实用参考原油清防蜡技术.docx
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实用参考原油清防蜡技术
原油清防蜡技术
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（waG）。
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C20，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。
表1石蜡和微晶蜡的基本特性
石蜡
微晶蜡
正构烷烃％
80～95
0～15
异构烷烃％
2～15
15～30
环烷烃
2～8
65～75
熔点范围℃
50～65
60～90
平均分子量
350～430
500～800
典型碳数范围
18～36
30～60
结晶度范围％
80～90
50～65
有些原油中含有碳数较高（大于C40）的高碳蜡，如吐哈原油、印度LaGmi-neelam管线，蜡的碳数分布有两个峰值，见图2。
蜡的晶型受蜡的结晶介质的影响，在多数情况下，蜡形成斜方晶格子，但改变条件可形成六方形格子，如果冷却速率比较慢，并存在一些杂质（如胶质、沥青质、其它添加剂）也会形成过渡型结晶结构。
斜方晶结构为星状（针状）或板状层（片状）并具有较好的连接行为易形成大块蜡晶（团）。
石蜡的几种主要晶型见图3。
图3石蜡的主要晶型
1.3油井结蜡过程
蜡在结晶过程中首先要有一个稳定的晶核（这种晶核通常是高碳蜡的聚集体）存在，这个晶核就成为蜡分子聚集的生长中心。
随着原油温度不断降低，熔点比较高的高碳数蜡会首先结晶析出并形成结晶中心，随后越来越多的蜡分子从原油中沉积出来，沉积的蜡分子的浓度也会越来越大，使蜡晶增长。
结蜡过程（见图4）通常分为如下三个步骤：
（1）低于析蜡点温度时，蜡以结晶形式从原油中析出。
（2）温度继续下降，结晶析出的蜡聚集长大。
（3）长大的蜡晶沉积在管道或设备的表面上。
图4结蜡过程
1.4影响结蜡的因素
影响结蜡的内因：
原油含蜡。
影响结蜡的外因：
温度、压力、流速、含水率、杂质、结蜡固体表面润湿性及光滑程度等。
（1）原油含蜡是发生结蜡的根本原因，含蜡量越高结蜡就会越严重，原油中轻质馏分越多，溶蜡能力越强，析蜡温度越低，不容易结蜡。
（2）温度对结蜡的影响：
当保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，就不会结蜡，而温度降到析蜡温度以下时，原油中开始析出蜡结晶，温度越低，析出的蜡越多。
（3）压力对结蜡的影响：
压力主要影响着原油中轻质馏分的溶解情况，溶解于油中的轻组分具有溶蜡能力，当压力下降到低于饱和压力时，轻组分烃类就会从油中分离出来。
另外由于气体的体积膨胀需吸收热量，使体系温度下降，也会使结蜡加剧。
（4）流速对结蜡的影响：
流速增加能减少原油在井筒的流动时间，油温下降变慢，使悬浮于油中的蜡晶颗粒来不及聚集沉积就被油流带走，结蜡得到缓解，另外由于流速大还会对管壁具有较大的冲刷作用。
析出来的蜡晶不能沉积在管壁上，而减轻了结蜡速度。
（5）原油中含水对结蜡的影响：
原油含水时，会在油管壁上形成水膜，使析出的蜡不容易沉积在管壁上，减缓结蜡。
实验结果表明：
在50%含水以下的情况下，结蜡的程度随着含水增加而减缓。
而当含水增加到75％以上时，会更容易产生水包油乳化液，蜡油被水包住，阻止蜡晶的聚积而不结蜡。
（6）胶质、沥青质对结蜡的影响：
胶质、沥青质是活性物质，可以吸附在蜡晶表面，改变蜡晶的结构，阻止蜡晶长大，同时对蜡晶具有分散作用。
（7）机械杂质对结蜡的影响：
机械杂质成为活性中心，加速结蜡，使蜡更易沉积出来。
2.国内外油田常用清防蜡技术
国内外采用的清防蜡技术基本相同，由于我国原油含蜡量较高，油井清防蜡问题比较突出，所以我国清防蜡技术在某些方面优于国外。
油田常用的油井清防蜡技术主要有以下7种：
（1）机械清蜡技术；
（2）加热清防蜡技术；（3）内衬油管防蜡技术；（4）磁防蜡技术；（5）微生物清防蜡技术；（6）超声波清防蜡技术；（7）化学清防蜡技术。
2.1机械清蜡技术
机械清蜡就是用专门的刮蜡工具，将附着于油井中的沉积蜡刮掉，这是一种简单有效的方法。
在自喷井和有杆泵抽油井中都有应用，尤其是自喷井中的应用广泛。
机械清蜡方法的优点：
设备简单、成本低、清蜡不受原油性质的影响等。
机械清蜡方法的缺点：
劳动强度大、施工中油井需停产、施工不当会发生井下事故。
刮蜡工具见图5、6。
图5“8”字刮蜡片
图6麻花钻头
2.2加热清防蜡技术
加热清防蜡技术主要分为电加热和热介质加热两类。
基本原理就是利用热能来提高油管或抽油杆的温度，达到清防蜡的目的。
加热清防蜡技术的优点：
清蜡效果好，不受原油和沉积蜡性质的影响。
缺点：
作业设备投入较大，作业成本较高，还可能对地层造成不必要的伤害。
热洗流程见7、8
图7反循环热洗井流程图8空心抽油杆热洗井流程
2.3内衬油管防蜡技术
内衬油管主要包括玻璃油管和涂料油管。
创造了不利于蜡晶在壁面上吸附和沉积的条件。
优点：
油管内衬防蜡效果明显，成本低。
缺点：
玻璃油管易脆性和不耐酸的腐蚀，而涂料油管也受到与原油物性配伍性影响的限制。
2.4磁防蜡技术
强磁防蜡技术防蜡的机理比较复杂，一般认为强磁场对蜡晶具有“磁致胶体效应”，“氢键异变作用”和“内晶核改变”的机理。
优点：
成本低、效果明显。
缺点：
使用条件严格，一般随油田含水率的增加，防蜡效果降低。
另外对有些特殊油性的原油（如高碳蜡）防蜡效果比较差。
2.5微生物清防蜡技术
微生物清蜡是近年发展起来的，微生物主要有两种，一种是食蜡性微生物，一种是食胶体沥青质性微生物。
优点：
成本低，对原油还具有降凝。
降粘效果。
缺点：
使用条件苛刻，使用前必须洗井，油井温度不能太高。
2.6超声波清防蜡技术
清蜡原理利用超声波把大蜡晶分子击碎变成小蜡晶分子，大蜡晶的长分子链变成短分子链，另外部分电能转换成热能，在声能和热能的双重作用下，能使蜡晶迅速溶化，从而达到清蜡的目的。
优点：
工艺施工筒单，不污染油层，具有清蜡、解堵双重功能。
2.7化学清防蜡技术
化学清防蜡剂由于其加药方法简便，使用化学清防蜡剂对油井生产和作业都不会造成任何影响，所以这一清防蜡技术受到油田欢迎。
它与热洗井清蜡技术配合，成为目前油田使用最广的两种清防蜡方法。
3.化学清防蜡技术
用化学药剂对油井进行清蜡和防蜡是目前油田应用比较广泛的一种清防蜡技术，这是因为用化学药剂进行清防蜡，通常药剂从环行空间加入，不影响油井正常生产和其它作业，同时除可以收到清蜡、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。
3.1清防蜡剂的种类
化学清防蜡剂有油溶型、水溶型和乳液型三种，此外还有一种固体型防蜡剂。
3.1.1油溶型清防蜡剂
油溶型清防蜡剂主要由有机溶剂、表面活性剂和少量高分子聚合物组成。
有机溶剂主要是将沉积在管壁上的蜡溶解，加入表面活性剂的目的是:
帮助有机溶剂沿蜡沉积的缝隙和蜡与油井管壁的缝隙渗入进去以增加接触面，提高溶解速度，并促进沉积在管壁表面上的蜡与管壁表面脱落，使之随油流带出油井。
部份油溶型清防蜡剂加入高分子聚合物的目的是:
聚合物与原油中首先析出的蜡晶形成共晶体。
由于聚合物具有亲油基团，同时也具有亲水基团，亲油基团与蜡共晶，而亲水基团则伸展在外阻碍其后析出的蜡与之结合成三维网目结构，从而达到降凝、降粘的目的，也阻碍蜡的沉积并收到一定的防蜡效果。
油溶型清防蜡剂的优点：
①溶蜡速度快，加入油井后见效快；②产品凝固点低，在冬季使用也很方便。
其缺点是：
①比重小，对含水高的油井不太合适；②燃点低，易着火，使用时必须严格防火措施。
3.1.2水溶型清防蜡剂
水溶型清防蜡剂是由水和多种表面活性剂组成。
水基清防蜡剂中加入表面活性剂可以起到综合效应。
表面活性剂的润湿反转作用使结蜡表面反转为亲水性表面，不利石蜡于在表面上沉积，从而起到防蜡效果。
表面活性剂的渗透性能和分散性能又可能渗入松散结合的蜡晶缝隙里，使蜡分子之间的结合力减弱，从而导致蜡晶拆散而分散于油流中。
水溶型清防蜡剂的优点是：
①比重较大，对高含水油井应用效果较好；②使用安全，无着火危险；③防蜡效果好。
其缺点是：
①加入油井见效速度较慢；②清蜡效果差。
3.1.3乳液型清防蜡剂
乳液型清防蜡剂是将油溶型清防蜡剂加入水、乳化剂、稳定剂后形成水包油乳状液，这种乳状液加入油井后，在井底温度下进行破乳而释放出对蜡具有良好溶解性能的有机溶剂和油溶性表面活性剂，从而起到清蜡和防蜡的双重效果。
乳液型清防蜡剂兼具油溶型清防蜡剂和水溶型基清防蜡剂的优点，乳液型清防蜡剂的优点：
①溶蜡速率大；②防蜡效果好；③闪点高，使用安全，不易燃烧和爆炸；④比重大。
缺点：
在制备和贮存时必须稳定，而到达井底后在井底温度下必须立即破乳，这就对乳化剂的选择和对井底破乳温度有着严格的要求，制备和使用时技术条件要求较高，否则就起不到清防蜡作用。
3.1.4固体防蜡剂
固体防蜡剂主要由高分枝度的高压聚乙烯、稳定剂等组成，它可以制成粒状，或在模具中压成一定形状（如峰窝煤块状）的防蜡块，置于油井一定的位置，在油井温度下逐步溶解而释放出药剂并溶入油中。
固体防蜡剂的优点：
作业一次防蜡周期较长（一般防蜡周期可达到半年左右），成本较低，缺点：
防蜡剂对油品的针对性较强，原油的析蜡点不同，防蜡剂的配方也必须改变。
3.2清防蜡剂的作用机理
3.2.1油溶型清防蜡剂和固体防蜡剂的作用机理
油溶型清防蜡剂具有清蜡和防蜡作用。
固体防蜡剂仅具有防蜡作用。
清蜡机理：
有机溶剂将沉积在管壁上的蜡溶解。
在表面活性剂的帮助下，沿蜡沉积的缝隙和蜡与油井管壁的缝隙渗入，促使沉积在管壁表面上的蜡与管壁表面脱落，使之随油流带出油井。
防蜡机理：
随着原油温度不断降低，熔点比较高的高碳数蜡会首先结晶析出，形成结晶中心，随后其它碳数的蜡也会不断结晶析出，这是不可改变的自然规律。
因此防蜡不是抑制蜡晶的析出，而是改变蜡晶的结构使其不形成大块蜡团并使其不沉积在管壁上（见图9）。
图9蜡晶改变过程
3.2.2水溶型清防蜡剂
清蜡机理：
（1）水溶型清防蜡剂由于含有分散剂，它可以将蜡块分散，使其晶粒变细不易互相结合而随油井采出液流出油井；
（2）通过蜡块的缝隙渗入进去，使蜡块与井壁的粘附力减弱，而使井壁上沉积的蜡块脱落，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。
因此，水基清蜡剂的清蜡作用机理与油基清蜡剂完全不同。
防蜡机理：
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）而润湿金属表面，使其成为极性表面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。
3.3清防蜡剂评价方法
油溶型清防蜡剂主要测试溶蜡速率、防蜡率，水溶型清防蜡剂主要测试防蜡率。
此外还测试饱和溶蜡量、蜡分散性、凝点、闪点、pH值、有机氯含量、二硫化碳含量。
对清防蜡剂的检测一般按照石油企业标准SP/T6300-1997。
3.3.1溶蜡速率
取10～15毫升清蜡剂置于带有磨口塞的量筒内，并放到40℃±1℃的恒温水浴中，恒温20分钟后，向量筒内的清蜡剂中加入准确称重1克左右的60号白蜡记录蜡球全部溶解的时间（分），按下式计算溶蜡速率S。
溶蜡速率S=W/V.T
W、V、T的单位分别是毫克（mg）、毫升（ml）、分钟（min），S的单位是（mg/min.ml）.
3.3.2防蜡率
防蜡率一般使用挂片、倒瓶、冷板动态法、全自动石蜡沉积循环管流实验装置。
冷板动态法：
恒温水浴温度为地层温度，冷却水温度为井口油温。
实验装置见图10。
图10冷板动态防蜡测试装置
全自动石蜡沉积循环管流实验（见图11）：
实验装置主要包括测试管、参比管。
参比管不结蜡，根据压力差，计算出结蜡管的结蜡量，对比加与不加清防蜡剂的结蜡量，计算防蜡率。
图11全自动石蜡沉积循环管流实验装置
3.4清防蜡剂使用方法
清防蜡剂的正确使用是充分发挥清防蜡剂清防蜡效果的一个很重要的因素。
由于现场油井工作情况和结蜡情况不同，因此应根据不同的情况，采用不同的清防蜡方法，方能达到最佳经济效果。
常用加药方法：
固定装置加药法、活动装置加药法（加药车）、连续加入法等。
固定装置加药法（见图12）：
利用加药罐，从套管加入，每次加药量及加药周期应根据油井具体情况确定。
加药时，先关闭连通阀和进气阀，打开加药阀和放空阀，将清防蜡剂加入药罐，然后关闭加药阀和放空阀，打开进气阀，让天然气进入药罐上方，使药罐形成压力系统，然后关闭进气阀，打开连通阀，将清防蜡剂加入套管内。
图12加药固定装置
4.清防蜡产品介绍
4.1DQ水溶型清防蜡剂
DQ水溶型清防蜡剂是‘九五’国家重点科技攻关项目‘原油清防蜡剂、降凝降粘剂的研究’的研究成果，该成果获集团公司20GG技术创新二等奖。
DQ水溶型清防蜡剂由分散剂、渗透剂、润湿剂、稳定剂、水等组成。
具有防蜡、降粘、破乳、清洗井壁等作用。
4.1.1DQ水溶型清防蜡剂性能指标
外观：
浅黄色液体
密度：
0.89-1.01
凝点（℃）：
<-30
PH值：
6～9
防蜡率（%）：
>80（倒瓶法，对中、高含水原油）
降粘率（%）：
>40（对中、高含水原油）
蜡分散性：
可将石蜡块分散成半径＜2mm的细颗粒
溶解性：
可按任何比例与水混合
4.1.2DQ清防蜡剂的应用效果
DQ清防蜡剂已在大庆油田、新疆克拉玛依油田、华北油田得到广泛应用。
在新疆克拉玛依油田高含水采油井上应用200多井次，热洗周期从原来的1～2个月延长至5～6个月，减少了检泵次数，增加了油井产量。
在大庆六厂应用1000多井次，平均热洗周期从加药前的30天延长到180天,延长6倍，应用效果见表2。
从1996年至1999年,累计少检泵1000次,节约洗井费用256万元，增油35000吨，扣除药剂费净创效益6131万元,投入产出比为1:
7.4。
4.2RP乳液型清防蜡剂
RP乳液型清防蜡剂是由油相和水相以一定比例混合乳化而成的。
油相是由有机溶剂和蜡晶改进剂等组成。
水相是由分散剂、润湿剂、渗透剂、稳定剂等组成。
RP乳液型清防蜡剂兼具油基清防蜡剂和水基清防蜡剂的优点：
①蜡速率大，②防蜡效果好，③具有降粘效果，④闪点高，高于100℃，使用安全，不易燃烧和爆炸，⑤比重大于0.88。
RP乳液型清防蜡剂性能指标：
外观：
乳白色液体或淡黄色液体
密度：
0.88~0.98
凝点（℃）：
<-20
PH值：
6~8
闪点：
＞100℃
防蜡效率（％）：
＞80（按倒瓶法测定，对长庆油田）
降粘率（％）：
＞40（对长庆油田）
溶蜡速率（50℃）：
1.2G10-3g/min.ml（将1克左右长庆油田的油井黑蜡均匀涂于量筒壁上，取10ml药剂，在50℃测试，测试过程中每隔10分钟轻微振荡一次）。
表2六厂四矿部分抽油机添加DQ型清防蜡剂的效果
项目
井号
产液
m3
产油
t
含水
%
液面
m
检泵
次数
洗井周期
9-2688
加药前
42
13
70.2
1053.9
2
30
加药后
43
14
66.5
938.6
0
210
15-24
加药前
40
8
80.6
897.5
2
30
加药后
40
7
82.2
894.1
0
180
9-20GG
加药前
19
6
71.4
907.1
2
15
加药后
26
9
66.9
912.5
0
145
9-2438
加药前
42
11
72.8
437.8
2
30
加药后
46
11
75.8
538.3
0
180
9-2617
加药前
37
5
87.5
791.6
2
40
加药后
43
4
91.5
1046.0
0
210
5.清防蜡剂发展趋势
我国东部地区的主要油田（大庆、胜利、大港等）已进入了二次采油的后期阶段，应用化学驱技术等措施提高采收率已逐渐成为油田可持续发展的关键技术之一。
导致原油和水的组成均发生变化，原油的凝点、粘度升高，油井结蜡更严重；水相的矿化度升高，油井结垢严重，现有清防蜡剂很难满足油井清防蜡要求。
因此，必须研究适合化学驱油井用的清防蜡剂，这种清防蜡剂除具有普通清防蜡剂的功能外，还应具有降凝、降粘、防垢等功能。
大庆三厂部分油井蜡样热熔率
温度℃
蜡样
45
50
55
60
65
70
75
80
85
3-J6-53（水驱）
0
大部分软化
50％
90％
100％
3-J4-P35W（聚驱）
0
0
0
大部分软化
25％
70％
90％
95％
2-J4-P44W（聚驱）
0
0
0
50％
90％
95％
2-J4-P44N（聚驱）
0
0
0
大部分软化
50％
95％
100％
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