油管电加热清蜡配套技术改进

沈阳油田稀油区块大多数油井套管为φ139.7 mm,油井油套管环空小造成油管电加热清蜡技术在稀油区块应用过程中发生井下短路、管柱掉井、无法送电和漏气等问题.针对以上问题,经过大量试验研究和配套技术改进,研制了新型油管绝缘扶正器、油管绝缘短接、井下偏心扶正器和高压井口电缆密封器,使油管电加热清蜡技术在稀油区块得到了推广应用.     

油井清蜡剂的新进展

本文全面介绍了人们通常采用的油井清蜡方法，叙述了美国、日本、前苏联等国清蜡剂和防蜡剂的应用情况，并对其进行了深入研究，指出利用石油化工厂的废料配制清蜡剂和防蜡剂是今后研究的方向。     

油井清蜡剂评价方法研究

在总结现场评价油井清蜡剂实际工作经验的基础上，讨论了清蜡剂的六项评价指标，溶蜡率，溶蜡速率，饱和溶蜡率，密度，闪点和凝固点，并分析了样的选择，采集，制作 和实验温度，时间以及风干时间等具体问题。     

油井结蜡和清防蜡剂

概述了蜡的基本组成、影响结蜡的因素以及各种化学清蜡剂和防蜡剂及其作用的基本原理.     

自循环电加热装置用于低压力油井清蜡

目前国内常规的清蜡方法有化学药剂清蜡和热流体洗井清蜡等，这些方法容易破坏低地层压力油井的套管和地层，导致套损和地层污染。自循环电加热洗井装置通过油井自身的地层流体循环，很大程度地降低了常规洗井流体的高压力、高温度对套管和地层的损坏，大大减少了化学药剂对套管的腐蚀，很好地解决了低地层压力油井的清蜡问题。     

油井清防蜡剂的国内研究进展

综述了油井结蜡的机理及影响因素,详细地介绍了化学清蜡剂和化学防蜡剂的国内进展及各种清防蜡剂的优缺点,指出了未来研究的重点方向是高效、稳定、环保、适用性强、多功能的清防蜡剂。     

姬塬油田黄9井区油井清蜡与防蜡技术应用效果分析

采用理论分析和现场生产实践相结合的方法，分析油井结蜡的过程及影响结蜡的因素，通过一系列油井清蜡与防蜡措施的实施，稳定了油井的产量，延长了油井结蜡的时间，保障油井的正常生产。     

油井清蜡降黏与防腐阻垢联作技术

冀中南部部分高含蜡或稠油油藏进入中高含水期后,油井杆、管、泵出现了严重的腐蚀结垢现象。为保证油井正常生产,利用碳氟表面活性剂憎油憎水、超低界面张力的特性,将油井水溶性减阻剂与缓蚀阻垢剂进行联作,得到了适合油井清蜡降黏、防腐防垢的药剂FYR-C02基本配方。现场根据不同油井的实际情况,调整基本配方的组分,在60多口油井上应用后,取得了很好的效果,为油井清蜡降黏与防腐防垢联作提供了技术借鉴。     

抽油井机械式自动清蜡装置工艺试验

介绍了６２ＪＬ－０４型抽油井机械式自动清蜡器的工作原理、结构特点及适用范围,同时对该装置的现场试验情况做了认真分析,并对该装置在油井上的运行情况做了现场实际解剖,达到了预期的目的。试验证明抽油井机械式自动清蜡装置具有广阔的应用前景 。     

百色油田油井结蜡及清防蜡处理

本文了滇黔桂百色油田的严重结蜡情况，清防蜡剂的筛选，使用筛选出的防蜡剂ＪＳ２进行油清防蜡处理的工艺方法和效果。自１９９０年１０月起，在百色油田各区块６２口油井采用不停产加入油套环空，加入后关井或在油套管间循环２－４小时，挤入油层等方法进行的清防蜡作业，除井温过低的一个井外，全部获得成功。     

采油井防蜡与清蜡措施探讨

防蜡和清蜡措施在我局油田已经有一些成功应用，并且取得了一定的经济效益。本文选择井例，对苏北小油田实施的采油井蜡措施作了部分总结，并对措施运用过程中的一些基本规律进行了简要分析。     

空心抽油杆电加热装置在T2-1区块的应用

冀东油田柏各庄T2-1区块原油物性有两低、三高,即密度、黏度低,胶质沥青质、含蜡量、凝固点高.多年来,在T2-1区块试验了多种清防蜡方法,如原油热洗、污水热洗、化学防蜡、微生物防蜡等,都没能从根本上解决该区块油井的清蜡问题.经过认真分析研究,决定采用空心抽油杆电加热装置清蜡.文章介绍了该装置的结构、特点及电加热清蜡的原理.通过T2-18井的试验证明,该装置结构简单,运行安全可靠,可有效解决高凝、高含蜡井难以正常生产的问题,避免洗井造成地层污染,而且杆管不结蜡,延长了检泵周期,具有较好的经济效益.     

油田开发后期油井清蜡防蜡方法

油田开发过程中油井结蜡现象普遍存在，严重影响了油井的正常生产。为此，分析了油田开发后期油井的结蜡机理和影响因素。简要介绍了国外最新应用的清蜡、防蜡方法，诸如油井油管注入阀清蜡、负压冲击清蜡、井下就地产热清蜡、油井直接电加热清蜡和使杆管表面亲水防蜡等。指出了只有正确认识油田开发规律，采取有针对性的清防蜡方法，才能保证油田的正常生产。     

中高含水油井清蜡降黏方案制定方法

油井清蜡降黏是延长油井检泵周期、提高并稳定单井产量的重要措施之一。为解决现场依靠经验判断油井结蜡情况和确定清蜡降黏方案的局限性。依据油井清蜡降黏“相似相溶原理”“水膜乳化理论”“多面体乳化理论”,结合油井生产情况,制定了“化学清蜡降黏与热洗清蜡降黏相结合”“热洗清蜡降黏”“不定时化学清蜡降黏或热洗清蜡降黏”等3种中高含水油井清蜡降黏方案。在27个油藏574口油井应用,成功率100%;其中化学与热洗清蜡降黏相结合方式应用412口油井,单井年平均节约化学清蜡降黏药剂0.56 t,平均减少热洗0.72井次,免修期平均延长269.1 d并仍在延续;热洗清蜡降黏的56口油井,单井年平均减少热洗3.25井次,免修期平均延长230 d以上仍在延续;不需要（不定时）清蜡降黏106口油井,免修期平均延长117 d并仍在延续。实现了清蜡降黏节能降耗（含药剂费用）双赢。     

电加热抽油杆装置

电加热抽油杆装置费国兴，项蜀中（大港石油管理局石油机械厂）大港南部油田多为高凝、高粘和高含蜡油藏，原油粘度为２０７～１０６３ｍＰａ·ｓ，凝固点３１～４１Ｃ，含蜡量１６．６％～２８．４％，含胶质和沥青１９．８％～３１．２％。利用常规井筒举开方法开采，油...     

油井清蜡防蜡的新方法

介绍国外最近推出的井下油管注入阀清蜡、低压交流电加热清蜡和水润湿油管壁表面防蜡三种清蜡防蜡新方法及其现场使用情况,和常规清蜡防蜡方法相比,这些方法具有清蜡效果好,防蜡周期长,费用低等优点。     

电加热杆抽油井温度分布计算

随着油田开发的深入,一些高黏度、高凝固点、高含蜡原油的开采比例越来越大。为了经济高效地开发这些油藏,针对稠油流动性差、温度敏感性高的特点,采用电加热抽油杆开采技术配合其他工艺能较好地适应稠油油藏的开发。温度是影响黏度的主要原因,而黏度是评价稠油特征的核心参数,因此,建立井筒温度分布至关重要。在介绍电加热抽油杆装置及加热原理的基础上,通过一个井筒温度场模型,计算了在电加热下的井筒温度分布。实例计算表明：电加热具有较好的加热效果。     

应用井口高频电加热技术延长冷输油井化清周期

由于冷输油井采用不掺水集输技术,在集输过程中没有热源提供,管壁会出现不同程度的结蜡现象,影响集输管道的输送能力。针对冷输油井管线结蜡问题,目前主要通过化清车定期高温蒸汽热洗和井口安装电加热器进行管线日常维护。常规高温化清需人工、燃料、热水等消耗,工人劳动量大;传统电加热器需连续加热,功率在5000 k W左右,耗电量巨大。为解决上述问题,研发了新型井口高频电加热装置。此装置整合了传统电加热器和电磁防蜡器,并通过超导体将工频交流电转换为1~100 k Hz的高中频交流电;应用电磁感应原理,通过电感线圈将电能转换成相同频率的交变磁场,并利用涡流效应,借助金属本身的电子摩擦发热,将电能转换为热能,实现低能耗自动控温。高频电加热器平均每天运行15.2 h,日耗电380 k Wh,年消耗电费8.7万元,大大降低了冷输油井干线清防蜡成本。     

憋压冲击法油井清蜡技术的应用

憋压冲击法清蜡是继注入化学剂热液清洗和井下强磁防蜡等措施之后的又一清蜡技术。文中提供了憋压冲击法在大庆采油二厂59口井上的应用，取得平均单井清蜡周期延长至12．3d的初步效果，又在209口井上应用，平均单井清蜡周期延长至20d。介绍了该法的操作步骤与方法。