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【摘要】原油中都含有一定数量的蜡，蜡在地层中通常以溶解状态存在，然而在开采过程中含蜡原油沿着油管上升，随着压力不断降低以及轻质组分的不断逸出和温度的下降，原油中的蜡开始结晶析出，并不断沉积，从而导致油井产量不断下降，甚至可能造成停产。由此可见，油井的清蜡和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。
【关键词】油田 水洗 清防蜡 技术 研究
1 油井结蜡过程
油井结蜡有两个过程，先是蜡从原油中析出形成蜡晶微粒，然后聚集、粘附在油管壁、抽油杆等固相表面上。
原油在井筒流动的过程中不断向周围环境散发热量，当原油温度低于蜡的初始结晶温度时，蜡晶微粒便开始在油流中析出。由于油流和油管壁面和抽油杆外表面之间存在一定得温度差，而蜡在原油中的溶解度和蜡晶析出量是温度的函数，所以，井筒中原油和油管、抽油杆表面之间存在着溶解蜡分子和蜡晶粒子的浓度差。溶解的蜡分子和析出的蜡晶粒子便以溶解蜡分子的径向扩散、蜡晶粒子的布朗运动和蜡晶粒子的剪切分散三种运动方式向油管壁和抽油杆表面迁移，并由分子间力而沉积。
原来溶解在井筒油流中的蜡分子凝析出来是由于在开采过程中原油对蜡的溶解能力下降所引起的。当原油的组分、温度、井筒压力等参数发生变化时，其对蜡的溶解能力也相应的改变。
2 油田清防蜡工艺现状
目前新疆地区油田清防蜡工艺技术主要有常规热洗、自能热洗、复合清防蜡、微生物清防蜡、生物酶清防蜡五种。
在各种清防蜡工艺中常规热洗所占比重最大，施工井次最多。常规热洗相对其它清蜡工艺较为复杂，改进空间较大。
3 常规热洗工艺优化研究
油田常规热洗工艺采用原油作为热洗介质，并在热洗液中按0.3%浓度加入油基清防蜡剂，用以提高热洗质量。虽然采用原油热洗有利于清蜡，但不可避免的对产量产生一定影响，因此，提出了以处理水作为热洗介质进行常规热洗作业的工艺优化研究。以2012年在新疆油田公司试验的含水80%以上的油井水洗经验为基础，对含水60%左右的抽油井开展水洗试验，进行效果分析。
2012年，对含水大于80%的油井进行了用清水作为热洗液，在热洗液中加入0.3%的水基清防蜡剂进行热洗，共计热洗94井次，加药40井次，从热洗效果来看，这种洗井方式是可以满足日常清蜡措施要求的。
3.1 水基清防蜡剂室内研究
水基清防蜡剂防蜡性评价。根据新疆油田公司企业标准Q/CNPC-XJ0504-1998《水基清防蜡剂》，用现场水样对多功能洗井液进行防蜡性评价。
3.1.1溶解性实验方法
用250ml烧杯分别取防蜡剂样50ml、然后用未处理和处理后的污水水样各50ml、100ml稀释搅拌，观察溶液是否有悬浮物及沉淀。
3.1.2PH值的测定
我们采用精度PH值试纸对这多功能洗井液进行了测试，它的PH值均在6-9.0范围内，符合《水基清防蜡剂》 新疆油田公司企业标准 Q/CNPC-XJ0504-1998的标准要求。
3.1.3溶蜡率的测定
（1）取现场提供的蜡样100g，取原油900g，在恒温水浴中配制成原油含蜡量为10%的含蜡原油；
（2）用60ml广口瓶先放入30g含蜡原油，加入2ml的多功能洗井液，再加入30g含蜡原油，盖紧瓶盖，在45±1℃的恒温水浴中恒温30分钟，取出用手均匀振荡200次，使多功能洗井液与原油混合均匀，再放回恒温水浴中恒温10分钟；
（3）取出水浴中的混合样放入35±1℃的恒温箱中恒温10小时，在恒温箱中把广口瓶倒扣入一接收容器中，恒温60min使广口瓶不再滴油，称重算出油蜡粘壁的总重量，计算溶蜡率；
3.1.4多功能洗井液清洗模拟实验
（1）取5mm，长约85mm表面有一定粗糙度的玻璃棒数根，分别称其重量编号记录表中；
（2）用现场取的蜡样均匀涂在玻璃棒表面，放入80℃的干燥箱内干燥4h；
（3）将涂有蜡样的玻璃棒冷却至室温（室温18℃）后称重并记录其重量；
（4）对多功能洗井液，用90℃左右的处理后污水配制成浓度分别为0.2%、0.3%、0.5%的溶蜡剂溶液，观察清防蜡剂的起泡性能；
（5）用装有热液的洗瓶分别对涂有蜡样的玻璃棒均匀冲洗（每个玻璃棒冲洗用量约100ml），描述对蜡样的冲洗情况；
（6）将玻璃棒放入洗后液的烧杯一起放入45±1℃的恒温水浴中浸泡4h并每30分钟均匀搅拌60次，观察结在玻璃棒上的蜡样的分散情况；
（7）将玻璃棒取出，放入80℃的干燥箱内干燥4h，取出冷却至室温（室温18℃）后称取玻璃棒的重量，计算石蜡冲洗率；
（8）将烧杯取出，放在室温下冷却，观察描述冲洗掉的石蜡颗粒的分散聚结状况。
3.2 实验结果
由于玻璃棒表面光滑程度的差异、水冲洗时压力的差异及搅拌时力量的不均匀等因素，可能会造成实验数据的不准确，但总体来看效果非常明显。
（1）从以上所得的结果可以看出：多功能洗井液能起到良好的石蜡分散作用；
（2）其溶蜡效率远远超过了纯热水的清蜡效果；
（3）从加入浓度变化来看，随着多功能洗井液加入浓度的增加，它对石蜡的溶蜡效率逐渐升高，在0.2%以下时的效果不太明显，在0.3%时剥脱效率达到最好，随着加入浓度的继续增大，它对石蜡的剥脱效果并没有明显的提高，因此0.3%的加入浓度为最佳使用浓度，现场使用加入浓度在0.3%时已能满足现场生产的要求。
采用58号标准蜡样进行模拟热洗时，由于蜡样的溶点为58-61℃，当热洗水水温为70℃时，蜡样已全部溶化并被彻底冲洗掉，未加多功能洗井液的水样，冷却后石蜡吸附在玻璃棒上，并在水面上结成大的一块，而加入0.3%以上多功能洗井液的水样，冷却后，玻璃棒上吸附的石蜡很少，飘浮在水表面的石蜡分散较好，无大的结块，这反映出多功能洗井液对石蜡具有良好的分散性，但却不能反映在玻璃棒上的冲洗率。
从以上的研究结果表明在油井热洗清蜡时，加入一定量的水基清防蜡剂，不仅能有效提高热洗清蜡效率，还能大大提高对石蜡的分散性，从而有效降低热洗出现的蜡卡、蜡堵、躺井等事故。
4 应用前景
虽然针对以处理水作为热洗介质所进行的现场施工井数较少，但是由于对普杆直井进行为期7个热洗周期的水洗达到了良好的清蜡效果，证明了水洗的可靠性，也说明采用处理水进行常规热洗这一清蜡措施拥有良好的应用前景，其主要优势集中体现在以下几个方面：
（1）应用范围：通过室内研究和现场施工得到的认识，常规清蜡工艺在油田的应用还很广泛，而且通过现场数据也反映出该工艺尚有优化改进空间，通过后期深入的研究，有扩大适用范围的可能。
（2）经济效益：如果采用处理水进行常规热洗能够扩大使用范围，可以减少热洗用油量，减小对产量的影响。目前油洗清蜡只有60%的热洗液返出率，在一定程度上影响到了产量，随着水洗的应用，因为热洗备油而造成的产量损失也随之减小。
（3）社会效益：采用原油作为热洗介质，每年有300多万方天然气直接排放到大气中，造成大气污染，采用处理水进行热洗，带来经济效益的同时减小了环境污染，对促进油田生产和环境的和谐起到了积极作用。
【关键词】油田 水洗 清防蜡 技术 研究
1 油井结蜡过程
油井结蜡有两个过程，先是蜡从原油中析出形成蜡晶微粒，然后聚集、粘附在油管壁、抽油杆等固相表面上。
原油在井筒流动的过程中不断向周围环境散发热量，当原油温度低于蜡的初始结晶温度时，蜡晶微粒便开始在油流中析出。由于油流和油管壁面和抽油杆外表面之间存在一定得温度差，而蜡在原油中的溶解度和蜡晶析出量是温度的函数，所以，井筒中原油和油管、抽油杆表面之间存在着溶解蜡分子和蜡晶粒子的浓度差。溶解的蜡分子和析出的蜡晶粒子便以溶解蜡分子的径向扩散、蜡晶粒子的布朗运动和蜡晶粒子的剪切分散三种运动方式向油管壁和抽油杆表面迁移，并由分子间力而沉积。
原来溶解在井筒油流中的蜡分子凝析出来是由于在开采过程中原油对蜡的溶解能力下降所引起的。当原油的组分、温度、井筒压力等参数发生变化时，其对蜡的溶解能力也相应的改变。
2 油田清防蜡工艺现状
目前新疆地区油田清防蜡工艺技术主要有常规热洗、自能热洗、复合清防蜡、微生物清防蜡、生物酶清防蜡五种。
在各种清防蜡工艺中常规热洗所占比重最大，施工井次最多。常规热洗相对其它清蜡工艺较为复杂，改进空间较大。
3 常规热洗工艺优化研究
油田常规热洗工艺采用原油作为热洗介质，并在热洗液中按0.3%浓度加入油基清防蜡剂，用以提高热洗质量。虽然采用原油热洗有利于清蜡，但不可避免的对产量产生一定影响，因此，提出了以处理水作为热洗介质进行常规热洗作业的工艺优化研究。以2012年在新疆油田公司试验的含水80%以上的油井水洗经验为基础，对含水60%左右的抽油井开展水洗试验，进行效果分析。
2012年，对含水大于80%的油井进行了用清水作为热洗液，在热洗液中加入0.3%的水基清防蜡剂进行热洗，共计热洗94井次，加药40井次，从热洗效果来看，这种洗井方式是可以满足日常清蜡措施要求的。
3.1 水基清防蜡剂室内研究
水基清防蜡剂防蜡性评价。根据新疆油田公司企业标准Q/CNPC-XJ0504-1998《水基清防蜡剂》，用现场水样对多功能洗井液进行防蜡性评价。
3.1.1溶解性实验方法
用250ml烧杯分别取防蜡剂样50ml、然后用未处理和处理后的污水水样各50ml、100ml稀释搅拌，观察溶液是否有悬浮物及沉淀。
3.1.2PH值的测定
我们采用精度PH值试纸对这多功能洗井液进行了测试，它的PH值均在6-9.0范围内，符合《水基清防蜡剂》 新疆油田公司企业标准 Q/CNPC-XJ0504-1998的标准要求。
3.1.3溶蜡率的测定
（1）取现场提供的蜡样100g，取原油900g，在恒温水浴中配制成原油含蜡量为10%的含蜡原油；
（2）用60ml广口瓶先放入30g含蜡原油，加入2ml的多功能洗井液，再加入30g含蜡原油，盖紧瓶盖，在45±1℃的恒温水浴中恒温30分钟，取出用手均匀振荡200次，使多功能洗井液与原油混合均匀，再放回恒温水浴中恒温10分钟；
（3）取出水浴中的混合样放入35±1℃的恒温箱中恒温10小时，在恒温箱中把广口瓶倒扣入一接收容器中，恒温60min使广口瓶不再滴油，称重算出油蜡粘壁的总重量，计算溶蜡率；
3.1.4多功能洗井液清洗模拟实验
（1）取5mm，长约85mm表面有一定粗糙度的玻璃棒数根，分别称其重量编号记录表中；
（2）用现场取的蜡样均匀涂在玻璃棒表面，放入80℃的干燥箱内干燥4h；
（3）将涂有蜡样的玻璃棒冷却至室温（室温18℃）后称重并记录其重量；
（4）对多功能洗井液，用90℃左右的处理后污水配制成浓度分别为0.2%、0.3%、0.5%的溶蜡剂溶液，观察清防蜡剂的起泡性能；
（5）用装有热液的洗瓶分别对涂有蜡样的玻璃棒均匀冲洗（每个玻璃棒冲洗用量约100ml），描述对蜡样的冲洗情况；
（6）将玻璃棒放入洗后液的烧杯一起放入45±1℃的恒温水浴中浸泡4h并每30分钟均匀搅拌60次，观察结在玻璃棒上的蜡样的分散情况；
（7）将玻璃棒取出，放入80℃的干燥箱内干燥4h，取出冷却至室温（室温18℃）后称取玻璃棒的重量，计算石蜡冲洗率；
（8）将烧杯取出，放在室温下冷却，观察描述冲洗掉的石蜡颗粒的分散聚结状况。
3.2 实验结果
由于玻璃棒表面光滑程度的差异、水冲洗时压力的差异及搅拌时力量的不均匀等因素，可能会造成实验数据的不准确，但总体来看效果非常明显。
（1）从以上所得的结果可以看出：多功能洗井液能起到良好的石蜡分散作用；
（2）其溶蜡效率远远超过了纯热水的清蜡效果；
（3）从加入浓度变化来看，随着多功能洗井液加入浓度的增加，它对石蜡的溶蜡效率逐渐升高，在0.2%以下时的效果不太明显，在0.3%时剥脱效率达到最好，随着加入浓度的继续增大，它对石蜡的剥脱效果并没有明显的提高，因此0.3%的加入浓度为最佳使用浓度，现场使用加入浓度在0.3%时已能满足现场生产的要求。
采用58号标准蜡样进行模拟热洗时，由于蜡样的溶点为58-61℃，当热洗水水温为70℃时，蜡样已全部溶化并被彻底冲洗掉，未加多功能洗井液的水样，冷却后石蜡吸附在玻璃棒上，并在水面上结成大的一块，而加入0.3%以上多功能洗井液的水样，冷却后，玻璃棒上吸附的石蜡很少，飘浮在水表面的石蜡分散较好，无大的结块，这反映出多功能洗井液对石蜡具有良好的分散性，但却不能反映在玻璃棒上的冲洗率。
从以上的研究结果表明在油井热洗清蜡时，加入一定量的水基清防蜡剂，不仅能有效提高热洗清蜡效率，还能大大提高对石蜡的分散性，从而有效降低热洗出现的蜡卡、蜡堵、躺井等事故。
4 应用前景
虽然针对以处理水作为热洗介质所进行的现场施工井数较少，但是由于对普杆直井进行为期7个热洗周期的水洗达到了良好的清蜡效果，证明了水洗的可靠性，也说明采用处理水进行常规热洗这一清蜡措施拥有良好的应用前景，其主要优势集中体现在以下几个方面：
（1）应用范围：通过室内研究和现场施工得到的认识，常规清蜡工艺在油田的应用还很广泛，而且通过现场数据也反映出该工艺尚有优化改进空间，通过后期深入的研究，有扩大适用范围的可能。
（2）经济效益：如果采用处理水进行常规热洗能够扩大使用范围，可以减少热洗用油量，减小对产量的影响。目前油洗清蜡只有60%的热洗液返出率，在一定程度上影响到了产量，随着水洗的应用，因为热洗备油而造成的产量损失也随之减小。
（3）社会效益：采用原油作为热洗介质，每年有300多万方天然气直接排放到大气中，造成大气污染，采用处理水进行热洗，带来经济效益的同时减小了环境污染，对促进油田生产和环境的和谐起到了积极作用。