防砂防蜡.ppt

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1、油井清、防砂技术,出砂的危害出砂的原因出砂机理出砂地层的分类及特征 防砂方法清砂方法防砂工艺设计现场应用效果,出砂的危害 主要表现在三个方面：油井减产或停产；地面及井下设备加剧磨蚀；套管损坏，油井报废。,油井出砂的原因 归结为内因和外因两大方面。内因 应力状态：砂岩油层在钻井前处于应力平衡状态，钻开油层后，井壁附近岩石原始应力平衡状态遭到破坏，造成井壁附近岩石应力集中，导致油层出砂，甚至井壁坍塌。岩石胶结状态：接触胶结胶结物数量少，往往含有较多的粘土胶结物，容易出砂。渗透率：渗透率越高，胶结强度越低，油层越容易出砂。,外因 固井质量：固井质量差，使套管外水泥环和井壁岩石没有站在一起，生产中形成

2、高低压层之间的串通，岩石胶结遭到破坏，导致出砂。射孔密度：密度过大，有可能使套管破裂和砂岩油层结构遭到破坏，引起出砂。油井工作制度：生产压差越大，流体渗流速度越高，井壁附近流体对岩石冲刷力越大。油井工作制度的突然变化，使油层岩石受力状况发生变化，引起出砂。其他：不适当的措施如压裂酸化，降低了油层岩石胶结强度，使油层疏松出砂。,出砂机理 地层是否出砂取决于颗粒的胶结程度地层强度。一般来说，地层应力超过地层强度就可能出砂。地层应力包括构造应力、上覆压力、流体对颗粒的摩擦力、生产压差的拖曳力等。而地层强度由颗粒的胶结类型、胶结物含量、孔隙内流体内聚力、颗粒之间的摩擦力来决定。,出砂地层的分类及特征

3、按地层胶结强度及出砂表现，将出砂地层分为三类：流砂地层：颗粒间无有效胶结物，仅靠压实作用和内部流体内聚力作用而成岩，防砂技术难度大。部分胶结地层：含胶结物较少，胶结差，强度低，但采取适当技术措施后，可顺利完成裸岩砾石充填防砂。脆性砂地层：胶结物含量较多，强度中等，易取心，此类地层先期裸岩砾石充填防砂成功率往往很高。,防砂方法 按防砂机理及工艺条件，防砂方法大致分为机械防砂、化学防砂、砂拱防砂及其他方法。机械防砂 分两类：一类是下入防砂管柱挡砂，如割缝衬管、绕丝筛管、胶结滤砂管、双层或多层筛管。另一类是下入防砂管柱加充填物，如砾石、果壳、塑料颗粒、玻璃球或陶粒等。机械防砂对油层适应能力强、成功率

4、高、成本低，目前应用十分广泛。,化学防砂 分三大类：一是人工胶结砂层；二是人工井壁；三是其他化学固砂法。适用于渗透率相对均匀的薄层。其对油层渗透率有一定损害，成功率也不及机械防砂，存在老化现象、相对成本较高，应用程度不如机械防砂。,砂拱防砂 不下入任何机械防砂装置或充填物，也不注入任何化学药剂，而是依靠油气层砂粒在炮眼口处形成具有一定承载能力的砂拱，达到防砂目的。成败关键在于砂拱稳定性。保证砂拱稳定性必须考虑两个关键问题：一是降低油层流体速度；二是保持或提高井筒周围油层径向压力。,清砂方法 通常采用的清砂方法有冲砂和捞砂。冲砂：通过冲管、油管或油套环空向井底注入高速流体冲散砂堵，由循环上返的液

5、体将砂粒带到地面。捞砂：用钢丝绳向井内下入专门的捞砂工具捞砂筒，将井底积存的砂粒捞到地面上。一般适用于砂堵不严重、井浅、油层压力低或有漏失层无法建立循环的油井。,冲砂液及冲砂方法 冲砂液 通常采用的有油、水、乳状液。一般油井用原油，水警用淡水或盐水，低压井用混气冲砂液进行冲砂。基本要求：具有一定粘度，以保证具有良好的携砂能力；具有适宜的密度，形成适当的液柱压力，防止井喷或因液柱压力过大产生漏失；不损害油层；来源广泛、价廉。,冲砂方式 主要有正冲砂、反冲砂、正反冲砂和联合冲砂等方式。正冲砂：冲砂液由冲砂管（或油管）泵入，砂粒随冲砂液一起由油套环空返至地面。冲击力大，易冲散，但液流上返速度小，携砂

6、能力低，易发生砂卡。反冲砂：冲砂液由油套环空泵入，砂粒随冲砂液一起从油管返至地面。冲击力小，但液流上返速度大，携砂能力强。,正反冲砂：先用正冲砂将砂堵冲散，再迅速改为反冲砂，将冲散的砂粒从油管内返出地面。地面应配备改换冲洗方式的总机关。联合冲砂：在冲砂管柱距底端一定距离处装上分流器，冲砂液从油套环空进入井内，经分流器进入下部冲砂管冲开砂堵，砂粒随液体先从下部冲砂管与油套环空返至分流器后，进入上部冲砂管返至地面。特点：可提高冲砂效率，即具有正冲砂冲击力大优点，由具有反冲砂返液速度高、携带能力强的优点，同时又不需要改换冲洗方式。,冲砂水力计算 为了能使液流能够将全部的砂粒携带至地面，液流在井筒内的

7、上升速度必须大于最大直径砂粒的自由沉降速度。冲砂时砂粒上升速度：vs=vlvd 砂粒上升的最低速度Vlmin=2vd 冲砂液最低用量：Qmin=Fvlmin,绕丝筛管砾石充填防砂工艺技术,工艺原理：在井眼内（裸眼或套管内）正对出砂地层下入金属全焊接绕丝筛管，然后泵入砾石砂浆于筛管和井眼环空，通过多级过滤屏障，保证油流沿充填体内多孔系统经过筛管被源源不断地举升至地面，而地层砂则被控制在地层内，确保油井正常生产。,技术特点：具有成功率高，有效期长，适应性强，防砂效果好，油井产量高等优点，而且不受井段长短、井底温度和压力等条件限制。适用范围：可用于单层、多层的 直井、斜井、水平井防砂。,防砂工艺设计

8、 机械防砂的工艺设计-砾石充填防砂 砾石充填防砂方法的施工设计应符合三条基本原则：一是注重防砂效果，正确选用防砂方法，合理设计工艺参数和工艺步骤；二是采用先进的工艺技术，最大限度地较少其对油井产能的影响；三是注重综合经济效益，提高设计质量和施工成功率。,设计应分步进行：充填方式选择地层预处理砾石设计防砂管柱设计携砂液设计施工工艺设计（1）充填方式选择 根据防砂油层、油井的特点和设计原则等，结合完井类型选择合适的砾石充填方式。（2）油层预处理设计 根据油层砂样分析化验结果和防砂井的具体情况，确定酸化解堵和粘土稳定处理等措施，同时考虑防乳化、防止新生沉淀等问题。,（3）砾石设计 主要包括砾石尺寸设

9、计、砾石质量控制、砾石用量计算三方面的内容。,砾石尺寸设计 防砂井油层砂样粒度中值d50，根据计算公式求得砾石粒度中值D50。,砾石质量控制 质量要求主要有：砾石粒度均匀；圆度、球度好；在标准土酸中酸溶度小于1%；砾石水样水浊度不大于50度；显微镜观察没有发现两个或多个颗粒结晶块；满足抗破碎试验要求。充填砾石用量计算 所用砾石数量根据充填部位体积来确定，为保证施工质量，设计用量要考虑足够的附加量。,防砂管柱设计 a绕丝筛管与割缝衬管的比较与选择 绕丝筛管特点：耐腐蚀，工作寿命长，外窄内宽的筛缝具有一定“自洁”作用，连续绕丝形成连续缝隙，流通面积大，应用广泛，但造价高，通常为割缝衬管的23倍。割

10、缝衬管特点：0.3mm以下割缝宽度加工困难，适用于中至粗的油层砂，耐腐蚀能力差，防砂有效期短，但成本低。在选择筛管或衬管时，应考虑防砂井的具体条件和综合经济效果。,b缝隙尺寸设计 原则上应能满足挡住最小充填砾石的要求。设计计算时缝隙尺寸应小于等于最小充填砾石尺寸的1/22/3。c筛管直径设计 筛管直径与砾石充填方式和井身结构有关，既要考虑防砂井的通径，有要使充填层有足够的厚度，保证充填层的挡砂能力和稳定性。d筛管长度设计 筛管设计长度应超过产层射孔段上、下界各1.01.5m；裸眼完井的筛管长度应超过扩眼产层上、下界各1m以上。,e信号筛管设计 根据工艺需要选择不同位置信号筛管。如低密度循环选用

11、上部信号筛管；高密度充填选用下部信号筛管，也可省去信号筛管。信号筛管的缝隙和直径尺寸与生产筛管相同，长度12m。f光管设计 光管与井筒的环形空间储备充填砾石。光管的直径与绕丝筛管的中心管直径相同，或与割缝衬管的直径相同。长度根据充填方法和具体情况来定，一般低密度循环充填为2030m，高密度时长度不小于筛管长度，裸眼完井的光管不应设计在套管内。,g扶正器设计 扶正器的位置及数量的多少根据井筒的具体情况确定。h充填工具的选用 根据充填工艺，充填工具结构分为三种：一是下冲法充填工具，二是反循环充填工具，三是转换充填工具。下充法充填工艺、工具简单，但易造成砾石大小分级现象，只适合浅井和薄层段；反循环充

12、填工艺、工具较为简单，但砂浆易受套管内壁杂物的污染，使充填体渗透率下降，且套管必须承受充填压力，携砂液流速度低，用液量较大；转换充填工具可避免砂浆污染，套管不必承受充填压力，携砂液流速度高，用液量小，但其工具结构复杂、种类多、作业难度高。,携砂液的选择 携砂液的种类和用量应根据油井具体情况和工艺要求进行选择和设计，在固相颗粒含量与颗粒大小、与油层液和油层矿物的配伍性、反应生成物不堵塞油层孔隙等方面均有标准。施工工艺步骤 原则是要使操作有利于提高砾石充填的防砂质量的施工的顺利进行。步骤：下入防砂管柱充填前循环洗井砾石充填反洗丢手投产,化学防砂的工艺设计 在设计前要充分掌握地层和油气井的详尽资料数

13、据，充分了解实际施工作业井的工艺水平与技术能力，全面考虑防砂效果、防砂井的产能恢复、综合经济效益的兼顾，提高设计质量、保证和提高施工的成功率。,工艺设计 分析与处理地层 按达西定律估算防砂前、厚地层流体油地层流向井筒的流速，比较防砂前后地层渗透性的改变，以及预计防砂剂注入地层后，尚未固结前的流动能力 选择合适的品种和用量的防砂胶结剂及其他固砂材料，确定防砂方法与配方 确定防砂剂混合体系的注入速度和施工的压力极限、固结时间、固结强度等参数。,施工工序及参数 地面预缩聚好的热固性酚醛树脂胶结地层砂施工程序及参数 a.射孔。负压射孔，孔密20孔/m以上，孔径不小于10mm。b.洗井。用无固相清洁液体

14、，其中加入防膨剂和防乳化剂，充分洗井值进出口一致。c.通井。用小于套管内径46mm的通井规通至油层底界以下20m，无遇阻现象。d.下入防砂施工管柱。,e.正挤活性柴油。柴油中加入1%的聚氧化乙烯烷基醇醚-8活性剂，用量每米射孔油层不少于500L，排量300L/min。f.正挤盐酸。盐酸浓度5%7%，射孔油层不少于200L，排量300L/min。g.正挤柴油。用量2m3，排量300L/min。h.正挤酚醛树脂溶液。每米射孔油层不少于200L，排量300L/min。i.正挤增孔剂（柴油）。用量为树脂量的23倍，排量300L/min。,j.正挤固化剂（盐酸）。盐酸浓度10%12%，其用量为树脂量的2

15、3倍，排量300L/min。k.正挤顶替液（柴油）。将盐酸全部挤入油层，排量300L/min。l.关井候凝48h以上.m.压井、探树脂面、钻塞至人工井底。n.下入生产管柱投产。,现场应用效果 孤东油田是80年代中期投入开发的大型疏松砂岩稠油油藏，含油而积57 km2，地质储量超过2.5亿吨。油层埋藏浅.压实程度差.胶结疏松。高渗透，高饱和，岩石表而亲水。主要胶结类型为接触式、孔隙式、孔阶接触式。岩石矿物颗粒分选系数1.57-1.67，粒度中值0.13-0.17mm，平均空气渗透率1.568um2，孔隙度33.3%，渗透率变异系数0.74，泥质含量8.66%，胶结物中粘上矿物含量高，易膨胀的蒙脱

16、石占49.3%-65.2%。这些地质特点决定了孤东油田在开发过程中必然出砂严重。防砂技术在孤东油田开发中是一项重要的技术措施。经过十多年的研究、探索和试验，形成了配套的防砂工艺技术系统，满足了日前年防砂施工1000井次以上的大规模防砂生产需要。,机械防砂（1）绕丝筛管砾石充填防砂 1987年孤东油田进入注水开发阶段，开展了“121”防砂转注的一期工程防砂会战，大规模应用绕丝防砂技术，当年在275口井施工409井次，防砂成功率91%，截止到1998年7月底共实施绕丝防砂1224井次，成功率90.9%，平均单井有期743.1人。该方法具有成功率高、有效期长等优点，适用于油田不同开发阶段的防砂，在孤

17、东汕田一般中低含水期应用较多，进入特高含水期后应用相对较少(由于该方法后期处理较复杂)。该方法一直是孤东油田主要的防砂方法之一。根据孤东油田大量现场应用效果统计资料，当射孔井段30m、含水量80%、原油粘度3000mPa.s时，可采用绕丝筛管砾石充填防砂一般选用0.3-0.8 mm的充填砾石绕丝筛管缝隙为0.3mm。,（2）滤砂管防砂 环氧树脂砂粒滤砂管防砂 根据孤东油田的具体情况，滤砂管防砂的适用条件是井斜小于30、套管无变形和破损、油层砂粒度中值0.1mm,泥质含量1000 mPa.s的油井。该方法施工简单价格低廉，成功率高，自1986年投入现场应用以来，得到了大规模的工业化应用，截止19

18、98年7月底，在孤东油田共实施7117井次，成功率72.5%，平均单井有效期176天。环氧树脂滤砂管较脆，在施工过程中容易碰撞破裂，这影响了防砂成功率。1994年研制了配套的可溶性扶正器，将环氧树脂滤砂管防砂平均成功率提高了7.4%。改进配套器具后，1998年1-7月共施工277井次成功率达82.5%。,粉末冶金滤砂管防砂 粉末冶金滤砂管是孤东采油厂与沈阳五三厂协作研制的一种机械防砂方法。该方法选用不同颗粒度的铜合金为基木原料，按一定比例混合后在高温烧结成具有较高强度和渗透性的滤砂器。该方法具有耐高温、耐腐蚀、强度大、渗透性好、施工简单、成功率高等特点，适用于油井早、中、后期防砂，亦可用于注蒸

19、汽稠油井防砂。自1992年投入现场应用以来，累计实施223井次，成功率82.6%，平均有效期340天。粉末冶金滤砂管适用于油层泥质含量0.07mm的油井防砂。,金属棉滤砂管防砂 金属棉滤砂管是针对孤东油田注蒸汽开采稠油井研制的一种防砂方法。将一定长度的纤维状不锈钢丝按一定的要求铺制成一定密集度的金属棉防砂滤体，将滤体卷成圆柱形，牢牢地固定在带孔的中心管和护管之间，再经过焊接制成金属棉滤砂管。滤砂管和井下配套器具一并下入油层出砂部位，当含砂流体通过护管流经滤体进入中心管时，油层砂被挡在滤体之外，从而达到了防砂的目的。该滤砂体具有渗透性好(K100um2)、强度高、耐高温(3500)的特点，适用于

20、泥质含量20%，油层砂粒度中值0.1mm的疏松砂岩油藏油井的先期、早期和后期防砂，可用于蒸汽吞吐热采井的防砂，是目前孤东油田稠油热采井主要的防砂方法。自1994年投入现场应用以来，累计实施89井次(其中稠油热采井62井次)，成功率80%，平均单井有效期225天，最长达545天。,化学防砂（1）酚醛溶液地下反应固疏松砂岩防砂 酚醛溶液地下反应防砂方法是将加有催化剂的苯酚和甲醛溶液按比例混合均匀，加入等体积的柴油作增孔剂，然后挤入地层中，在地层温度(60-80)和压力(10-12MPa)条件下苯酚与甲醛发生反应，逐渐形成树脂并沉积于砂粒表而固化，把地层砂牢固地胶结在一起，达到防止地层出砂的目的。加

21、入的柴油不参与反应，作为连续相充满孔隙，使胶结后的砂岩保持良好的渗透性，防砂施工后的油井有较高的产量。该方法适用于油层旱期防砂和先期防砂，随着油层出砂亏空加剧和含水上升，防砂效果变差或不再有效。该方法在孤东油田的旱期防砂中起了积极的作用，1986-1993年共实施防砂1079井次成功率76%，平均单井有效期191.2天。,（2）干水泥砂防砂 所谓干水泥砂就是按一定比例混合的水泥和石英砂，用携带液(一般为清水或污水，水中按水泥的级别添加相应的添加剂以增加胶结强度)经泵车携带至油层，在地层条件下固结成具有一定强度和渗透性的人工井壁，起防砂的作用。水泥与石英砂的比例一般为1:2。该方法适用于中、高含

22、水油井和水井的中、后期防砂。由于所用防砂材料来源广、价格低、施工简单，对高含水油井有防砂、堵水双重作用，该方法是孤东油田高含水期油井防砂的主要方法之一。自1986年投入现场试验到1998年8月.累计实施2087井次.成功率78.4%，平均有效期194人。近年来经过改进和完善.己成为孤东油田含水出砂油井主要的堵水方法之一。,（3）涂敷砂防砂 酚醛树脂涂敷砂是1987年针对开发到一程度的油田油井出砂严重，造成油层亏空而研制的一种化学颗粒防砂方法。将表而涂有酚醛树脂膜的石英砂粒用水携带至油水井的出砂部位，在地层温度(60-80)和压力(10-12MPa)作用下石英砂表而的酚醛树脂膜软化并与交联剂反应

23、，将石英砂固结在一起，形成具有一定强度和渗透性的防砂屏障，阻挡油层出砂。该方法适用J几油层温度55的油水井早期、中期和后期防砂。涂敷砂用量根据油层出砂量的多少而定，出砂量越多则涂敷砂用量越大。根据孤东油田的具体情况.一般旱期防砂时每米射孔油层充填涂敷砂300kg。自1987年投入现场应用以来累计实施1455井次，防砂成功率71.8%，平均有效期210.8人。,（4）脲醛树脂溶液防砂 1990年孤东采油厂开始研究脲醛树脂溶液防砂方法以解决高含水期及低温油层的先期和早期化学防砂问题。所研制的脲醛树脂主要指标为:适应油层温度40-70的油水井防砂；凝固48h后抗折强度3.0MPa，抗压强度6.0 M

24、Pa，渗透率2.0um2。该方法1990年底投入现场试验，到1998年7月底累计实施76井次，成功率90.8%，平均单井有效期228天，施工井温度52-69，含水45.7%-96.7%。该方法较好地满足了高含水期不同温度油层的早期和先期防砂需要。在出砂较多的油水井中、后期防砂中可先填砂再用该方法实施防砂。,油井清、防蜡技术,石蜡的组成我国油田结蜡现状结蜡的危害结蜡过程影响结蜡的因素防蜡方法清蜡方法,石蜡组成 石蜡：含碳原子数为1664的烷烃，即C16H34C64H130。纯石蜡为白色、略带透明的结晶体，密度880905kg/m3，熔点4960。随温度的降低在原油中溶解度降低，油越轻对蜡的溶解能

25、力也越强。,石蜡及微晶蜡的组成,我国油田结蜡现状 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%。,结蜡的危害 影响流体举升的过流断面，增加流动阻力；影响抽油设备的正常工作。油井结蜡过程 温度降低到析蜡点以下，蜡以晶体形式从原油中析出；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；蜡晶体沉积在管道和设备等的表面上。,影响结蜡的因素 原油的性质及含蜡量：含蜡量越容易结蜡，原油中轻质馏分越多，越不容易结蜡。原油中的胶质、沥青质：胶质、沥青质的存在使蜡晶分散得越均匀而致密，且与胶质结合得较紧

26、密，但有胶质、沥青质存在时，管壁上沉积的蜡的强度将明显增加。压力和溶解气油比：高于饱和压力，原油不脱气，蜡初始结晶温度随压力降低而降低；低于饱和压力，气体脱出，原油对蜡的溶解能力降低，初始结晶温度升高。,原油中的水和机械杂质：机械杂质成为石蜡析出的结晶核心，促使结晶析出，加聚结蜡过程；含水量增加，结蜡程度有所减轻。液流速度、管壁粗糙度及表面性质：液流速度增加，热损失小，对管壁的冲刷力增加，蜡不易于沉积，但单位时间通过管道截面蜡量增加，加剧了结蜡过程。管壁越光滑，蜡越不容易沉积，且亲水性越强，越不易结蜡。,防蜡方法 从三个方面着手：阻止蜡晶析出。原油开采过程中，采用某些措施，如提高井筒流体温度。

27、抑制石蜡结晶的聚集。如在含蜡原油中假如防止和减少失蜡聚集的抑制剂，使石蜡处于分散状态而不大量聚集。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。,具体防蜡方法 油管内衬和涂层防蜡 油管内衬：在油管内衬一层由SiO2（74.2%），Na2O（14%），CaO（5.3%），Al2O3（4.5%），B2O3等组成的玻璃衬里。涂料油管：在油管内壁涂一层固化后表面光滑且具有亲水性很强的物质，防蜡原理与玻璃衬里相似。目前应用得最多的是聚氨基甲酸酯。,化学防蜡 防蜡剂主要有稠环芳香烃型防蜡剂、高分子型防蜡剂、表面活性剂型防蜡剂。（1）稠环芳香烃型防蜡剂 其防蜡机理：一是作

28、为晶核，即在石蜡的晶核析出之前已大量析出，使石蜡晶体以分散状态悬浮在油流中带走；二是通过吸附作用参与组成晶核，使晶核扭曲，阻止晶核长大，达到防蜡的目的，如蔡、蕙、菲等。,（2）高分子型防蜡剂 主要有聚乙烯、聚异丁烯、聚丙烯等。高分子型防蜡剂大多数为油溶性的，是含有石蜡链节的支链型高分子聚合物。使用时，将其注入井内与原油混合，在浓度很低的情况下就能形成遍布整个原油组织中的网状结构。若原油温度降低，石蜡在网上析出，其结构为空旷、疏松、呈树枝状或聚结树枝状的结晶堆砌体，阻止蜡的沉积。,（3）表面活性剂型防蜡剂 油溶性表面活性剂 这类活性剂是通过吸附在蜡晶上，使之变成极性表面，不利于非极性石蜡在它上面

29、的结晶，阻止蜡分子的进一步沉积。这类活性剂主要为石油磺酸盐和胺类聚合物，如合成脂肪酸的二胺盐，烷基(烷基芳基)石油磺酸盐，用油醇、油胺、烷基酚醛树脂合成的环氧乙烷聚醚类和苯甲酸萘醋也可配制油溶性防蜡剂。,水溶性表面活性剂 这类表面活性剂从两方面起作用：拥有两亲结构，根据相似相溶原理，水可以在蜡晶周围形成一个以非极性基团为内层，极性基团为外层的分子吸附膜，外膜可吸附体系中的水而形成一层活性水化膜来阻止蜡分子的进一步沉积；在结蜡表面(如油管、抽油杆和设备等表面)吸附，造成极性反转，从而阻止蜡在其表面的沉积。水溶性表面活性剂主要是胺盐型、平平加型和OP型、聚醚型和Tween型，也可用硫酸醋化或磺烃基

30、化的平平加型活性剂。,强磁防蜡 磁防蜡技术机理：磁致胶体效应、氢键异变、“内晶核”原理。磁防蜡器主要有电磁式和永磁式两大类：电磁式装置操作复杂，投资高，耗能高，较少应用。永磁式防蜡器采用永磁体构成磁场方式，不需要电源等附属设备，安装使用方便。,磁防蜡现场应用效果 长庆油田采油二厂新井投产每年递增，原油产量逐年上台阶，中低温油井严重结蜡的问题日显突出。长庆采油二厂在大力推广行之有效的化学防蜡技术的同时1999年同包头磁性材料厂合作引进了该厂生产的加强型无环境污染的井下磁防蜡器。采油二厂在现场安装井下磁防蜡器的井共24口，均优于化学防蜡的效果。,这24口井在下磁防蜡器前，均采用GY-01型液体防蜡

31、剂生产，其浓度按油井的产液量而定，按每口井平均每人加lkgGY-01型液体防蜡剂，每年加370kg每年每口井加药费用0.4104元。包头磁性材料厂生产的加强型双级磁防蜡器单价每套为8000元，使用期在10年以上，保守的按5年有效期计算，每年的折旧费用1600元。靖南的80-29井，采用化学防蜡或磁防蜡后，每年平均少检泵4次，节约修井费用6104元。每次修井按1.5人计，少产油10t，每年少产油40t，价值6104元。该井使用磁防蜡器后的年经济效益为12.24元(年经济效益=节约加药费用+节约修井费用+多产油效益-磁防器折旧费)。,油井清蜡方法 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

32、热力清蜡。机械清蜡 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。,自喷井机械清蜡设备 主要设备为绞车、钢丝、扒杆、滑轮、防喷盒、防喷管、钢丝封井器、刮蜡片和铅锤。,当油井结蜡严重时，下刮蜡片已经有困难，则应改用钻头清蜡。,常用的清蜡钻头技术规范,有杆泵抽油井机械清蜡 利用安装在抽油杆上的活动刮蜡器清除油管和抽油管上的蜡。目前油田通用的是尼龙刮蜡器。,热力清蜡技术 利用热力学能提高液流和沉积表面的温度，熔化沉积于井筒中的蜡。根据提高温度方式的不同可分为热流体循环清蜡、电热清蜡和热化学清蜡三种方法。热流体循环清蜡方法 载体是在地面

33、加热后的流体物质，如水或油等，通过热流体在井筒中的循环传热给井筒流体，提高井筒温度。根据循环通道的不同，可分为开式热流体循环、闭式热流体循环、空心抽油杆开始热流体循环和空心抽油杆闭式热流体循环四种方式。,根据矿场实践可采用以下经验公式进行抽油杆热洗设计：,式中 C热载体比热，J(kg)；Q热载体总用量，kg；T进出口温差，（一般取4045）；W结晶量，kg；K经验常数，空心抽油杆系井取26151，油套环形空间洗井取34868。,电热清蜡法 是把热电缆随油管下入井筒中或采用电加热抽油杆，接通电源后，电缆或电热杆放出热量，提高液流和井筒设备的温度。热化学清蜡法 利用化学反应产生的热力学能来清除蜡堵

34、，例如氢氧化钠、铝、镁与盐酸作用产生大量的热力学能。常与酸处理联合使用，作为油井的一种增产措施。,现场应用实例 纯梁油田原油物性中一个显著的特点是原油含蜡高，其中有30%的油井原油含蜡在10%以上，结蜡严重的井近百口，平均清蜡周期30d，结蜡点在200800 m左右。这些井的原油凝点都在30以上，给原油的生产带来了很大的不便。以往在油井上主要采用的化学加药清蜡与热水清蜡、热油清蜡、水蒸气清蜡等常规的清蜡工艺。在一定程度上都存在着热源能量损失严重、清蜡不彻底、成本高、地层污染等弊端.其中热油清蜡影响了油井的产量，个别油井产量还出现了减产现象。油井自动清蜡器工艺技术及空心杆传输热水清蜡工艺技术的应

35、用为完善该油田清防蜡工艺技术开辟了一条重要途径。,油井自动清蜡器工艺技术（1）结构及清蜡原理 抽油机井自动清蜡器技术是近几年来发展起来的一种最新型的机械清蜡技术。它主要由步进簧、换向齿、连刀体等部件构成，并配合上换向器和下换向器、安全节成套使用。清蜡器安装在抽油杆上、下换向器之间，可按结蜡井段设计。清蜡原理是：清蜡器主体随抽油杆的上下往复运动，自动运行少上、下换向器之间.安装刀口部位会自动刮除抽油杆和油管壁上的蜡质、胶质、水垢等粘结物。安全节设在下换向器以下泵筒上一根油管间的任一油管上。它采用稀土强磁材料及先进的聚磁技术设计制造的。强大的磁场可改善油流的物性，并能阻止钢铁类磁性小物件下落泵中。

36、,（2）规格及技术参数,（3）现场安装应用情况 自2001年12月份以来，先后在纯梁油田7口油井上安装试验。根据结蜡井段，方案设计将上换向器安装在井下10 m。下换向器安装在井下1000 m左右。刮蜡器安装在上下换向器之间。安全节安装在1010 m左右。清蜡器可随抽油杆的上下运动往返在上下换向器之间，对杆、管同时清蜡，周而复始，以达到连续清蜡的目的。现场应用的7口井，除了L9-30井作业需起出清蜡器外，其余6口井清蜡器运行正常，油井生产正常。,以L9-5井为例。2001年9月1日投产，投产初期自喷，当月平均产量日液30.6t，日油30.1t.含水1.8%，2001年12月26日地层没有能量，停

37、喷。由于该井作业时发现油井仅仅自喷3个月结蜡就十分严重，使用自喷井机械刮蜡设备，靠绞车通过钢丝绳拉动刮蜡片上下反复刮蜡，平均每7人清一次蜡，清蜡十分频繁。为此2001年12月27日下入自动清蜡器，型号为62JL-04型。采用44mm长泵.泵深1600m生产，用22mmHY高强度杆640m+19 mm普通抽油杆960m两级组合，上换向器设计在井下10m下换向器设计在井下1200m清蜡器安装在上、下换向器之间。由于几该井含蜡较高，如果热洗，需要周期为30d，一年需热洗12次。该块地层又为水敏地层，渗透率低。热水洗井清蜡时部分水进入地层，洗井水34d无法及时排除，会影响油井产量。自下入自动清蜡器至今

38、，目前己经连续正常运行10个多月，未进行热洗清蜡，功图未有结蜡现象，抽油机悬点载荷一直稳定。目前该井产量为日液12.1t，日油11.8t。,空心杆传输热水清蜡工艺技术（1）空心杆传输热水清蜡工艺的清蜡原理 2001年对空心杆传输热水清蜡工艺部分配件进行了设计，己成功地投入现场使用即在油井结蜡点以上下入空心杆，在空心杆和实杆之间的连接处设计了一个洗井转换器(即抽油杆和油管之间的井下转化器),并且配套设计了高压油壬和阀门、高压胶皮管、空心杆短节等配套工具。洗井水从空心杆进入，通过洗井转换器从油管出来，而油管中的液体不能进入空心杆，由于油管下接抽油泵，洗井水无法进入地层，这样既可起到热水清蜡又可防止

39、地层污染。,（2）现场应用情况 梁8-5-8井2002年3月6日在检泵作业起管(杆)时发现，第150根油管内壁结蜡十分严重，刺不通，要求清蜡。而该井又为水敏地层，如果采用常规的热洗清蜡.会污染油层，根据实际决定在该井上试验空心杆热洗清蜡工艺。设计方案用36mm空心杆600m.使用85热水6m3，洗井水在油管和空心抽油杆之间循环直接与杆管壁上的结蜡接触.热能利用率高，洗井后该井含水不变，产量由洗井前的3.6t/d上升到4.5t/d，较好的解决了油井结蜡带来的一系列难题以及常规清蜡热洗频繁对地层造成的伤害问题。C70-X8井和F124-2井在7月份也相继使用了空心杆传输热水清蜡工艺，均见到了较好的

40、效果：一是空心杆热洗清蜡热洗后抽油机电机的电流比以前平均下降10%；二是热洗后产量有所上升；三是洗井周期延长2倍以上；四是洗井液用量减少一半。,化学清蜡 化学清蜡法是有机溶剂法，即使用对蜡具有强溶解性能的溶剂来清除积蜡。近年来，随着表面活性剂的应用日益广泛，溶剂型清蜡剂有了较大的发展。概括起来可以分为油基清蜡剂、水基清蜡剂、乳液清蜡剂三种类型。,（1）油基清蜡剂 油基清蜡剂是一种溶蜡量很大的溶剂，能将已形成的蜡溶解。目前，国内外常采用的溶剂有二硫化碳、四氯化碳、氯仿、苯、二甲苯、汽油、煤油、柴油、凝析油和石油醚等。为进一步提高清蜡效果，在其中常引人表面活性剂，以提高溶剂的分散、渗透、洗净作用。

41、例如，日本第一工业制药公司的parahip PD，美国Dow-ell公司的P121清蜡剂都以溶剂加表面活性剂配制而成。前苏联利用合成橡胶厂的废料配以表面活性剂制得清蜡剂，具有良好的清蜡效果。国内发展的BJ系列清蜡剂，胜利油田的胜利1,2号清蜡剂效果也很好。常用的表面活性剂有烷基或芳基磺酸盐，油溶性烷基季按盐，聚氧乙烯壬基酚醚，磷酸醋等。油基清蜡剂清蜡效果好，但通常使用的溶剂毒性大，易燃、易爆、易被原油稀释，使其应用受到限制。如清蜡效果好的CSZ因其毒性大易使炼油催化剂中毒而停止使用。目前，含硫、氯的溶剂因对人体毒性大，使用越来越少。,（2）水基清蜡剂 水基清蜡剂是以水为分散介质、以表面活性剂为

42、主、溶剂为辅同时加有互溶剂、碱性物质的清蜡剂。表面活性剂的作用是润湿反转，使结蜡表面反转为亲水表面，有利于蜡的脱落;同时可使油蜡的界面张力降低，且活性剂分子可穿透蜡的结构，破坏蜡单个分子和管壁间的粘结力，从而将其从管壁上清除。使用的表面活性剂分为阳离子、阴离子和非离子型。如季铵盐型、磺酸盐型、聚醚型、吐温型、平平加型、OP型、硫酸酯盐型等。互溶剂的作用是增加油水相互溶解度。用作互溶剂的有醇和醇醚，如甲醇、乙醇、异丙醇、异丁醇、乙二醇单丁醚及二乙二醇乙醚。碱可以与沥青等极性物质反应，得到的产物易分散于水。常用的碱包括氢氧化钠及碱性盐，如硅酸盐、原硅酸钠、磷酸钠、六偏磷酸钠等。水基清蜡剂以表面活性

43、剂为主，由于表面活性剂价格高，使用浓度大，且清蜡效率低，不易推广。开发新型高效的表面活性剂，降低使用成本，提高使用效率是该类清蜡剂的发展方向。,（3）乳液型清蜡 针对以上两种清蜡剂的不足，近年来发展起了乳液型清蜡剂。乳液型清蜡剂是采用乳化技术，将清蜡效率高的溶剂作为内相，将表面活性剂水溶液作为外相配制的水包油型乳状液。该类清蜡剂既保留了有机溶剂及表面活性剂的清蜡效果，又克服了此类溶剂对人体的毒害。胜利油田曾采用SAE表面活性剂与甲苯和水配成乳液型清蜡剂，具有清防蜡双重效果。从安全、无毒、高效、清防结合的特点来看，乳液型清蜡剂具有良好的发展前景。,微生物清蜡 微生物清防蜡技术微生物清防蜡技术是近

44、年来发展起来的一种技术，在我国已逐步推广应用，目前已在大庆、中原和冀东等油田开展了试验和现场应用。微生物种类很多，有细菌、放线菌和真菌(包括霉菌和酵母菌)几大类。用于清防蜡的微生物主要有两种：一种是食醋性微生物；一种是食胶质和沥青质微生物。采油时向油井中注入以自链烷烃组分为碳源作营养液的微生物群体，关井后在反应时微生物能够降解高碳直链烷烃使其变为低碳烷烃化合物，从而解除油井结蜡之患。,油田结垢的机理及防治技术,油田进入含水期开发后，由于水的热力学不稳定性和化学不相容性，往往造成油井井筒、地面系统及注水地层的结垢问题，给生产带来极大的危害。由于结垢等影响，造成油井产液量下降，管线及加热炉堵塞，同

45、时结垢也增加了油井的起下作业，严重者造成油井停产或报废，造成经济损失。长庆的马岭、安塞等油田，425口井、100多个站存在结垢问题，极个别井的修井周期仅一个月或十天左右，有的井套损后，结垢严重，隔水采油封隔器坐封困难，有的井因结垢堵死，抽油杆被拉断，油井被迫关井。注水地层结垢，则可堵塞油层，使采油指数下降，从而影响油田的开发效果与经济效益。,油田结垢的机理及防治技术,油田结垢的分布规律油田结垢机理及影响因素油田防垢技术的应用及效果,CaC03垢一般出现在油井井筒射孔段以上50m内的井下压降区，如井下油管内外壁、筛管、尾管、抽油泵及套管内壁等部位。经调查的86口结垢井，结CaC03垢的有42口，

46、占48.8%。这些井采油层位一般为单层，如延9、延10，水型大都为CaCl2型，个别井为NaHC03型(4.76%)。CaCO3垢的形成主要是由于油田生产过程中物理条件改变，使水中Ca(HCO3)2分解所致。在油井生产过程中，当流体从相对高压地层流向压力较低的井筒时，压力下降，温度变化，使CO2择放而生成CaC03垢。这类井一般合HC03-较高，如岭69井，合HC03-5097mgL，中12井HC03-为主1331mgL，所以，这两口井，结CaC03垢。地面集输系统的加热炉、换热器是一个升温环境，有利于CaCO3垢生成，在炉管与换热器弯管处常有CaC03垢产生。,一、油田结垢的分布规律,1地面

47、集输系统与油井井结垢分布,(1)CaCO3垢,CaS04垢在调查的86口井中，有l1口，占12.8%，水型多为Na2SO4型。也有CaCl2型的。油井CaS04结垢一般在井筒底部的油管外或套管内壁。CaS04结垢，主要由于两种不相容水的混合，如南176井，Na2S04水型，采油层位为Y4+5与Y9，即不同层位合采；岭405井，采油层位Y4+5，Y8及Y10，这两口井都在井筒油管内(外)结CaS04垢。岭212井在采油初期生产层位Y7，Na2SO4水型，Y10系CaCl2型，但产出液中不含水，无结垢，后来Y10层位见水，两层合采，即在尾管发现CaSO4结垢。在地面站，也常因不同层位的生产井来水混

48、合而结CaS04垢，主要结垢部位在收球筒及总机关处。,(2)CaS04垢,(3)Ba(Sr)SO4垢 Ba(Sr)S04垢一般在油井中少见，尽管马岭南区调查112口生产井，产出水含Ba2+的井有57口，且Ba2+含量很高，但这些井却并不结垢，如南11、南75井，Ba2+高达1600mgL以上，因无S042+，未见结垢。有资料的86口结垢井，结BaS04垢仅有5口，水型全为CaCl2型，结垢部位在井下油管及筛管外。Ba(Sr)S04垢绝大多数出现在地-面集输(计量)站，如马岭油田中区及南区20个站中，结BaS04垢的有11个站。结垢部位为集油管线管汇、收球包及输油泵内。Ba(Sr)SO4结垢完全

49、是两种不相容水混合的结果。,依据室内水驱模拟试验资料、结垢机理研究结果、现场防垢试验和结垢取芯升岩矿鉴定资料，已有充分论据说明地层结垢是存在的。尤其是结垢检查井从1300多米以下地层所获得的岩芯及其分析资料，说明马岭注水地层结垢的主要机理是富合S042的注入水与地层水中的Ba2+、Sr2+、Ca2+混合后发生化学沉淀引发的。结垢的分布规律与过去仅以热力学理论为基础所进行的物理模拟和数值模拟不尽相同，地层中发现有大量与粘土伴生的硫酸钙、硫酸钡垢。一般距油井井筒50330米。,2近井地带与注水地层结垢,表1 马岭油田水化学特征与结垢关系,结垢的形成过程是个复杂过程，一般可分成下面四步:第一步：水中

50、离子结合形成溶解度很小的盐类分子：Ca2+S042-CaS04 Ba2+S042-BaS04 Ca2+C032-CaC03第二步：结晶作用，分子结合和排列形成微晶体，然后产生晶粒化过程。第三步：大量晶体堆积长大，沉积咸垢。,二、油田结垢机理及影响因素,1油田结垢机理,第四步：由于不同的条件，形成不同产状的结垢。,碳酸盐结垢机理 碳酸盐垢CaC03，CaMg(C03)2是由于钙、镁离子与碳酸根或碳酸氢根结合而生成的，反应式如下：Ca2+C032-=CaC03 Ca2+2HC03=CaC03+C02+H20 Mg2+2HC03-=MgC03+C02+H20,碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉