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油井井筒治理技术研究及应用

摘要：经过近几年的发展，我厂形成了一套较为完善的井筒配套技术，但随着开发时间的延长和开发规模的扩大，井筒结垢、偏磨、结蜡等井数逐年增加，油井维护性作业频次下降难度大，针对这些问题，我们积极开展井筒治理工艺研究，经过几年的精心治理，井筒治理取得初步成效。

关键词：结蜡偏磨结垢腐蚀蜡质双阀副

一、基本概况

1、生产现状

采油七厂开井3983口，平均单井日产液2.19m3，日产油0.84t，综合含水53.5%，泵挂1575m，泵径28.5mm，冲程2.5m，冲次2.8r/min，动液面1411m。。

表1-1采油井生产情况统计表

2、井筒现状

油井井筒受结蜡、结垢、偏磨等多种问题影响，截止目前有结蜡井2625口，结垢井1992口，偏磨井1879口；多种矛盾叠加共存，井况复杂，严重制约油田开发。

图1-1目前油井井筒现状统计图

3、维护原因现状

2023年我厂井筒故障的主要类型为泵故障和管柱故障，占比85.0%；从故障原因来看，主要为结垢、偏磨和腐蚀，三类矛盾导致井筒故障占比达83.0%。

图1-22023年油井故障类型统计图（口）

图1-32023年油井故障原因占比统计图

二、井筒治理技术研究及应用

按照“室内研究—方案论证—现场评价—效果跟踪”的思路，开展结蜡、结垢、偏磨等规律的基础研究认识，形成了锅炉车蒸汽热洗清蜡、双阀副及尾管变流速防垢和定向井偏磨综合配套工艺，深化技术研究、强化工艺配套，取得了较好效果。

（一）井筒清蜡工艺研究；

（二）井筒防垢工艺研究；

（三）井筒偏磨工艺研究。

1、蒸汽热洗清蜡工艺研究

1.1结蜡规律及原因分析

1.1.1结蜡机理：油层中原油处于高温、高压条件下，蜡完全溶解在原油中。原油从井底举升到井口的流动过程中随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以结晶析出。随着温度的进一步降低，石蜡不断析出，其蜡晶便聚集和沉积在管壁上，即出现了结蜡现象。

图2-1油井结蜡过程示意图

1.1.2结蜡深度：统计近几年来各井段油井结蜡井数，核实现场结蜡情况，绘制了井筒结蜡位置分布图，对各井段的结蜡原因有了初步认识。

第一段（井口～井下50m），较少结蜡。该段油流速较快，未等蜡沉积就随井液带出地面，未发现结蜡。

第二段（井口下50～800m），主要结蜡井段。随着压力、温度的降低，蜡开始从原油中析出，日常检泵发现结蜡主要集中在井口下50-500m处。

第三段（距井口800m以下），蜡以胶体状溶解在原油中。

图2-2井筒结蜡位置和井温曲线示意图

1.1.3结蜡周期：三叠系结蜡周期一般在40-60天，侏罗系结蜡周期一般在30-40天，结蜡导致的井筒故障主要为运行阻力增大导致抽油杆卡死在油管内。

1.2热洗温度研究

1.2.1融蜡温度和速率：依托中心化验室，对我厂部分区块蜡样融解温度和融解速率试验。

在5个区块各取4口井蜡样，风干后做成同样大小的蜡球。设定不同的温度，按照由低到高的顺序，从35℃开始递增，每个温度下保持5-10min，观察蜡样的融解情况。

表2-1不同区块融蜡温度和速率情况

1.2.2热洗温度和时间：

热洗温度：通过试验发现初始温度在110℃以上，到达井下800m时，温度为47℃，可满足热洗需求。

图2-3热洗温度变化曲线图

热洗时间：蜡样的溶解速率0.03-0.042g/min，以井口下800米处油管蜡堵为上限，溶蜡时间需要2.8-3.3h，为确保热洗效果，热洗时间定为3.5-4.0h。

1.3技术对策及效果

立足结蜡速率、载荷变化、井口套压、动液面、地层压力等五大因素，开展单井差异化方案设计，结合热洗工艺特点和适用范围，形成“低套压井锅炉车为主，大斜度、水平井、高套压井多功能热洗为主”的周期热洗工艺，2023年热洗井载荷差下降2.17KN，蜡卡井减少9井次，效果较好。

表2-2规范热洗参数

类别

锅炉车热洗

多功能热洗

设备数量（台）

18

3

热洗介质

蒸气

蒸气

热洗温度（℃）

110-120

110-120

热洗时间（h）

≥4

≥4

用水量（m3）

≥6

≥6

适应性

三叠系与侏罗系低套压油井

大斜度、水平井、高套压油井

图2-4近三年结蜡作业柱状图图2-5热洗效果统计图

2、井筒防垢工艺研究

2.1结垢作业现状

对2022年作业情况分析，主要作业原因为泵故障954井次，占比50.9%；而造成泵故障的主要原因为结垢718井次，占比75.0%，井筒结垢日趋严重，结垢导致检泵已成为维护作业主要原因。

图2-62022年油井故障类型统计图2-72022年抽油泵故障原因分析

2.2结垢规律及认识

2.2.1结垢位置