蜡卡井作业安全环保技术研究

章心林

摘要：油井生产结蜡是不可避免的，生产时需要采取定期热洗、电加热、加药等方式化蜡，但是有时候出现因洗井周期过长或者加药不及时出现蠟卡情况，蜡卡后作业时，洗井不通，井内憋有高压，导致作业时冒顶，出现井喷的风险，极易造成环境污染或者人员伤亡。

关键词：蜡卡 井喷 冒顶

引言：

**厂每年有约30口井因蜡卡后洗井不通导致作业，因洗井不通，井内憋有高压，只能倒扣起杆管，作业时存在冒顶、井喷的风险，极易造成人员伤亡、环境污染。还有个别严重蜡卡井，小修设备无法提动管柱，需要交大修施工，但井内憋压，存在井喷风险，只能交带压大修，增加近8倍费用（小修费用10万，带压大修80万），造成了很大成本压力。

1 结蜡定义

蜡从原油中析出并凝结于井壁的现象。当含蜡原油流经井筒时，由于压力和温度降低便形成结蜡现象，使油管断面变小以致堵寨，影响油井正常生产，甚至造成油井停产。

2 压裂方案

区块整体体积压裂;平台井工厂化压裂，井组增油;大排量套管压裂造复杂缝网;暂堵压裂解决层间差异和平面矛盾;优化压裂液和支撑剂降低成本;致密层开展蓄能体积压裂试验。

根据试验井压裂后初期产量高，递减速度快的情况、明确了工艺改进方向。采用大排量、大液量套管压裂，施工排量由8.0m3/min提高到10-12m3/min，增加滑溜水用量200m3。优化支撑剂组合，在裂缝前端铺置70-100目小粒径支撑剂，支撑微裂缝。

3 研究的主要内容

3.1 研究蒸汽热洗技术，提高洗井温度。

3.2 研究油管内部循环洗井装置，解决油管内蜡卡问题。

3.3 研究抽油杆防喷装置，控制起杆时的井控风险。

3.4 研究起管防喷装置，控制起管过程中的井控风险。

4 应用效果

2018.12.4—2018.12.15完成龙606块第一批5口井8层平台化压裂施工，累计加入支撑剂215m3，加入滑溜水4750m3，压裂液2294m3，平均加砂强度2.85m3/m，平均液体强度95.21m3/m，平台化施工减少车组搬迁时间，降低车组行驶成本，提高总体施工效率。

节省压裂车组费：龙606块单层压裂成本87万元/层（龙606-6），平台化压裂后降为75万元/层，单层节约费用12万元，5口井8层共计节约费用96万元。

节省压裂时间增油效益：单井压裂每口井需要3天时间（2天准备液体，1天施工），平台化压裂后，节省了液体准备时间，5口井8层原压裂方式需要24天时间，平台化压裂后用时12天，节省12天工期，以目前该区块5口井日产油26.4吨计算，增油316.8吨。

原油价格以3245元/吨计，生产成本以1754.31元/吨计。

经济效益=（1-30%）×分成系数×∑〔提高原油产量×（原油单位价格-原油单位生产成本） 〕- 投入=316.8×（3245-1754.31）=47.2万元。

合计产生效益：96+47.2=143.2万元。

社会效益：深井平台化整体压裂技术在龙606块成功实施，降低了区块总体开发成本、提高了压裂开发效果，为龙606块探索出了一条高效开发的新模式，也为其他整装区块的效益开发积累了经验，具有广阔的应用前景。

5 结论

运用深井平台化整体压裂，钻井时集中打井，节约征地费用，压裂施工时节省压裂准备时间，减少压裂设备搬迁费用，大排量、高液量体积压裂补充了地层能量，可溶桥塞分层压裂技术，实现了储层充分改造目的，科学合理的焖井、放喷、以及生产制度，保障了区块的高产稳产。