进样器向电解池中加入处理好的样品溶液测出总的氯离子浓度X 1。

6.8.2.1.5 用以上同样的方法做空白试验,记录空白中氯离子的浓度X 01。 6.8.2.1.6 清防蜡剂中的总氯含量按公式(4)计算。

1016

1()100

10010

X X A m ?×=

××总 (4)

式中:

A 总 —— 总氯含量,%;

X 1 —— 烧后样品水溶液中总氯的浓度,mg/L ;

X 01 —— 空白中总氯的浓度,mg/L ; m 1 —— 试样质量,g 。

6.8.2.2 清防蜡剂中无机氯含量的测定

6.8.2.2.1 在100 mL 容量瓶中加入(0.50~1.00) g 的清防蜡剂,称准至0.0001 g ,记录其质量为m 2,加入蒸馏水(油溶性清防蜡剂加入95 %乙醇),定容摇匀。

6.8.2.2.2 按6.8.2.1.4进行试验,记录清防蜡剂中无机氯的浓度X 2。

6.8.2.2.3 用盐含量分析仪对蒸馏水(95 %乙醇)进行空白试验,记录空白中氯离子的浓度X 02。 6.8.2.2.4 清防蜡剂中无机氯含量按公式(5)计算。

2026

2()100

10010

X X A m ?×=

××无 (5)

式中:

A 无 —— 无机氯含量,%;

X 2 —— 样品水溶液中无机氯的浓度,mg/L; X 02 —— 空白水溶液中无机氯的浓度,mg/L; m 2 —— 试样质量,g。

6.8.2.3 清防蜡剂中有机氯含量按公式(6)计算

A A A =无总有- (6)

式中:

A 有 —— 有机氯的含量,%; A 总 —— 试样总氯含量,%; A 无 —— 试样无机氯含量,%。

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6

6.8.3 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0.01 %,结果保留到小数点后第二位,测试结果的数值修约依据GB/T 8170进行。当测试结果小于0.005 %时,则判有机氯含量为无。 6.9 二硫化碳含量 6.9.1 方法提要

清防蜡剂中的二硫化碳在乙醇—碱溶液中发生反应,生成黄原酸盐,加过量的碘溶液与黄原酸盐反应,剩余的碘用硫代硫酸钠标准溶液滴定,计算出二硫化碳的浓度。反应式如下:

222324622I Na S O NaI Na S O +→+

6.9.2 试验步骤

6.9.2.1 在150 mL碘量瓶中加入5 mL吸收液,再称量0.5 g左右的清防蜡剂,称准至0.0001 g,加入碘量瓶中,充分摇匀,放置(2~3)min,再加入20 mL蒸馏水,摇匀。

6.9.2.2 加O.5 %酚酞指示剂两滴,滴加乙酸至红色消失。加O.1 mol/L碘溶液4 mL,盖塞摇匀,于暗处放置30 min。 6.9.2.3 加0.5 %淀粉溶液(0.5~1.0)mL(如溶液未变色,再加入0.1 mol/L碘溶液4 mL),用O.1 mol /L硫代硫酸钠标准溶液滴定,至蓝色消失为终点。记录硫代硫酸钠溶液消耗量V d 。

6.9.2.4 同时用质量分数为95 %的乙醇5 mL代替吸收液做空白试验,记录硫代硫酸钠消耗量V 02。 6.9.3 计算

清防蜡剂中的二硫化碳含量接公式(7)计算

223302()1076.1

100d Na S O d

V V C W m ??×××=

×

22302()7.61

d Na S O d

V V C m ?××=

(7)

式中:

W ———— 二硫化碳的质量分数,%;

V 02,V d ———— 分别为滴定空白溶液、样品溶液消耗硫代硫酸钠标准溶液的体积,mL; C Na 2

S 2

O 3

———— 硫代硫酸钠标准溶液的浓度,mol/L; 76.1 ———— 二硫化碳的摩尔质量,g/mol; m d ———— 加入清防蜡剂的量,g。

6.9.4 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0.01 %,结果保留到小数点后第二位,测试结果的数值修约依据GB/T 8170进行。当测试结果小于0.005 %时,则判二硫化碳含量为无。 7 检验规则 7.1 抽样方法

7.1.1 清防蜡剂按批检验,每供货一次的产品为一批。 7.1.2 按GB/T 6678—2003中7.6的规定确定抽样数量。按GB/T 6680的规定进行抽样,抽样总量不少于1000 mL。

Q/SH 0052-2007 7.1.3 将抽到的样品充分混合后,等量分装于两个清洁、干燥的瓶中,密封并贴上标签。标签上应注明样品名称、生产单位、样品型号、抽样日期、抽样地点和抽样人。一瓶作质量检验,另一瓶作为留样,留样期为三个月。

7.2 检验结果判定

产品检测结果中若有一项指标不符合本标准要求时,应重新加倍在包装单元中采取有代表性的样品进行复检。复检结果中仍有一项指标不符合本标准要求,则判该批产品质量不合格。

7.3 仲裁

当供需双方对产品质量检测结果有争议时,由双方共同选定仲裁机构,可依本标准进行仲裁检测。

8 标志、包装、质量检验单、使用说明书、运输、贮存

8.1 标志

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,并有易燃品标志。

8.2 包装

清防蜡剂用铁桶包装。每桶净含量误差不大于l %。但在每批产品中任意抽检50桶,其净含量平均值不应少于其标示的净含量。

8.3 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。

8.4 使用说明书

8.4.1 每批产品均应附有使用说明书。

8.4.2 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。

8.5 运输

装卸运输过程中,应小心轻放,严禁撞击,以免泄漏。

8.6 贮存

贮存时应放于阴凉通风处,远离火源。

9 安全环保要求

操作时应使用防护用品,当清防蜡剂喷溅到眼睛、皮肤时,用大量清水冲洗或及时医治。清防蜡剂洒落在地下,应及时回收,对少量的清防蜡剂用沙土填埋。

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附 录 A

(规范性附录)

防蜡率测定装置原理示意图

A.1 防蜡率测定装置原理示意图见A.1。

A.2 防蜡率测定装置能分别控制石蜡—柴油溶液与结蜡管(结蜡管采用外径为14 mm,长度为150 mm 的铝合金管)的温度。控温精度为±l ℃;循环泵(循环泵扬程为2.2 m,排量为0.8 m3/h)能使石蜡—柴

油溶液在试液罐与结蜡管内循环。

1——制冷源;

2——结蜡管;

3——循环管;

4——低温室;

5——流速调节器;

6——试液罐;

7——搅拌器;

8——循环泵;

9——排液口;

10——高温室。

图A.1 防蜡率测定装置原理示意图

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附 录 B

(规范性附录)

氧燃烧瓶结构尺寸示意图

图B.1 氧燃烧瓶结构尺寸示意图 (单位:mm)

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附 录 C

(规范性附录)

硫酸纸旗尺寸示意图

图C.1 硫酸纸旗尺寸示意图(单位:mm)

清防蜡技术措施设计内容

科技文献检索与写作(报告) 检索主题:清防蜡技术措施设计内容 和设计方法

目录 第一章选题意义 .................................................................................................... - 1 - 1.1选题意义 (1) 1.2选题涉及的学科及关键字 (1) 第二章检索方案 (2) 2.1检索数据库说明 (2) 2.2检索方案及步骤 (2) 2.3检索流程详述 .................................................................. 错误!未定义书签。第三章论文写作 (8) 3.1论文主题分析 (8) 3.2检索文献总体分析 (8) 3.3论文写作 (9) 1. 石蜡性质 (13) 2结蜡机理分析 .......................................................... 1错误!未定义书签。 3确定不同开发阶段的结蜡深度 (13) 4原油中蜡的结晶规律 (14) 5 油井结蜡的危害 (14) 6清防蜡设计方法的确定 (14) 6.1 机械清蜡技术 ..................... 1错误!未定义书签。 6.2 热力清防蜡技术 ................... 1错误!未定义书签。 6.3 表面处理防蜡技术 (18) 6.4 磁防蜡 (19) 6.5 化学防蜡 (19) 6.6 超声波 (19) 6.7 确定清防蜡工艺 (20) 7电磁油井防蜡技术 (20) 7.1电磁防蜡技术应用现状 (20) 7.2电磁防结蜡试验仪器原理介绍 (20) 7.3电磁防结蜡机理 (21) 7.4电磁防结蜡技术现场试验 (21) 7.5 技术关键 (22) 7.6效果评价 (22) 7.7结论 (22) 参考文献 (23) 第四章感想与总结 (24)

CX-2系列清防蜡剂安全技术说明书

化学品安全技术说明书 第一部分化学品及企业标识 化学品中文名称:清防蜡剂(CX系列) 化学品英文名称:Paraffin remover (CX series of products) 企业名称:长庆化工有限责任公司 地址:银川德胜工业园新胜东路26号邮编:750200 电子邮件地址:cqhg-aq@https://www.360docs.net/doc/b33262459.html, 传真号码:(0951)8988055 企业应急电话:(0951)8988032 技术说明书编码:CSDS-cqhg-ZJ-01 生效日期:2006年7月1日 国家应急电话:火警119 急救120 第二部分成分/组成信息 纯品混合物 有害物成分浓度% CAS No. 苯 50-60 71-43-2 第三部分危险性概述 危险性类别:第3.3类中闪点易燃液体 侵入途径:吸入食入经皮吸收 健康危害:高浓度苯对中枢神经系统有麻醉作用,可引起急性中毒并强烈地作用于中枢神经很快引起痉挛;长期接触高浓度苯对造血系统有损害,引起慢性中毒。对皮肤、 粘膜有刺激、致敏作用。 环境危害:本品对环境有害,主要体现在对水体及大气的污染,应特别注意对水体的污染燃爆危险:易燃,其蒸气与空气可形成爆炸性混合物,遇明火、高热有燃烧危险。 第四部分急救措施 皮肤接触:脱去污染的衣着,用肥皂水及清水彻底冲洗皮肤,或用专用洗涤剂清洗。 眼睛接触:立即翻开上下眼睑,用流动清水或生理盐水冲洗至少15min,就医。 吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅,呼吸困难时给输氧。如呼吸及心跳停止,立即进行人工呼吸和心脏按摩术。就医。 食入:饮足量温水,不要催吐,就医。 第五部分消防措施 危险特性:其蒸气与空气形成爆炸性混合物,遇明火、高热能燃烧爆炸。与氧化剂能发生强烈反应。其蒸气比空气重,能在较低处扩散到相当远的地方。 有害燃烧产物::一氧化碳、二氧化碳。 灭火方法及灭火剂:可用泡沫、二氧化碳、干粉、砂土扑救。 第六部分泄漏应急处理

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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

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 )℃; 1

油井清防蜡技术新进展

油井清防蜡技术新进展二OO九年十月

目录 一、概述 (1) 二、油井结蜡原因及危害 (1) 三、油井清防蜡技术 (3) 四、常用清防蜡技术对比 (9) 五、清防蜡技术发展趋势 (11)

一、概述 石油主要是由各种组份的碳氢化合物组成的混合物溶液,各种组份的碳氢化合物的相态随开采条件(压力和温度)的变化而变化,可以是单相液态,气、液两相或气、液、固三相共存,其中的固态物质主要是含碳原子数为16至64的烷烃(即C16H34~C64H13),这种物质叫石蜡。纯石蜡为白色,略带透明的结晶体,密度为0.88t/m3~0.905t/m3,熔点在49℃~60℃之间。 石油结蜡不是白色晶体而是黑色的固体和半固体状态的石蜡、沥青、胶质、泥沙等杂质的混合物。 我国原油富含蜡,据统计,含蜡量超过10%的原油几乎占整个产出原油的90%,而且大部分开采原油蜡含量均在20%以上,有的甚至高达40%~50%。我国西部原油像吐哈、塔西南、火焰山的原油中,介于C36~C70间的石蜡几乎占整个蜡含量的50%。表1是我国大部分油田原油含蜡情况,从表中可见,我国大多数原油含蜡量都比较高。 二、油井结蜡原因及危害 1.油井结蜡的原因 油井结蜡有两个过程,先是蜡从油中析出,然后聚集、粘附在油管壁上。原来溶解在石油中的蜡,在开采过程中凝析出来是由于石油对蜡的溶解能力下降所致。一定量的石油,当其组成成分、温度、压力不变时,其溶解力也一定,能够溶解一定量的石蜡。当石油组份、温度、压力发生变化,使其溶解力下降时,将有一部分蜡从油中析出。下面讨论影响油井结蜡的因素。 1)石油的组份 在同一温度条件下,轻质油对蜡的溶解力大于重质油的溶解力,原油中所含轻质馏分愈多,蜡的结晶温度愈低,即蜡不析出,保持溶解状态的蜡量就愈多。任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。因此,在高温时,溶解的蜡量,在温度下降时有一部分要凝析出来。在同一含蜡量下,重油的蜡结晶温度高于轻质油的蜡结晶温度,可见轻质组份少的石油,蜡容易凝析出来。 2)压力和溶解气 在压力高于饱和压力的条件下,压力降低时原油不会脱气,蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低。在压力低于饱和压力的条件下,由于压力降低时油中的气体不断分离出来,降低了对蜡的溶解能力,因而使初始结晶温度升高,压力愈低,分离的气体愈多,结晶温度增加得愈高,这是由于初期分出的是轻组份气体甲烷、乙烷等,后期分出的是丁烷等重组份气体,后者对蜡的溶解力的影响较大,因而使结晶温度明显增高。此外,溶解气从油中分出时还要膨胀吸热,促使油流温度降低,有利于蜡晶体析出。

微生物清防蜡技术研究及应用

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/b33262459.html, 微生物清防蜡技术研究及应用 作者:刘江红贾云鹏徐瑞丹陈逸桐王鉴 来源:《湖南大学学报·自然科学版》2013年第05期 摘要:利用从大庆含蜡原油中分离、纯化得到的微生物清防蜡菌种和高产表活剂菌种,经鉴定清防蜡菌种和高产表活剂菌种均为芽孢杆菌属.以菌种对固体石蜡的降解率为指标,按照不同的比例将清防蜡菌种和高产表活剂菌种混合接种.当清防蜡菌种与高产表活剂菌种的复配比例是5∶3时,培养7 d后,清蜡率达到59%,防蜡率达到57.4%,原油粘度降粘率为44.7%,原油凝固点降低了3.4 ℃,培养液表面张力降低46.5%.采用微生物清防蜡技术对大庆外围榆树林油田的3口井进行现场试验,井12-36日产油增长41.2%,洗井周期由40 d延长至149 d,减少洗井次数4次;井13-39日产油增长33.3%,洗井周期由45 d延长至158 d,减少洗井次数5次;井14-43日产油增长37.5%,洗井周期由30 d延长至122 d,减少洗井次数5次. 关键词:微生物;芽孢杆菌属;蜡;降解;原油 中图分类号:TE357 文献标识码:A 1材料与方法 1.1设备与材料 主要设备:高速离心机,长沙英泰仪器有限公司;电子天平,岛津国际贸易有限公司;NDS8S旋转粘度计,上海精天电子仪器有限公司;XZD3型界面张力仪,上海平轩科学仪器有限公司;恒温振荡培养箱,上海森信实验仪器有限公司. 菌株来源:从大庆含蜡原油中筛选得到清防蜡和高产表活剂纯菌种.清防蜡、高产表活剂菌种扫描电镜图如图1~2所示.经实验室生理、生化鉴定清防蜡菌种和高产表活剂菌种均为芽孢杆菌属(Bacillus sp.). 1.2室内实验 1.2.1微生物清蜡、防蜡效果测定 1)微生物清蜡效果测定:在100 mL无机盐培养基中加入3.00 g固体石蜡,121 ℃灭菌20 min,接入不同比例复配混合的清防蜡菌种和高产表活剂菌种,45 ℃摇床培养7 d,同时接种单一的清防蜡菌种作为对比实验,清水洗净残留的固体,加热溶化后至冷却,风干称重,记录

油井清防蜡的几点建议

油井清防蜡的几点建议 原油在开采过程中虽有不少防蜡方法,但油井结蜡仍不可避免。结蜡常造成油井油流通道减小, 油井负荷增大,井口回压升高,严重时甚至会造成蜡卡、抽油杆断脱等,增加维护性作业井次。目前我们江汉油田防蜡和清蜡措施主要依赖热洗,锅炉车闷井和加清防蜡剂。本文针对目前江汉油田的清防蜡方法提点自己的建议。 一,日常工作中加清防蜡剂的建议。 清防蜡剂具有腐蚀的特点,在长时间的使用清防蜡剂的过程中会主要是对套管壁造成严重的伤害,久而久之导致套管穿孔报废,得不偿失。 1、在加清防蜡剂前,打开油套连通放4-5分钟,让油依附在套管壁上,使清防蜡剂尽量避免和套管壁接触。加完药,在开掺水一分钟,对套管壁上的残药进行稀释冲洗,最后在开油套连通放4-5分钟,使原油在套管壁上冷却沉积,形成油垢,在下次加药中能更好的保护套管。 2、针对油井结蜡大部分集中在井口以下500米这段距离,锅炉车闷井,温度也只能达到200米左右,清防蜡剂打循环,也不能有效的对这段距离进行清蜡。如果把药品通过井口加入油管内,停井2小时,使药品在这段距离停留,就充分起到解蜡清蜡的效果。 3、在加清防蜡剂打循环的工作中,应针对油井的液量,含水的实际情况,在制定加药量的多少。既能保障油井有效的清蜡,也能降低成本,提高实效。 二,油井热洗清蜡的建议。 江汉油田部分油井具有井深,地层较薄,易出沙,含水较低,供液不足低产低能,结蜡严重,采用小泵径深抽强采(一般泵径在56mm以下的),液量在5吨左右的特点,在热洗中常采用的低泵压,小排量,长时间的热洗方式。这种洗井方式,油井泵径的排量造成了瓶颈,如果压力排量控制不好,造成入井液进入地层,伤害地层。在热洗的过程中不好掌握热洗的时间,只能看温度来判断。造成蜡变软从油管壁上脱离后,油井小泵径排量低,不能及时的将蜡排除,造成洗完井就蜡卡。如广203C 热洗了5小时,温度保持在70度,但是开抽两小时后蜡卡。 1、在井口装节流阀,以便控制排量,避免油井在洗井过程中产生负压,大排量的吸入地层,从而保护地层。也能更好充分的加热,达到热洗的效果。 2、在热洗中将光杆上提一米,造成抽油杆节箍和油管壁上的蜡垢产生摩擦,可以刮掉部分蜡垢,起到更好的清蜡效果。 3、热洗温度保持在70度左右,洗井时间达到4小时后,将活塞提出工作筒,用水大排量的对井筒清洗,蜡的密度比水轻,水会对未融化的蜡块产生一定的浮力和冲刷力,能更好的起到清蜡的效果。为避免水对油井造成伤害,要慎重的选择洗井液。 4、热洗完后,在加入50公斤清防蜡剂,能确保开抽后不会蜡卡。 总束语 油井结蜡关系到油井的正常生产,在平常的工作中,班组应该加强对每口油井的加药量,热洗和打循环等工作建立台账,在根据作业后检查结蜡的情况,上报主管领导重新制定工作制度。使防蜡清蜡这项工作更精细化,达到更好的工作实效。

防蜡与清蜡

第二节防蜡与清蜡 一、教学目的 了解油井防蜡机理,掌握油井防蜡、清蜡的方法。 二、教学重点、难点 教学重点 1、油井防蜡方法 2、油井清蜡方法 教学难点 油井防蜡机理 三、教法说明 课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表 四、教学内容 本节主要介绍三个方面的问题: 一、油井防蜡机理 二、油井防蜡方法 三、油井清蜡方法 石蜡:16到64的烷烃(C16H34~ C64H130)。纯石蜡为白色,略带透明的结晶体,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。 (一)油井防蜡机理 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、压力继续降低和气体析出,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。 蜡的初始结晶温度或析蜡点: 当温度降低到某一值时,原油中溶解的蜡便开始析出,蜡开始析出的温度即称为蜡的初始结晶温度或析蜡点。 2、油井结蜡现象和规律 国内各油田的油井均有结蜡现象,油井结蜡一般具有下列规律: ①原油含蜡量愈高,油井结蜡愈严重; ②在相同温度条件下,稀油比稠油结蜡严重; ③油田开采后期比初期结蜡严重; ④高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重,或不结蜡,反之结 蜡严重; ⑤油井工作制度改变,结蜡点深度也改变,缩小油嘴,结蜡点上 移; ⑥表面粗糙的油管比表面光滑的容易结蜡; ⑦出砂井易结蜡;

井下声波清防蜡技术

2014-2015第一学期《采油新技术》 科目考查 姓名:茹志龙论文题目:聚合物驱油技术 专业:石油工程班级:111 学号:20111802050101 成绩: 我国多数油田的原油为含蜡及中、高含蜡原油,在生产过程中若不采取一定 的清防蜡措施将无法维持油井的正常生,化学清防蜡方法往往给油井管理带来诸 多不便,且费用高,有时效果却不佳,其他清防蜡方法均存在类似问题。而采用 声波清防蜡技术,仅在检泵时将声波防蜡器接在生产管柱上,就能保证油井正常 生产,延长油井免修周期,节能降耗,多数油井还有增产效果,所以声波清防蜡 技术是一种具有广阔应用前景的技术。除利用声波防蜡、降粘之外,采用声波技 术进行防垢、脱气、增注及解堵等方面也均具有广阔的应用前景。 1.研究现状及应用效果 我国声波清防蜡技术研究大体经历了三个阶段。第一阶段以降粘为目的(1994—1995年)。石油大学(华东)与大港油田钻采院合作,试制出首批样机。 在现场应用三口井,初步取得效果,在相同工作制度下,油井的洗井周期延长3~ 5个周期,有效时间2~3个月,因弹片振断而失效。第二阶段根据第一阶段所 暴露出的发生器使用寿命短等问题,对声波发生器的结构做了改进(1995—1997 年)。改进后先后在胜利和大庆油田应用于六口高含蜡井,洗井周期明显延长, 产液量和产油量明显增加,抽油机负荷明显降低。其中大庆油田应用的两口井, 平均延长洗井周期97.5天,最后由于弹片振断而失效。该阶段的现场试验说明

将声波应用于含蜡油井的防蜡是行之有效的。第三阶段在发生器的结构及材料方面开展了深入研究(1997年至今)。该阶段,通过大量疲劳试验优选材质并改进结构,使声波防蜡器的使用寿命有了大幅度提高,使用寿命达到一年以上。1998年初至2000年底累积应用500井次左右。 单纯声波清防蜡技术的应用效果:在大庆、胜利和辽河等油田现场应用单纯声波清防蜡技术,明显见到了产液量和产油量增加、热洗周期延长、抽油机负荷降低和检泵周期延长的效果。1997年在大庆油田十口井应用声波清防蜡技术,有七口见到增液增油效果,平均结蜡洗井周期由35.4天延长到109.5天。1998年胜利油区进行了十口井的声波防蜡作业。下入声波防蜡器后,由于原油粘度的降低,流动阻力大幅度下降。即使在产液量增加的条件下,抽油机工作电流也有较大幅度降低,工作载荷下降,平均热洗周期由18天延长到58天,最长的延长三个月。平均检泵周期由166天延长到196天。平均产液量由6.96t/d增加到9.98t/d,油量由3.97t/d增加到6.31t/d。1999年辽河油田实施声波防蜡井五口,截止当年12月1日,五口井全部见到增液增油的效果,平均单井增液10.5t,增油7.12t,措施前热洗周期平均20天,措施后热洗周期平均延长了80天,部分井已经延长了100天,并且仍然有效。 声波复合化学清防蜡技术的应用效果:由声波防蜡器与化学清蜡剂配合应用,除具有单纯声波清防蜡技术优点外,与单纯化学防蜡技术相比,还可以减少加药量,延长加药周期,大幅度延长结蜡周期,防蜡效果十分明显。江苏油田曾对3口油井进行声波复合化学防蜡试验。试验之前,3口油井单纯采用化学防蜡效果不佳,不到一个月就必须热洗一次,严重影响了油井的生产。1999年,采用声波防蜡器与化学清蜡剂配合使用之后,抽油机工作电流大幅度降低,其中Ei7-1井下入声波防蜡器后,维持油井正常生产3个月之后,再次结蜡使油井产量下降,经二次加药后,该井又恢复了正常生产至当年年底未出现异常;LN15-2和5A6-13井,下入声波防蜡器后,配合加化学药剂,加药周期延长1倍时间,且每次加药量减少1/3。由此可见,将声波防蜡与化学防蜡相结合,便能取得更好的防蜡效果。 2.作用原理

最新微生物清防蜡技术优势

微生物清防蜡技术优 势

精品好文档,推荐学习交流 油井微生物清防蜡技术的 特点与优势 1.油井结蜡的原因及其危害 通常把C16H34-C63H128正构烷烃称为蜡。蜡在地层条件下通常以液体存在,然而在开采过程中,随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出,原油溶蜡能力降低,蜡开始结晶、析出、聚集,并不断沉积而使油井结蜡。 如果蜡沉积在管杆上,导致油流通道减小,油流阻力增加,悬点载荷加重,电耗、材耗增大,进而出现蜡卡;如果蜡沉积到油层的孔道中,就会堵塞油层孔隙;蜡沉积到油管内壁及井筒设备上,会影响油井产量,还可能造成抽油泵失效和损坏;如果蜡沉积在地面管线上则会减小管线的有效直径,增加井口回压,输油能耗增加甚至地面管线堵塞,结蜡严重的井一旦停井就无 仅供学习与交流,如有侵权请联系网站删除谢谢11

精品好文档,推荐学习交流 法正常开井生产,需热洗或上下解卡。因此,结蜡井需要定期清防蜡维护,否则会造成蜡卡。2.目前的处理方法及其弊端 常规清防蜡措施主要有: (1)机械清蜡 机械清蜡就是用专门的刮蜡工具(清蜡工具),把附着于油井中的蜡刮掉,这是一种既简单又直观的清蜡方法,在自喷井和抽油井中广泛应用。机械清蜡方法的主要优点是操作简便、有效、成本低,缺点是清下来的蜡容易落入井底,堵塞射孔孔眼或近井地层,有时对设备的磨损严重。 (2)热洗 热洗的目的是清洗油管中的蜡堵。这是现场常用的方法,但在循环处理过程中,由于井筒热损失,到达井底的温度已大大降低,如温度低于初始结晶温度时,溶于热油中的蜡又重新析出, 仅供学习与交流,如有侵权请联系网站删除谢谢11

精品好文档,推荐学习交流 沉积在射孔孔眼造成堵塞。而且热洗水柱大于地层压力,热洗留在油井中的洗井水需要经过3d~7d时间返排后,油井才能恢复正常生产。热洗包括热水洗和热油洗。热水洗不能用于水敏油井;热油洗存在安全环保和劳动条件差等问题。热洗只具有清蜡作用而无防蜡作用。 (3)化学清防蜡剂 这是目前采用的主要方式。化学清蜡剂(主要化学成分为有机溶剂如混苯等)清除蜡堵较为有效,但价格昂贵,加药频繁,加药量大,药剂易燃易爆,毒性强,对人体健康危害较大,同时由于加入的药剂不可能均匀溶于原油,所以难以获得好的效果,而且也不能阻止井口附近结蜡,另外采用油套连通循环的方式,会造成压差改变,含水上升。 (4)强磁防蜡器 仅供学习与交流,如有侵权请联系网站删除谢谢11

微生物清防蜡技术优势

油井微生物清防蜡技术的 特点与优势 1.油井结蜡的原因及其危害 通常把C16H34-C63H128正构烷烃称为蜡。蜡在地层条件下通常以液体存在,然而在开采过程中,随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出,原油溶蜡能力降低,蜡开始结晶、析出、聚集,并不断沉积而使油井结蜡。 如果蜡沉积在管杆上,导致油流通道减小,油流阻力增加,悬点载荷加重,电耗、材耗增大,进而出现蜡卡;如果蜡沉积到油层的孔道中,就会堵塞油层孔隙;蜡沉积到油管内壁及井筒设备上,会影响油井产量,还可能造成抽油泵失效和损坏;如果蜡沉积在地面管线上则会减小管线的有效直径,增加井口回压,输油能耗增加甚至地面管线堵塞,结蜡严重的井一旦停井就无法正常开井生产,需热洗或上下解卡。因此,结蜡井需要定期清防蜡维护, 第页(共11 页) 1

否则会造成蜡卡。 2.目前的处理方法及其弊端 常规清防蜡措施主要有: (1)机械清蜡 机械清蜡就是用专门的刮蜡工具(清蜡工具),把附着于油井中的蜡刮掉,这是一种既简单又直观的清蜡方法,在自喷井和抽油井中广泛应用。机械清蜡方法的主要优点是操作简便、有效、成本低,缺点是清下来的蜡容易落入井底,堵塞射孔孔眼或近井地层,有时对设备的磨损严重。 (2)热洗 热洗的目的是清洗油管中的蜡堵。这是现场常用的方法,但在循环处理过程中,由于井筒热损失,到达井底的温度已大大降低,如温度低于初始结晶温度时,溶于热油中的蜡又重新析出,沉积在射孔孔眼造成堵塞。而且热洗水柱大于地层压力,热洗留在油井中的洗井水需要经过3d~7d时间返排后, 第页(共11 页) 2

油井才能恢复正常生产。热洗包括热水洗和热油洗。热水洗不能用于水敏油井;热油洗存在安全环保和劳动条件差等问题。热洗只具有清蜡作用而无防蜡作用。 (3)化学清防蜡剂 这是目前采用的主要方式。化学清蜡剂(主要化学成分为有机溶剂如混苯等)清除蜡堵较为有效,但价格昂贵,加药频繁,加药量大,药剂易燃易爆,毒性强,对人体健康危害较大,同时由于加入的药剂不可能均匀溶于原油,所以难以获得好的效果,而且也不能阻止井口附近结蜡,另外采用油套连通循环的方式,会造成压差改变,含水上升。 (4)强磁防蜡器 下入井下管柱,利用磁性改变分子极性分布,从而防止蜡颗粒的生成。但从现场应用看,效果不甚理想,因此此法不常用。 (5)加热法 主要是采用油管电加热器为油管内的油流加 第页(共11 页) 3

化学注入药剂防蜡剂

第八章清防蜡剂 第一节基本性质 原油中含蜡量高是造成油井结蜡的根本原因。油井结蜡如不及时清除就会造成油管堵塞、使油井产量下降、严重时还会堵死油井。所以防蜡和清蜡啊是油井日常管理的一项重要和经常性的工作。合理及时的清防蜡措施是油井正常生产的重要保证。油井清防蜡方法很多,在油田开发过程中,曾先后试验推广过机械清蜡、热力清蜡、磁防蜡、?化学清防蜡等油井清防蜡措施,这些措施的试验和推广,都在一定程度上促进了油井清防蜡水平的提高,保证了油井的正常生产。?随着油田化学助剂理论研究的深入和发展,化学清防蜡在各种清防蜡措施中占据了主导地位,具有工艺简单、现场应用方便、清防蜡效率高、清防并重,并且不影响油井正常生产等优点。但是,由于原油物性及油井开采状况的复杂性,不同区块、不同油井、油井开采的不同时期,油井的结蜡状况也各不相同,油井的清防蜡工艺也应随时调整,况且不同的清防蜡措施对油井具有不同的适应性,因此,应根据不同的区块,不同的油井状况选择合理的清防蜡措施,并且应结合现场中出现的新问题研究开发新型化学清防蜡剂。 一、蜡的化学组成及性质 油管内凝结的蜡其化学成分主要是固体烃类化合物,是由C16H24到C64H120的烷烃和环烷烃类化合物所组成,其次蜡中还夹杂着胶质、沥青质、水及机械杂质等。 没有经过提纯的蜡是有颜色的,这是因为蜡质里含有胶质、沥青质及含硫化合物等。纯蜡是无色、无味的。 蜡不溶于水和酒精中,但能溶于四氯化碳、苯及石油产品(石油醚、汽油、柴油及煤油)中。二、油井结蜡的危害 各油田生产的原油含蜡量多少不一,据有关资料表明:我国和世界各国生产的原油含蜡量大多数超过2%。渤海BZ34油田含蜡量在10%.以上,渤西油田含蜡量达14%.,其中4DS井含蜡量高达21%.。大庆油田原油含蜡也在20%以上。 原油中的石蜡在油层中处于一定温度、压力及溶解气量的条件下,溶解在原油中。在油田开发过程中,原油从油层流向井底,由井底流向地面的生产过程是压力和温度下降的过程。当蜡从原油中析出就有可能粘附在油层岩石颗粒表面上,减小甚至堵塞油流通道,增加油流阻力,影响油井正常生产。结蜡严重时还会使井下及地面设备内结蜡甚至堵死而被迫停产。 有些结蜡严重的油井,每天需清蜡3~4次,每次需清蜡1~2小时这给采油工作带来很大的工作量,油井结蜡也严重影响油井的生产水平,给油井生产的自动化管理增添新课题。 三、油井结蜡的影响因素

采油工程——防蜡和清蜡

第六章复杂条件下的开采技术 第二节油井防蜡与清蜡

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。 自喷井的机械清蜡如图8-16所示,是利用地面绞车,绕在绞车滚筒上的钢丝穿过滑轮后将清蜡工具经防喷管下到油管中,并在油管结蜡部位上下活动,将蜡沉积刮除,由液流携带出井筒。也曾使用过依靠上升液推动和自重下行的自动清蜡器。

原油清防蜡技术

原油清防蜡技术 目录 1.蜡的概述 (1) 2.国内外油田常用清防蜡技术 (4) 3.化学清防蜡技术 (6) 4.清防蜡产品介绍 (11) 5.清防蜡剂发展趋势 (12)

原油清防蜡技术 1.蜡的概述 在地层中,蜡通常以溶解状态存在,在开采过程中,含蜡原油在从油层向近井地带、沿着油管向上流动的过程中,随着温度、压力不断降低、轻质组份不断逸出,原油中的蜡开始结晶析出并不断沉积。 地层内部结蜡会大幅度降低地层渗透率,使油井大幅度减产或停产等;地层射孔炮眼和泵入口处结蜡,会增大油流阻力降低泵效;抽油杆处结蜡会增大抽油机载荷,甚至造成抽油泵蜡卡;油管壁结蜡会增大对地层的回压,降低油井产量。油田开发过程中的油井结蜡,严重影响了油井的正常生产,给生产带来许多困难。因此,油井的清蜡、防蜡是保证含蜡原油油井正常生产的一项十分重要的措施。 1.1 蜡的定义 严格来说,原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃,通常把大于十六碳(C16)原子数的大分子正构烷烃称为蜡(wax) 。 实际上,油井中的结蜡并不是纯净的石蜡,它是除高碳正构烷烃外,还含有其它高碳烃类,又含有沥青质、胶质、盐垢、泥砂、铁锈、淤泥和油水乳化液等的黑色半固态和固态物质,统称之为“蜡”(paraffin)。 蜡的典型化学结构式如图1(a)所示,但是人们也常常把高碳链的异构烷烃和带有长链烷基的环烷烃或芳香烃也称为蜡,其结构如图1中的(b)、(c)、(d)所示。

1.2 蜡的结构和结晶形态 油井蜡通常可以分为两大类,即石蜡和微晶蜡或称地蜡。 正构烷烃蜡称为石蜡,通常结晶为针状结晶。支链烷烃、长的直链环烷烃和芳烃主要形成微晶蜡(即地蜡),其分子量较大 。一般来说蜡的碳数高于C 20,都会成为油井中潜在的麻烦制造者,石蜡和微晶蜡的基本特性列于表1。 有些原油中含有碳数较高(大于C 40 )的高碳蜡,如吐哈原油、印度 Laxmi-neelam 管线,蜡的碳数分布有两个峰值,见图2。 24 6 810 12 14图2 蜡的碳数发布含量 % 碳数

水基清防蜡剂研究与应用

水基清防蜡剂的研究与应用 1.水基清防蜡剂的作用原理 水基清防蜡剂的作用过程基本上是分两个历程。水基清防蜡剂由于含有蜡晶改进剂和分散剂,将它加入到油井中,通过分散作用将蜡块分散,使其晶粒变细不易互相结合而随油井采出液流出油井。或者将沉积在井壁上的蜡块脱落。脱落的蜡块再继续分散成小蜡块和小晶粒并悬浮在油井液流中随液流流出油井而起到清蜡作用;油基清蜡剂是靠溶解井壁上沉积的蜡而达到清蜡的目的。因此,水基清蜡剂的清蜡作用机理与油基清蜡剂完全不同。由于作用机理不同因此两者的评定方法也不同。 水基清防蜡剂的防蜡作用机理系水基清防蜡剂中的表面活性剂被吸附在金属表面(如井壁、抽油杆)而湿润金属表面,使其成为极性表面而阻止非极性的蜡晶在金属表面的吸附和沉积从而起到防蜡的效果。 2.水基和油基清防蜡剂的优缺点比较 2.1 油基清防蜡剂的特点 优点:使用于不含水或者低含水原油,清蜡速度快,价格较便宜。 缺点: (1) 比重低,对高含水原油井,从套管加入不易沉入井底,从而影响清防蜡效果; (2) 易燃,使用不安全; (3) 对高含水原油效果较差; (4) 气味大; (5) 药剂中含芳烃,其中芳烃毒性较大,特别是苯易致癌; (6) 无防蜡效果; (7) 清蜡效果和加药量实现不好预测。 (8) 控制量不准,易使蜡块整体脱落,掉入井底,堵塞抽油泵凡尔。 2.2 水基清防蜡剂的特点 缺点: (1) 价格较贵,因为组成为蜡晶改进剂B和表面活性剂等,基本原材料价格较贵; (2) 本药剂适用含水原油,对不含水原油应用效果较差。 优点:

(1) 比重高,大约为0.955-1.03对含水原油较适合; (2) 燃点高,使用安全; (3) 无气味; (4) 无毒性,属环境优好型产品; (5) 除对油井有优良的清蜡效果外,还有一定的防蜡、降粘效果; (6) 提供了油井采出液的水含量和原油蜡含量通过室内评定可以初步预测油井 清蜡效果和加药量。 3.水基清防蜡剂的性能指标 主要性能指标: 外观:无色或浅黄色粘稠液体 比重(20 D): 0.955-1.030 4 倾点(0C):<-10℃ 蜡分散性:可将大部分(60%以上)石蜡块分散成半径<2mm的细颗粒 防蜡效率:>50%(按倒瓶法测定) 溶解性:可按任何比例与水混合 4.水基清防蜡剂评定方法 4.1 分散试验 (1) 将药剂配成10%水溶液; (2) 在小三角瓶中加入25ml自来水(或含300ppm以上2 Ca的高钙水)和1克60号白蜡 (3) 取0.25ml上述配好的溶液加入到三角瓶中,然后再60-70℃水浴上加热至 蜡完全溶解,并不断摇晃三角瓶; (4) 10分钟后将三角瓶在不断摇晃的情况下,在冷水(可装在一盆中)冷却(不 断摇晃),观察三角瓶中的结蜡情况和分散及沾壁情况,要求蜡分散大部分蜡径小于2mm; 4.2 防蜡率的测定(按倒瓶法测定) 4.2.1 仪器及设备

采油工程中油井清防蜡方法

采油工程中油井清防蜡方法 发表时间:2019-04-11T14:42:27.140Z 来源:《基层建设》2019年第2期作者:刘丽汲红军邹继艳[导读] 摘要:原油开采过程中,油井内壁极易出现结蜡现象。 大庆油田有限责任公司第二采油厂黑龙江大庆市 163000 摘要:原油开采过程中,油井内壁极易出现结蜡现象。而一旦出现结蜡原油的开采效率和质量必然会受到影响,这时便需要更换采油管才能够彻底解决这类问题,这无形中增加了企业的额外开支。新形势下,采油工程中的油井清防蜡已经成为了研究的重点,我们需要对结蜡的影响因素进行分析,进而制定出系统的工作方案。实际工作中可以尝试从清蜡以及防蜡两个方面入手开展工作,降低结蜡现象对原油开采产生的影响。下文中笔者以日常工作经验为切入点分析了采油工程中油井清防蜡的具体方法,希望对进一步推进相关工作的优化落实。 关键词:采油工程;油井清防蜡;方法 油井管道的通顺程度将直接影响到原油的开采效率,而结蜡现象则是影响其通顺程度的主要原因。国内油田产出的原油含蜡量较高,而在原油到达地面之后,随着温度以及压力的降低其中的蜡会不断析出。此环节析出的蜡会沉积在油井内壁,质地粗糙的油井内壁为这一沉积过程创造了天然的场所。在结蜡之后,油井内壁的直径会不断缩小,原油的流速也会受到影响,而这一影响最终会体现在原油的开采效率之上。 一、影响油井结蜡的因素分析 1、原油组分 原油自身的组分特征是造成油井结蜡的首要因素。若原油内的轻质组分较多,石蜡晶体需要在较低的温度下才能被析出,这时不宜形成石蜡晶体,同时油井内壁也不宜结蜡。基于上述原理,若油品的含蜡量相同,那在重质原油中会比较容易出现结蜡现象。 2、原油中的胶质沥青质含量 原油中含有的胶质以及沥青质是油井产生结蜡的重要因素。若原油中含有较多胶质,石蜡析出的速度便会大幅度降低。这是因为胶质作为一种活性物质,能够通过沉积在石蜡晶体表面的形式阻止结蜡现象进一步发展。严格意义上来说,沥青质应当是胶质进一步发展的产物,因此与胶质具备同样的作用,均能够达到防止油井结蜡的效果。 3、原油所处压力及环境温度 原油所处在的环境温度以及压力大幅度降低是油井结蜡的原因之一,随着开采的逐步深入,这一现象的出现几乎是必然的。而其中发挥决定性作用的要素便是“压力”,压力下降时原油中的气体会分离出来。此时原油对蜡的溶解能力会不断降低,此时在较高的温度下才能够形成石蜡晶体。结合实际开采现状分析,压力下降的幅度越大便越容易产生结蜡现象。 4、原油内的杂质 石蜡晶体的核心主要来源于原油内的杂质,因此石蜡晶体的形成以及成长都是围绕着原油内的杂质展开的。原油中的杂质主要是盐类化合物,原油在到达地面之后其温度与压力会不断降低,而此时原油内部的杂质会不断析出,进而形成颗粒状的结构。当然,这主要是盐类化合物在发挥作用,石蜡分子会附着在盐颗粒上不断生长,最终会产生石蜡晶体。 二、采油工程中油井清防蜡的具体方法分析 1、清蜡方法 所谓清蜡即将附着在油井管壁、深井泵以及抽油杆等设备上的蜡进行清除。这部分工作能够有效降低设备的故障率,进而保障设备的正常运转。现阶段,主要用到的清蜡方法主要有机械清蜡以及热力清蜡两种方法。首先机械清蜡在具体操作环节中主要有刮蜡片清蜡以及套管清蜡两种方案。一、刮蜡片清蜡。需利用电绞车将刮蜡片投入井中,让其在油管内结蜡的部位上下活动,便能够达到将管壁上的蜡刮下来并被原油带出井口的效果。综合相关案例分析,该方法主要适用于结蜡现象不严重的油井。若油井的结蜡过于严重,就需要利用麻花钻头以及矛刺钻头进行清蜡。而实际操作中常用的刮蜡片主要有舌形以及“8”字形两种。二、套管刮蜡。实施套管刮蜡时主要用到的工具是螺旋式刮蜡器。将其连接在油管下部,利用油管的上下活动便能够将套管壁上的蜡清除掉,实际操作中利用转盘带动钻头进行刮削也能够达到同样的效果。其次热力清蜡,主要包括热油清蜡、电热清蜡以及热化学清蜡等方法。实际操作中可根据作业需要酌情进行选择。 2、防蜡方法 采油作业中参照以下规律开展工作便能够达到防止油井结蜡的效果:①防止石蜡从原油中析出;②防止析出的蜡晶体聚集粘连在管壁之上。具体方法如下:一、增强油流速度。即便采油管的直径不变,那增加油流的速度也能够让其把蜡晶体带出,进而达到减少油井结蜡的效果。二、涂层油管防蜡及玻璃衬里油管防蜡。在油管内壁涂抹一层表面光滑、亲水性强且不易脱落的涂料便能够达到防蜡的效果。目前针对这一环节中所用到的涂料已经研究出了很多配方。在油管内壁衬上一层工业玻璃也能够达到这样的效果,其厚度应当控制在0.5mm ——1.0mm左右。二、化学防蜡。化学防蜡用到的方法主要是防蜡剂,其主要成分为表面活性剂以及高分子化合物。这类物质能够附着在蜡晶微粒表面,形成一层致密的薄膜,让蜡晶微粒能够分散在原油之中,最终被上升的原油带走。 【总结】新形势下,探究采油工程中油井结蜡以及清防蜡的方法有着非常重要的意义,它能够指导我们更好的推进采油作业,提高开采效率。虽说近些年诞生了诸多清防蜡方法,但实际操作中仍有诸多细节需要重视,所以摆正我们面前的工作局面并不轻松。本文中笔者对上述问题进行了分析探究,希望对进一步推进相关工作的优化落实有所帮助。

探究油井结蜡成因和清防蜡技术

探究油井结蜡成因和清防蜡技术 随着现代社会经济的不断发展,全球经济都已经进入了飞速的发展,石油作为全球经济发展的支柱型能源,对全球经济的发展来说都具有非常重要的意义。作为重要的能源,石油的消费总量一直处于前列,其对任何国家的经济及军事都是发展的前提,不仅决定着一个国家的综合國力水平,同时还决定这个国家的的军事实力水平。但是,因为石油自身独特的属性,这就导致石油的开采过程会非常困难,需要对石油的油井进行开发。本文重点对油井结蜡成因及清防蜡技术进行了分析。 标签:油井结蜡;清防蜡技术 因为石油资源的重要性,所以各个国家对于油井的开发非常重视,而油田在实际的开发过程中,经常会出现油井结蜡的问题,一般油井的结蜡厚度会达到1-5mm左右,有的油井结蜡甚至会达到7-10mm。油井结蜡在实际的工作过程中会对产油量造成极大的影响,这就需要在进行油井的采油过程中进行清防蜡工作。 1油井结蜡的危害 在油井实际的工作过程中,油井结蜡会对石油的开采带来极大的危害,首先带来的危害就是造成流通通道的变小,进而导致石油生产压差变大,石油的产量也就不断减小,如果不进行解决,最终的结果就是管道堵死,停产。同时,油井结蜡还会造成活塞泵不能正常进行工作,使抽油杆的阻力不断增大,最终会造成抽油设备的损坏。通常情况下,当油井结蜡出现时,抽油机的工作电流及负荷也会增大,这也无形中对企业成本进行了提高。所以,进行油井清蜡工作是保证油井正常工作的重要措施。 2结蜡因素分析 2.1温度的影响 气候温度对于原油的流变性具有直接的影响,是造成原油流动的重要因素。与此同时,石蜡的结成也受到温度的直接影响,当油温度在析蜡点以上时,石蜡就会在原油中进行溶解,当石油温度不断降低到析蜡点以下时,此时石蜡就会不断析出,所以,温度也是影响结蜡的重要因素。 2.2 油的性质和含蜡量 在原油的含量中,蜡的析出温度与其所含重值成分也有一定的关联,温度一定时,当原油所含重值成分较多时,蜡也就越容易析出。石蜡具有一定的自身特点,其能够在轻质油中进行有效的溶解,而早重质油中的溶解度相对来说非常低。

QSH1020 2192-2013采油用清防蜡剂通用技术条件

Q/SH1020 2192-2013采油用清、防蜡剂通用技术条件 2013-07–05 发布 2013-07–15 实施

Q/SH1020 2192-2013 前 言 本标准按照 GB/T 1.1—2009 给出的规则起草。 本标准由胜利石油管理局油气采输专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位:胜利油田分公司技术检测中心。 本标准主要起草人:孙凤梅、杜灿敏、张志振、张 娜、刘红霞、何 留、徐英彪。 I

Q/SH1020 2192-2013 1 采油用清、防蜡剂通用技术条件 1 范围 本标准规定了采油用清、防蜡剂的技术要求、试验方法、检验规则和标志、包装、运输、贮存以及 HSE要求。 本标准适用于采油用清、防蜡剂的采购和质量检验。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是注日期的引用文件, 仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。 GB/T 510 石油产品凝点测定法 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 8170 数值修约规则与极限数值的表示和判定 GB/T 21615 危险品 易燃液体闭杯闪点试验方法 Q/SH1020 2093 油田化学剂中有机氯含量测定方法 3 技术要求 采油用清、防蜡剂应符合表 1的技术要求。 表1 技术要求 指 标 项 目 清蜡剂 防蜡剂 外观 均匀液体 闭口闪点,℃ ≥15 凝点 a ,℃ ≤-15 pH 值 - 7.0~10.0 防蜡率 - ≥20 % 溶蜡速率,g/min ≥0.025 - 二硫化碳含量 0% 有机氯含量 0.0% a 对于一般地区,要求凝点不高于-10 ℃,对于特殊地区,凝点应不高于当地最低气温。 4 仪器与材料 仪器与材料应符合以下要求: a) 天平:感量 0.01 g,感量 0.0001 g; b) 高速搅拌器:(0~6000)r/min;

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