低成本清防蜡技术在SD油田的应用及效果分析

张 磊

(中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏 泰州 225300)

SD油田位于QT凹陷的北部斜坡，是一个被多条断层复杂化了的断块、断鼻构造。油田于2011年底投入开发，主力油层为戴南组一段。油田含油面积5.53 km2，地质储量280×104t，原油具有凝固点高、含蜡量高、含胶质沥青质高的特点。油井结蜡造成抽油机载荷增加、泵效降低、产量下降、生产时率降低、作业成本增加等问题[1-3]。

通过几年的开发实践，SD油田形成了以空心杆电加热、加水溶性清蜡剂、超导自循环热洗等相结合的清防蜡工艺，现场应用取得了较好的效果，基本满足了油井生产的需要，结蜡井作业井次由2012年的24井次，下降至2014年的13井次，但仍然表现出两方面的问题，一是现有清防蜡工艺运行费用高；二是随着油田综合含水上升，油井结蜡带来了新的问题，比如固定凡尔结蜡影响油井出液、油套环空内结蜡难以清理等。迫切需要探索低成本的清防蜡工艺。

1 清防蜡工艺现状及问题

1.1 工艺现状

1.1.1 空心杆电加热工艺

SD油田应用空心杆电加热工艺15井次，占总井数的21%。空心杆电加热工艺参数如表1。

表1 空心杆电加热工艺参数

1.1.2 水溶性清蜡剂

将清防蜡剂从油套环空加入油井中，经抽油泵吸入油管内起到清防蜡的作用[4]。根据油田套管气量小，地层压力系数小于1的特点，油井普遍采用灌加水溶性清蜡剂的方式进行加药，部分动液面高的井采用泵加的方式。优选的水溶性清蜡剂的溶蜡速率为0.039 71 g/min。SD油田平均每月清蜡剂用量为2.5 t。

1.1.3 超导自循环热洗工艺

超导装置以抽油泵抽汲形成的泵压为系统循环动力，以井下液体为循环介质，介质由循环管路被超导加热器快速加热后，进入油套环空，使油管和井内液体温度升高，采出液体又被超导加热器继续快速加热，再进入油套环空，如此往复循环，使井筒温度不断升高，达到溶蜡的目的。SD油田平均每月自循环热洗8井次。

1.2 存在的问题

1.2.1 现有清防蜡工艺运行成本高

空心杆电加热工艺单井日运行用电量400～600 kW·h，15口井平均用电量为7 800 kW·h。超导热洗自循环热洗平均每井次费用5 000元，SD油田平均每月热洗8井次。空心杆电加热和超导自循环热洗每月的运行费用在21万元以上。

1.2.2 清防蜡剂加药效果不理想

优选的清防蜡剂虽然溶蜡速度快，但现场应用中受人为因素等影响，加药效果不理想。同时，每年蜡卡检泵井次在13井次以上，维护费用达80余万元。

1.2.3 结蜡造成固定凡尔失灵

部分油井地层能量充足，动液面高，泵挂浅，随着生产周期的延长，固定凡尔因结蜡造成失灵的现象增多。当出现固定凡尔失灵时，采用热洗车热水循环洗井的方法，一是影响油井产量；二是容易造成地层污染；三是洗井不当容易造成油套环空的蜡进入油管造成蜡卡。

1.2.4 泵挂以下结蜡增加作业成本

作业过程中发现油井泵挂以下存在结蜡，出现通井遇阻甚至卡管柱的现象，严重影响通井、射孔等作业。分析认为现有的清蜡工艺无法清除泵挂以下的结蜡。

2 低成本清防蜡工艺的应用

针对上述问题，研制了轻便型油井自洗装置及智能加药车，引进了微生物清防蜡剂，总结了结蜡躺井油井自救方法，现场应用取得了良好效果。

2.1 轻便型油井自洗装置

轻便型油井自洗装置由机车、壳体、加热管、控制系统、进液口、出液口组成，工作时，液体自进液口进入加热管加热，后由出口压入油井。压力是油井自身压力，经循环，清洗液可反复使用。控制系统可以采集进出口压力、温度，通过设定压力、温度阈值实现电加热管的启停及报警，并可实现数据及运行状态的远程传输，实现无人值守。此装置结构简单，操作方便，效率高，成本低，安全可靠。

电加热管功率的选择：

为保证加热功率，以油井全水计算加热功率，如式(1)。

(1)

P为电加热管功率，kW；K为设计系数，一般取1.2；Cw为水的比热容，J/(kg·℃)；Q1为油井产液量，t/d；T1为洗井时产液温度，℃；T0为正常生产时产液温度，℃；η为洗井装置热效率，%，一般取80%。

2.2 智能加药车

智能加药车由机车、储药罐、加药泵、控制系统、流量计组成。通过控制系统检测和控制加药量，自动向特定井加注药剂。此装置操作方便，提高了劳动效率，减少了药剂浪费以及加药过程中对人员的伤害。

2.3 微生物清防蜡剂

微生物清防蜡剂是由包含梭状芽孢杆菌、芽孢杆菌、棒状杆菌等多种好氧及兼性厌氧菌组成的石油烃降解菌混合菌[5]。这些混合菌分离自高含蜡油井采出液，以原油中的蜡质成分(C15-C70)为生长繁殖的唯一碳源。将菌制剂注入油井，混合菌将以原油中的蜡质组成为碳源进行新陈代谢，使长链烃转化为短链烃，并产生脂肪酸、糖脂、类脂体等多种生物表面活性剂，并改变金属或粘土矿物表面的润湿性，从而阻止蜡结晶的析出、长大和沉积。微生物清蜡剂技术指标见表2。

表2 微生物清蜡剂技术参数

2.4 油井躺井自救技术

2.4.1 蜡卡躺井的自救

原油从地层流入井底上升至井口的过程中，温度逐渐降低，当油温降低至析蜡温度以下时，原油中高碳数蜡逐渐结晶、析出，如不能及时清理，则造成蜡卡躺井。蜡卡躺井后采用热洗的方式进行清蜡是常用的方式，但部分油井因蜡的熔点高、无法建立热洗循环等原因，无法达到解卡的目的[6]。

热洗无法解卡时，利用抽油杆接箍的刮带作用可起到机械清蜡的目的，因抽油机冲程较抽油杆长度小，无法充分利用接箍刮蜡，需借助起重设备。具体实施步骤为，首先对蜡卡井进行套管热洗，无法解卡时，利用起重设备(吊车或修井车)上下活动抽油杆，以辅助建立热水循环通道，提高解卡成功率。

2.4.2 结蜡造成固定凡尔失灵的自救

当泵挂位于结蜡段时，固定凡尔结蜡造成失灵。通过对比分析，总结出自救方法：调整防冲距至上冲程活塞出泵筒，拆除井口单流阀，利用井筒及流程液体在重力作用下对固定凡尔的冲刷作用，使固定凡尔启闭动作恢复正常。

3 应用效果分析

3.1 降低了清防蜡运行成本

轻便型油井自洗装置洗井时平均工作功率为20 kW，以一口井洗10 h、电费为0.7元/(kW·h)计算，洗井费用仅为140元，较超导热洗节约4 760元，节约率为97%。以平均每月8井次计算，SD油田每年可节约洗井费用约46万元。

智能加药车的应用强化了对现场加药的管理，改善了加药效果，节约了成本，平均每月可节约药剂0.2 t，以16 800元/t计算，每年可节约药剂费用约4万元。通过加药和电热杆间送的优化组合，单井可节约费用9 000～11 000元/月，SD油田共有空心杆电加热井15口，年可节约费用约15万元。以S1井为例，优化前后费用对比如表3所示。

表3 S1井电热杆间送费用对比

3.2 降低了结蜡井次

2015-2017年，SD油田结蜡遇卡井分别为15井次、12井次和8井次，其中因蜡卡检泵井次分别10井次、6井次和0井次，自2016年9月运用油井蜡卡躺井自救方法以来，未因蜡卡检泵，年可节约检泵费用30余万元，避免产量损失300 t。

2017年出现7次固定凡尔因结蜡失灵的问题，通过调整防冲距快速恢复正常，节省洗井费用3万元，避免产量损失50 t。图1为S8-12井固定凡尔漏失自救前后的功图。

图1 S8-12固定凡尔结蜡自救前后功图

3.3 微生物清蜡效果显著

SD油田优选4口井开始微生物清蜡剂试验，在使用微生物清蜡剂之前，平均洗井周期为3个月，加入微生物清蜡剂试验后可维持8个月以上不热洗。从示功图、电流和产量看，微生物防蜡效果好，结蜡较轻，达到SD油田清防蜡要求。微生物清蜡剂加药间隔周期长，每月2次，较常规清蜡剂3～5天加

药周期，可显著提高劳动效率，可在SD油田进一步推广应用。

4 结论

(1)SD油田低成本清防蜡技术的应用取得了良好效果。轻便型油井自洗装置和智能加药车的应用，以及结蜡躺井油井自救方法的实施，每年可节约清防蜡运行费用95万元，其中节约自循环热洗费用46万元，药剂费用4万元，空心杆电加热费用15万元，蜡卡检泵费用30万元。

(2)微生物清蜡剂清防蜡效果好，加药效率高，减少清防蜡作业的工作量，有效延长了生产周期，明显降低了生产成本。