什么是自喷采油？
油田开发过程中，油井一般都会经历自喷采油阶段。是利用地层自身的能量将原油举升到井口，再经地面管线流到计量站。自喷采油设备简单、管理方便、产量高、不需要人工补充能量，可以节省大量的动力设备和维修管理费用，是最简单、经济、高效的采油方法。
为了使油井以合理的产量稳定生产，延长油井的自喷期，油井生产系统的各个流动过程要互相衔接、协调工作。油井的生产一般包含三个流动过程：原油从油层到井底的渗流；沿井筒从井底到井口的垂直或倾斜管流；从井口到分离器的地面水平或倾斜管流。大多数自喷井，原油还要通过井口油嘴的节流。所以，自喷井一般包括这四个流动过程。本节讨论油井流入动态、气液混合物在垂直井筒及油嘴中的流动规律介绍自喷井的井场设备简述自喷井系统的协调原理和节点分析方法。
一、油井流入动态原油通过多孔介质从油层到井底的渗流是油井生产系统的第一个流动过程。油井产量与井底流动压力的关系称为油井流入动态，相应曲线即为流入动态曲线(Inflow Performance Relationship Curve)，简称IPR曲线。就单井而言，IPR曲线反映了油藏的供油能力和工作特性，是确定油井工作方式的依据，也是分析油井动态的基础。典型的流入动态曲线如图6-1所示。由图6-1可以看出：IPR曲线的形状与油藏的驱动类型有关。
图 6-1 典型的油井IPR曲线
1.采油指数井底流动压力高于原油泡点压力时，油藏中流体的流动为单相渗流，油层流体的物性基本上不随压力变化，利用第四章的定压边界平面径向流产量公式稍加改变可得：
式中 PI——采油指数,m3/(Pa·s)Q——油井产量(地面),m3/s
——地层平均压力，Papwf——井底流动压力，PaKo——油层的有效渗透率，m2h——油层的有效厚度,mμo——地层油的粘度,Pa·sre——油井供油半径，mrw——井底半径，mS——表皮因子，与油井的完善程度有关。
r。有了采油指数，就可以应用(6-1)式预测不同流压下的产量，研究油层参数。采油工程的一项重要任务就是在经济可行的条件下，尽力提高采油指数。酸化可以解除井底附近的表皮伤害；水力压裂能够获得负表皮系数。对于稠油油藏，注蒸汽降低原油粘度也能提高采油指数。当油井含水时，单位生产压差下的产液量即为采液指数。比采油指数是指单位油层厚度上的采油指数，即每米采油指数，它能更科学地描述油层的生产能力。
2.油气两相渗流的流入动态单相渗流时，IPR曲线为直线。当地层压力低于饱和压力时，气、液两相共存于油藏中，油藏的驱动方式为溶解气驱，需根据油气两相渗流的基本规律来研究油井的流入动态。
由于原油粘度μo、体积系数Bo及有效渗透率Ko与压力、生产气油比等很多因素有关，定量关系十分复杂。在油井动态分析和预测中，一般采用简便实用的近似方法来绘制溶解气驱油藏的IPR曲线。
1)无因次IPR曲线
r,横坐标为相应流压下的产量与最大产量之比qo/qomax时，得到了一簇曲率不同、形状类似的无因次IPR曲线。图6-2所示为所得曲线簇的“平均”曲线，代表接近完善井的情况。用公式描述该曲线就得到Vogel方程：
图6-2 溶解气驱油藏无因次IPR曲线
式中 qo——油井产量，m3/sqomax——井底油压降至大气压时油井最大产量，m3/s。
此方程不涉及油藏及流体的物性参数。已知目前平均地层压力和一个稳定的测试点，或由两个稳定的测试点，便可绘出油井的IPR曲线，预测不同流压下的油井产量,十分简便。
2)非完善井的Vogel方程为防止底水锥进,未钻穿整个油层的井属于打开程度不完善。射孔完井为打开性质不完善。在钻井或修井过程中,油层受到污染或进行过酸化、压裂等措施的油井，井壁附近的渗透率会发生变化,改变油井的完善性，从而增加或降低井底附近消耗的压降，影响油井的流入动态。
油井完善程度可用流动效率FE(Flowing Efficiency)来表示。流动效率定义为同一产量下理想完善井的生产压差与实际生产压差之比，即：
——理想完善井的井底流压；pwf——实际非完善井的井底流压。
对于拟稳态流动，流动效率与表皮系数的关系可近似表示为：
代替pwf，就可以对0.5≤FE≤1.5范围内的非完善井进行预测。
二、垂直管流气、液两相管流是指游离气体和液体在管中同时流动。地层流体通过井中的油管、地面油嘴和出油管线的流动是油井生产系统中基本的流动过程。在整个油井生产系统中，大部分能量消耗在克服重力和摩阻上。大多数油井为油、气、水多相流动，研究其流动规律对于正确分析油井生产动态、合理设计举升工艺具有重要意义。研究的核心问题是压力损失及其影响因素。一般把油、水两种流体视为液相，着重考虑气、液两相间的作用。
1.气、液两相管流特性参数气、液两相流持液率HL(Holdup Liquid)是描述两相流特性的重要参数，表示单位管段容积中液相所占的份额，即过流段面上液相面积AL与总过流面积A之比。持气率HG(Holdup Gas)则是气相所占面积AG与总过流面积A之比。由于管段内完全充满气体和液体，所以：HG+HL=1HL=0表示单相气流；HL=1表示单相液流；而0<HL<1则为气液两相流动。
气、液混合物密度是两相流计算的重要参数，它与持液率密切相关：
式中,ρ为流体密度，下标G、L、m分别表示气相、液相和混合物。
在气、液两相上升管流中，由于气相比液相轻，气相的运动速度会高于液相。由于两相间物性差异所引起的气相超越液相流动的现象称为滑脱现象(Slipage Effect)。滑脱速度vS是描述两相流特性的主要参数，等于气相真实速度vG与液相真实速度vL之差。由于真实速度很难测定，因此引入气相表观速度vSG和液相表观速度vSL。气相表观速度等于气体体积流量与管子截面积之比；液相表观速度等于液体体积流量与管子截面积之比。即假想管内截面A只被两相混合物中的某一相单独占据。
单相流中只有一种流体，其表观速度即为真实速度；两相流的气相或液相表观速度必然小于其真实速度。混合物速度vm表示混合物总体积流量与流通截面积之比。根据表观速度的定义可知混合物速度等于气相表观速度与液相表观速度之和。混合物速度和表观速度是实际上并不存在的理想速度，使用它们是为了简化计算。根据真实速度、表观速度和持液率的关系，可求得滑脱速度：
2.流动状态原油从井底流至井口，是油井生产的第二个流动过程。气、液在垂直油管中的分布形态称为两相流的流动型态(Flow Patterns)，简称流态或流型。在各种流态下，气液混合物的流动规律不同。按流动结构流态可分为以下几种，如图6-3所示。
图6-3 气液两相垂直管流典型流态
(1)泡流(Bubble Flow)：压力降到原油饱和压力时，溶解气开始分离出来。小气泡分散于连续的液相中，含气量较低，混合物的平均流速较低。气泡的上升速度大于液体流速，滑脱现象比较严重。气体对混合物密度影响大，对摩阻的影响小。
(2)段塞流(Slug Flow)：随着混合物沿井筒向上流动，压力逐渐降低，气体不断增加和膨胀。小气泡相互碰撞、聚合而形成的大气泡几乎占据了管子截面，形成一段液、一段气的流动结构。夹杂着小气泡的液体段塞仍为连续相。气体段塞是分散相，其内携带着液滴。形似炮弹的大气泡就像一个个破漏的活塞举升着液体。气相、液相间的相对运动小于泡流，滑脱损失小。段塞流是两相流中举升效率最高的流型。
(3)过渡流(Transition Flow)：过渡流是液相从连续相到分散相、气相从分散相到连续相的过渡状态。气体在向上流动的过程中连续举升液体，部分下落、聚集的液体重新被气体举升。这种混杂的、振荡的、界限不清的流体运动便是过渡流的特征，故过渡流也称为搅动流。
(4)环雾流(Annular-mist Flow)：当气量更大时，气泡汇聚成气柱在油管中心流动，液相被挤到周围，成为沿管壁流动的液环。伴随着气体的流出，夹带其中的小液滴也流出井口。
三、嘴流动态大部分自喷井和气举井都需要在井口安装节流装置，以便控制井口油压和注气压力，从而限制和稳定油井的产量或注气量，防止底水锥进和地层出砂。
节流部件种类很多，包括井口固定式油嘴、针型阀,井下油嘴、安全阀及气举阀等。当流体通过这些流通截面突缩的部件时，其流动规律可概括为嘴流。节流压力损失部分转化为速度，部分消耗于不可逆的涡流损失。
1.单相气体嘴流气体通过圆形孔眼的流动如图6-4所示。若上游压力p1一定，气体流量将随下游压力p2的降低而增大。当p2达到某定值时，流量达到最大，称为临界流量。进一步降低p2，流量将不再增加,此时气体的速度达到压力波在流体介质中的传播速度(即声速),这时气体的流动称为临界流动(Choke Critical Flow)。在临界流动状态下，油嘴下游的压力变化不影响气体的流量。气体的流量与油嘴上、下游压力比的关系如图6-5所示。
图 6-4 嘴流示意图
图6-5 不同嘴径的嘴流特性天然气的临界压力比(p2/p1)c为0.546。当油嘴下游与上游的压力比小于该临界压力比时，就达到了临界流动状态，否则为亚临界流动状态。也就是说，当油压p1达到地面回压p2的两倍时，气体通过油嘴的流动就可达到临界流动状态。
2.气、液两相嘴流由于气、液两相嘴流比单相嘴流复杂得多，一般用经验公式描述。在临界流动条件下，气液比、油嘴直径一定时，油嘴流量取决于油压。流量与油压的关系可描述成过原点的直线。收集与分析油嘴的相关资料，可得出适合本油区实际情况的计算公式。
当油气以临界流量通过油嘴生产时，嘴流动态曲线只受油嘴尺寸控制，下游压力的变化不会造成油井产量的波动,排除了自喷井的第四个流动过程(井口到分离器的地面流动)对油井的干扰。因此，油嘴的作用有两个：一是控制油井产量；二是将地面管流分隔开来，防止其压力波动影响油井的稳定生产。
四、自喷井设备及管理1.自喷井设备为使自喷井保持正常、稳定的生产，必须在井口安装控制油气产量的部件及油气集输设备。最简单的井口流程是采油树(Christmas Tree)和油气输送管线及设备。
1)自喷井的井口装置自喷井的井口装置一般由套管头、油管头和采油树组成，如图6-6所示。套管头在整个井口装置的下部，用于连接井内各层套管，密封套管间的环形空间。油管头装在套管头的上面，它包括油管悬挂器和套管四通。油管悬挂器用于悬挂井内油管柱，密封油管与套管的环形空间。套管四通用于正、反循环压井，观察套管压力以及通过油、套环形空间进行各项作业。
图6-6 井口装置
油管是下入套管中的无缝钢管，是地下原油上升到地面的通道。它比套管采油利用地层能量更合理，利于延长油井的自喷期。
采油树引导从井中喷出的油气进入出油管线，控制和调节油井的生产。因其树状的外形得名。采油树通常由总闸门、生产闸门、清蜡闸门、压力表、油嘴等部件组成。
总闸门装在油管头的上面，是控制油气流入采油树的主要通道。正常生产时处于常开状态，只有在长期停产或其他特殊情况下才关闭。
生产闸门安装在油管四通或三通的侧面，用于控制油气流向出油管线。正常生产时处于常开状态，在检查、更换油嘴或油井停产时才关闭。
清蜡闸门装在采油树的上端，其上可连接清蜡防喷管。正常生产时关闭，清蜡时打开。
油嘴是控制和调整自喷井合理工作制度的主要装置。一般安装在采油树一侧的油嘴套内，也可装在井下或计量站内的分离器之前。油嘴是中心带孔、外面有螺纹的钢材或陶瓷圆柱体。油嘴孔眼直径根据油井产量选用，一般为1.5～20mm。
采油树型号很多，需根据油井的产量和压力选用。
2)计量分离器计量分离器是分离和计量油气的装置,能控制井口出油管线的回压，也可憋压后利用天然气清扫管线。
当高压油气混合物沿切线方向进入分离器上部时，因容积突然增大，压力降低，油中的溶解气会陆续分离出来，并借助于密度差形成重力分异。油受离心力的作用沿分离器内壁作回旋运动时，低密度的气体在中心向上旋转流动，经两层分离伞除去夹带的油滴后，从顶部出气口排出。高密度的油被甩向筒壁，沿内壁旋流向下。散油帽使液流分散开来并降低其流速，以利于天然气的进一步分离。分离出的油和气经计量后，重新混合送入集输干线或转油站。油中所含的水、砂等污物，因密度大于油而沉降到底部，可定期清除。
矿场上常用的分离器有φ800mm、φ600mm、φ400mm(φ表示分离器直径)。
3)水套加热炉水套加热炉是井口保温及原油加热设备,有水管式和火管式，油田上常用火管式。主要配件包括水套、火管、火嘴、加热油盘管、加水包、安全阀及气压表等。正常工作时，水套内的水占其容积的1/2～2/3。天然气从火嘴喷入、在火管内燃烧。烧热的水及蒸汽加热盘管里的原油使其降粘。所供热量还可沿管线循环加热井口设备和值班室。
4)封隔器封隔器是实施采油工艺技术的重要井下工具，作用是将油层分隔开。配合其他井下工具可以实现分层采油、分层注水、分层测试、分层改造及分层管理等。封隔器的种类很多，按工作原理目前划分为8种类型。
5)安全阀安全阀用于预防分离器、水套加热炉等压力过高而发生跑油或爆炸事故。其种类很多，矿场常用单弹簧微启式安全阀。当设备内的压力大于安全值时，气体压缩弹簧，推动阀球离开阀座，排出气体，从而降低压力,同时发出尖叫声，便于值班员及时发现和处理。
2.自喷井的管理自喷井管理包括管好采油压差、取全取准资料、保证油井正常生产。管好采油压差才能控制地层中油、水的流动和注采平衡，挖掘生产潜力。合理工作制度是指在目前的静压下，油井以多大的产量进行生产。这要根据开发条件确定。
正常情况下，采油压差是通过改换油嘴的大小来控制的。生产过程中，油井结蜡、砂堵、设备故障等，会导致油井不能以设定的压差进行生产，应该及时解除。
油井生产资料是油井分析、管理和判断静态资料可靠性的依据，要取全取准。
自喷井的日常管理包括：录取油井的油压、套压等动态资料；计量油气产量；井口取样；保证清蜡、测试等日常生产管理及井下作业的顺利进行。
1)量油量油是定时计量每口井产出的原油，是油井管理中的重要环节。通过油井的日产油量了解生产情况，取得第一手动态资料，为油井、油田的动态分析提供可靠的依据。
量油的方法很多，常用玻璃管量油和翻斗量油。玻璃管量油装置是在分离器侧面安装一支与分离器连通的高压玻璃管。根据连通器原理，由玻璃管中水柱的上升高度，可算出分离器中油面的上升高度。记录水柱上升一定高度所需的时间，结合分离器容积，便可算出原油的日产量。玻璃管自动量油是由电极控制、由仪表完成记录的。
自动翻斗量油装置中，油气分离缓冲装置使原油均匀平稳地流入翻斗，以保证计量准确。翻斗由两个并联的三角形斗构成。利用杠杆平衡原理，一斗装到预定质量便会翻转排油，同时另—斗开始进油。周而复始，连续计量。计量讯号装置记录翻斗翻转次数，根据翻斗翻转时的盛油量便可计算出日产油量。装置内设有液面控制器使液面保持稳定。
2)测气测气可掌握油井产气量和气油比。放空测气是在测气管线上安装挡板。气体通过挡板上的小孔时，由于节流作用挡板前后产生压差。测出此压差及挡板前的绝对静压，就可用公式算出产气量。该法适用于气量不大、管线压力低的井。密闭测气的基本原理与放空测气相同，但测试过的气体返回集输管线。该法适用于气量大、管线压力高的井。波纹管自动测气中，挡板前后的压差使波纹管发生形变，带动了差动线圈内的铁芯运动，使差动线圈内产生感应电流。由电流与压差的关系，可推算出产气量。
3)清蜡和防蜡石蜡溶解在地下原油中。当原油沿井筒上升到一定位置，温度、压力降低，蜡会析出，并集结在油管壁上，使流动截面变小甚至堵塞。清蜡就是清除这种堵塞，疏通管道。
机械清蜡是用清蜡绞车带动刮蜡片反复刮削油管壁，并靠油流把刮下来的蜡带到地面。清蜡绞车用于缠绕钢丝，使刮蜡片上、下运动,有手摇式和电动式，常用电动式。
热油循环清蜡是让部分脱气原油经水套炉加热后从套管重新注入井内。热油因密度大于井中的混气油而不断下沉，并通过循环阀或油管鞋进入油管，与井内的原油混合，加热使管壁上的蜡熔化，从而达到清蜡的目的。
玻璃油管防蜡是在油井结蜡井段下入玻璃油管。玻璃表面光滑,具有亲水憎油性，能防止蜡的结晶颗粒沉积在上面，起到防蜡的作用。
用化学剂对油井进行清蜡和防蜡也是目前应用较广泛的方法。涂料油管防蜡是在普通油管的内壁附上一层化学涂料，改变油管的内表面性质，使蜡不易沉积在内壁，因此可防止油井结蜡。
3.自喷井的分层开采井筒内没有任何封隔器和配产器，只有油管的采油称为笼统采油。对于多油层油井，只用井口油嘴控制全井，难以做到合理生产，而且无法计量各层的产量。
为了缓和层间矛盾，防止层间干扰，调整高、中、低渗透层的采油速度，充分发挥中、低渗透层的生产能力，就需进行分层采油。在井内下封隔器、配产器进行分层配产，使各小层能在合理压差下生产，可提高采油速度和采收率，从而实现油田的长期高产、稳产。
分层开采包括单管分采与多管分采两种井下管柱结构。单管分采只在井内下一套油管柱，用单管多级封隔器将各个油层分隔开来。同时在油管上各油层的对应位置安装配产器，用配产器内的油嘴控制各油层的产量。多管分采是在一口井里下入两套以上的油管柱，用封隔器将各个油层分隔开来，通过各自的管柱和井口油嘴实现对每层的控制。
五、自喷井的协调生产油井稳定生产时，整个流动系统必然满足质量守恒和能量守恒，也就是说，自喷井的四个流动过程必须相互衔接、相互协调。
1.油井生产系统油井生产系统是指从油层供给边界到地面油气分离器这个统一的水动力学系统。除油层外，各部分都是人工建造的举升系统，如图6-7所示。油嘴到分离器之间为地面集油管线。井下油嘴和安全阀都装在油管柱上。
图 6-7 自喷井生产系统
1—分离器；2—油嘴；3—井口；4—安全阀；5—井下油嘴；6—井底；7—完井段；8—油层非自喷井的举升管柱还包括深井泵、气举阀等人工举升装置。油井生产系统的总压降为油层、完井段、举升管柱、油嘴以及地面管线的压降之和。不同油田的地层特性、完井方式、举升方法及地面集输工艺差异较大，油井生产系统互不相同。预测系统各组成部分的压力损失是油井分析的核心内容。
2.节点系统分析节点系统分析(Nodal Systems Analysis)的对象是油井生产系统,基本思想是用节点把油井生产系统隔离成相对独立的子系统。以压力和流量的变化关系为线索，把各流动过程有序地联系起来。确定各因素对系统的影响，寻求优化油井生产系统的途径。
节点(Node)即位置。对自喷井系统，至少可以确定如图6-7中所示的8个节点。其他举升系统还会有不同的节点。普通节点不产生与流量有关的压降，一般指两个不同流动过程的衔接点。油嘴及井下安全阀则属于函数节点(Functional Node)，因为通过它们会产生一定压降，且压降的大小为流量的函数，故而得名。
应用时，通常要选择一个节点将整个系统划分为流入和流出两个部分。这个使问题获得解决的节点称为求解节点(Solution Node)。分析结果与求解点的位置无关。通常选靠近分析对象的节点作为解节点。灵活的节点位置有利于分析不同因素对产量的影响。
3.井的协调生产常以井底为求解点将油井生产系统隔离成两部分。流入部分即为油层渗流，用流入动态IPR曲线来描述,反映油层到解节点的供液能力解节点下游压力与产量的关系则构成流出曲线,反映从解节点到分离器的排液能力。流入、流出曲线的交点对应给定条件下油井生产系统的产量及其井底流压。解节点的上、下游能够协调工作，因此该交点称为油井生产协调点。对应的产量就是油井的自喷产量，如图6-8(a)所示。
图 6-8 井底为求解点选取井底为求解点，可预测地层压力降低后，井底压力及其产量的变化。当油层压力降到一定程度时流入、流出两条曲线无交点，如图6-8(b)所示。表明在给定条件下，油层的供液能力小于油井的排液能力，不能协调生产，油井停喷。因此，可预测地层的停喷压力。欲使油井以产量q生产，需要进行机械采油。两曲线间的压差Δp就是必须人工补充的能量。
图6-8(c)中的两条曲线存在两个交点。理论分析和生产实践都能证明：较低产量的交点不稳定。压力波动会使油井停喷或者移向右边的交点A，此点才是稳定的协调工作点。
r-pwf表示油层渗流压降,pwf-pwh表示井筒的举升压降。图6-10分别绘制了不同直径油嘴的嘴流曲线，它们与油管工作曲线B的交点就是各油嘴的协调点。由图可确定指定产量所需的油嘴直径。运用协调方法还可以进行参数的敏感性分析，选择最佳油管尺寸，实现油井系统的优化生产。
图 6-9 自喷井流动过程的协调关系
图 6-10 不同油嘴直径的油井产量
天然气也同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，有些和原油储藏在同一层位，有些单独存在。对于和原油储藏在同一层位的天然气会伴随原油一起开采出来。对于只有天然气存在的气藏，其开采方法既与原油的开采方法十分相似，又有其特殊的地方。
由于天然气密度小，为0.75～0.8千克/立方米，井筒气柱对井底的压力小；天然气黏度小，在地层和管道中的流动阻力也小；又由于其膨胀系数大，其弹性能量也大。因此，天然气的开采一般采用自喷方式。这和自喷采油方式基本一样。不过，因为气井压力一般较高，加上天然气属于易燃易爆气体，对采气井口装置的承压能力和密封性能比对采油井口装置的要求要高得多。
天然气开采也有其自身特点。首先，天然气和原油一样与底水或边水常常是一个压力体系。伴随天然气的开采进程，水体的弹性能量会驱使水沿高渗透带窜入气藏。在这种情况下，由于岩石本身的亲水性和毛细管压力的作用，水的侵入不是有效地驱替气体，而是封闭缝缝洞洞或空隙中未排出的气体，形成死气区。这部分被圈闭在水侵带的高压气可以高达岩石孔隙体积的30%～50%，从而大大地降低了气藏的最终采收率。其次，气井产水后，气流入井底的渗流阻力会增加，气液两相沿油井向上的管流总能量消耗将显著增大。随着水侵影响的日益加剧，气藏的采气速度下降，气井的自喷能力减弱，单井产量迅速递减，直至井底严重积水而停产。目前，治理气藏水患主要从两方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是采用机械卡堵、化学封堵等方法将产气层和产水层分隔开或是在油藏内建立阻水屏障。排水办法较多，主要原理是排除井筒积水，专业术语叫排水采气法。
底水气田
边水气田小油管排水采气法是利用在一定的产气量下，油管直径越小，则气流速度越大，携液能力越强的原理，如果油管直径选择合理，就不会形成井底积水。这种方法适用于产水初期地层压力高，产水量较少的气井。
泡沫排水采气方法就是将发泡剂通过油管或套管加入井中，发泡剂溶入井底积水与水作用形成气泡，不但可以降低积液的相对密度，还能将地层中产出的水随气流带出地面。这种方法适用于地层压力高，产水量相对较少的气井。
柱塞气举排水采气方法就是在油管内下入一个柱塞。下入时，柱塞中的流道处于打开状态，柱塞在其自重的作用下向下运动。当到达油管底部时，柱塞中的流道自动关闭，由于作用在柱塞底部的压力大于作用在其顶部的压力，柱塞开始向上运动并将柱塞以上的积水排到地面。当其到达油管顶部时，柱塞中的流道又被自动打开，又转为向下运动。通过柱塞的往复运动，就可不断将积液排出。这种方法适用于地层压力比较充足，产水量较大的气井。
深井泵排水采气方法是利用下入井中的深井泵、抽油杆和地面抽油机，通过油管抽水，套管采气的方式控制井底压力。这种方法适用于地层压力较低的气井，尤其适用于产水气井的中后期开采，但是运行费用相对较高。
8.油井为什么要清蜡在油井管理中，防蜡和清蜡是一项经常性的工作。蜡是原油中的一种成分，由于地下油层的温度高、压力大，蜡溶解在原油中。当原油沿油管流出时，温度、压力都降低，蜡就从原油中分离出来，很容易黏在油管壁上。开始较少，以后越积越多，妨碍了油流通过。油管、原油和蜡就如同我们身体里的血管、血液和血脂，血液中血脂含量高就会附着在血管壁上，阻碍血液循环，损害我们的身体健康。同样，原油中蜡的析出会严重影响油井的正常生产，因此需要经常清除。
要保证油井畅通，我们应该像对待疾病一样，即以预防为主，并且坚持防、清并举的方针。首先，需要阻止蜡的析出和蜡附着在管壁上，其次，需经常清蜡。长期以来，石油工作者对于防蜡、清蜡技术十分重视，在生产实践中创造出了一些实用的工艺技术。
防蜡 在温度及原油轻质成分含量高的井中，因油中的蜡不易析出，可不采取措施。在不具备上述条件的含蜡井中，必须选择合理的工作制度使油井保持一定的压力，防止油中的溶解气过早逸出。因溶解气逸出会降低蜡的溶解能力。
如果油中的蜡已经析出，人们要在表面比较粗糙的油管壁上衬上一层很薄的又不易黏结石蜡的玻璃或是涂上一层涂料，通常这种油管叫玻璃衬里油管或叫涂料油管。这样蜡就不容易黏结在油管壁上。实践证明，这种防蜡工艺效果十分显著。
清蜡 由于使用玻璃衬里油管或涂料油管会增加开采成本，难以大范围应用。即便使用了，频繁的修井作业也会损坏玻璃衬里或涂料，因此，防蜡的成功率不可能达到100%，这就还需要清蜡。清蜡就是把已经黏结在油管壁上的蜡及时清除掉。当前，大量应用的有机械清蜡和化学清蜡等方法。
机械清蜡就是把一种特制的刮蜡器下入井内，有些固定在抽油杆上，随抽油杆上下往复运动，有些刮蜡器设计得很巧妙，可以自动地沿着抽油杆在一定的井深范围内上下爬行。从而把黏结在油管壁上的蜡刮掉，并随原油抽到地面。
化学清蜡就是用药剂或加热的办法把黏在油管壁上的蜡熔化掉。加热的方法有电加热、热油循环、蒸汽加热等，这可根据油井的具体情况选择。目前各油田应用较多的是热油循环清蜡。
油井清蜡的方法很多。目前比较成熟的有：
1、热洗清蜡。就是利用原油、热水，经过锅炉车加温后在油井中循环洗井清蜡。这种方法效果好，技术成熟，应用非常广泛。目前，热洗清蜡又分出利用自产液自循环超导清蜡等多种方法，但原理是一样的。
2、化学清蜡。利用不同的化学药剂，注入井筒后产生反应发生热量，清除油井结蜡。这种方法有应用，但不是很多，效果受很多因素影响。
3、电加热清蜡。就是利用空芯抽油杆，中间下上加热电缆，利用加热装置对油井加热清蜡。该种方法效果较好，但是工艺较复杂，一次性投资较高。
4、其它还有生物清蜡、超声波清蜡、强磁清蜡等等，但效果难以评价，大多还在研究阶段。说效果好基本上是糊弄人是。
清蜡
清蜡是指将粘附在油井管壁、深井泵、抽油杆等设备上的蜡清除掉的工艺方法。
在原油生产过程中，由于温度压力的降低以及轻烃逸出，溶解在原油中的蜡会以晶体形式析出并吸附在油管壁、套管壁、抽油泵，以及其他采油设备上，甚至在油层部位都会形成蜡的沉积，必需采取一定的措施将沉积的蜡清除掉。
标签：油管结蜡 清防蜡 方法 分类：专业技术 以人为本创科技
主要清防蜡工艺有：
机械清蜡：如步进式清蜡器，尼龙刮蜡器等，利用抽油杆上下运动清除油管内结蜡。优点是简单易行，成本较低。不足之处是装置容易损坏，固定费时费力。
热洗清防蜡：油田最普通常用的清蜡方法，优点见效快，实用。缺点是不能防止以后结蜡，有些井热洗周期很短。有些油田还用化学添加剂热水洗井方法。
电热清防蜡：集肤效应电热杆防蜡技术：将空心抽油杆内的绝缘铜导线通入交流电，利用电流集肤效应原理加热空心抽油杆，提高油管内原油温度，平均井口原油温度可提高到45℃以下；扁电缆加热防蜡技术：扁电缆捆扎在油管外壁，电缆表面温度达60℃，油套环空产生的温度场通过管壁将能量传递给管内，使井口出油温度由原来的20℃提高到30℃以下，原油温度升高，增加了对蜡的溶解能力；同时油井环空温度高于管内原油温度，产生逆温差，从而起到防蜡降黏作用该方法的缺点是耗电大。
化学防蜡技术：专用的化学清防蜡剂有的能改变蜡晶微粒的大小、形状、结构，阻止蜡晶相互吸咐、长大、从而降低原油凝固点；有的能够使原油的胶质、沥青质、蜡质溶解，分散于原油中，进而降低原油黏度和清除管壁结蜡。这些作用可以使原油的低温流变性得到显著的改善。缺点是原油蜡品物性不同，化学剂需要调整。
微生物清防蜡技术：微生物主动向食物如石蜡、碳氢化合物方向游动，将原油中饱和碳氢化合物、胶质沥青质降解，降低原油中的含蜡量，从而抑制石蜡的沉积。该技术具有以下优点：施工工艺简单，有效期长；减少热洗造成的油层损害；微生物在代谢过程中产生的表面活性剂和生物乳化剂能改善油层的润湿性，提高油藏渗透率，增加油井产量。
磁防蜡技术：安装上钕铁硼稀土永磁防蜡器后，可以使结蜡减轻，延长清洗周期，减少繁重的洗蜡操作从而提高采油效率。
超声波清防蜡技术：主要是利用超声波的声能击碎原油和石蜡的高分子链，使之变为低分子链，降低黏度，提高了原油流动性。
井下掺油掺汽防蜡降黏：对稠油井通过此法降低原油黏度，防止或减缓结蜡。
井筒隔热胶凝液技术：隔热材料混合配制的五种胶凝液，泵入井筒内，以阻止和减缓原油热量向四周环境的扩散，增加井筒内环形空间的温度，降低原油黏度。
内涂层和衬里油管技术：用具有疏蜡性的功能涂层或玻璃钢等衬里，由于它们表面比原油管表面光滑，且涂层不亲油等性能，使蜡分子吸附不上，则避免了蜡品的沉淀现象，起到防蜡作用。如安东奥尔工程技术有限公司开发的金属纳米聚合物涂料就是一种疏蜡性涂层，具有很好的防蜡性能。
隔热涂层油管：安东奥尔工程技术有限公司即将推出的隔热涂层油管，可以有效阻止原油热量向四周的辐射损失，可以大大节省原来电热清防蜡所消耗的电能。
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石蜡或石蜡沉积物存在于各种级别的原油里。在采油期间，含油混合物从井底采出，并随着环境（压力和温度）而改变。当环境发生改变，这些成分也会随着改变。石蜡一旦与油一起流出来，它们会作为一种单独、半固态液相从油中被分离出来，变得无法流动，并在出油管线、管道上和其它所能够接触到的设备上形成沉积物。
引起油井停机和维修的最常见原因是石蜡积聚，这是因为石蜡在原油中形成结晶沉积后覆盖在管件、设备、管线以及油罐的罐壁和罐底。这些石蜡是分子链长度C20到C50的饱和非极性烃。
采油期间，原油中石蜡的有以下三种主要变量：
● 石蜡结晶并从原油析出的温度
● 原油中石蜡数量
● 采出水中的微反向乳液
开采期间，如果没有额外加热，那么油温从其离开地层时开始降低一直持续到原油抵达炼油厂。当温度降至低于石蜡结晶点，石蜡被析出原油，形成结晶后慢慢变大并沉积到管件和设备表面。石蜡结晶生长主要发生以下地方：
● 在井孔附近的地层中
● 采油管道或油井管套内部
● 管线内部
● 处理和分离设备内部
● 储油设备内部
如果油井存在过量的石蜡沉积物，会限制原油流动并最终完全堵塞输油管线。当含有石蜡的小型胶束（微反相乳液）悬浮于采出水中时，会发生经常被忽略的另一个问题：当这些含石蜡的采出水被再注入到地层中时，所含石蜡能够堵塞油管射孔和孔喉，甚至堵塞地层。
目前已经研发及应用了一些技术来解决这些问题，包括：
● 使用保温层减少热损失
● 系统加热
● 热油
● 溶剂冲洗
● 化学处理
为管线保温和加热是最有效的表面解决方案。保温层是首选处理方案，因为其它技术处理期间需要停机停产。但无管线保温需要大量的资金支持，运行成本过高。而且这种处理方法不能用于井下清蜡。
热油是处理井下石蜡的最常见技术。原油被加热到远高于石蜡结晶点的温度，然后热油通过存在石蜡积聚的油井、管线和设备进行循环。热油处理方法的优势是终端产品可以直接被输送到产油罐，其缺点主要有以下几点：
● 比较大的设备，需要热源。
● 取决于原油的温度，热油处理不能完全为设备清蜡。硬石蜡需要用更高的温度熔化，因此硬石蜡能够长期积聚无法被去除。
● 在热油处理期间，必须停产。
● 熔化的石蜡通过油井射孔被注入到地层中，冷却并结晶，堵塞蓄水池的水流入井孔。如果重新热油可能造成地层损伤和储量损失。
● 挥发油的高温可能危害工人安全。
溶剂冲洗与热油类似，只不过是用溶剂（二甲苯）代替热油去除石蜡。溶剂冲洗的优势在于不依靠温度熔化石蜡，这种方法对于处理高熔点石蜡十分有效，终端产品可以直接被输送到采油罐。而其缺点主要有以下几点：
● 溶剂成本高。
● 溶剂通常是易挥发的危险材料。
● 溶剂比原油更易燃，火花、摩擦或静电都可能导致突然着火，危害工人和设备的安全。
化学处理因为将少量化学物质添加到原油、采出水或连续向下送入油井背面的流体中。这些化学物质改变结晶形成的机理，将石蜡驱散回原油中。当进行批量处理时，这些化学溶液像热油一样被循环。有时会使用两种化学物质，一种用于将石蜡驱散回原油中，另外一种将石蜡脱乳出采出水。化学处理的优势在于其可以防止石蜡形成，而不是在发生石蜡沉积后再进行处理，而且化学处理比热油处理和溶剂冲洗需要更少的设备。
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2、2.1一般清蜡方式有，机械刮削--下套管刮削器与油管进行井壁刮削，然后热洗。
2.2 化学溶解液（加药）溶解蜡。
2.3 热洗井
在含蜡原油的开采过程中，虽然可采用各类防蜡方法，但油井仍不可避免地存在有蜡沉积的问题。蜡沉积严重地影响着油井正常生产，所以必须采取措施将其清除。
油井常用的清蜡方法有机械清蜡、热力清蜡、化学清蜡等。 机械清蜡是指用专门的工具刮除油管壁上的蜡，并靠液流将蜡带至地面的清蜡方法。在自喷井中采用的清蜡工具主要有刮蜡片和清蜡钻头等。一般情况下采用刮蜡片；但如果结蜡很严重，则用清蜡钻头；结蜡虽很严重，但尚未堵死时用麻花钻头；如已堵死或蜡质坚硬，则用矛刺钻头。
有杆抽油井的机械清蜡是利用安装在抽油杆上的活动刮蜡器清除油管和抽油杆上的蜡。油田常用尼龙刮蜡器，在抽油杆相距一定距离(一般为冲程长度的l/2)两端固定限位器，在两限位器之间安装尼龙刮蜡器。抽油杆带着尼龙刮蜡器在油管中往复运动，上半冲程刮蜡器在抽油杆上滑动，刮掉抽油杆上的蜡，下半冲程由于限位器的作用，抽油杆带动刮蜡器刮掉油管上的蜡。同时油流通过尼龙刮蜡器的倾斜开口和齿槽，推动刮蜡器缓慢旋转，提高刮蜡效果，由于通过刮蜡器的油流速度加快，使刮下来的蜡易被油流带走，而不会造成淤积堵塞。
机械清蜡不能清除抽油杆接头和限位器上的蜡，所以还要定期辅以其它清蜡措施，如热载体循环洗井或化学清蜡等措施。 热力清蜡是利用热力学能提高液流和沉积表面的温度，熔化沉积于井筒中的蜡。根据提高温度的方式不同可分为热流体循环清蜡、电热清蜡和热化学清蜡三种方法。
1.热流体循环清蜡法（热洗清蜡）
热流体循环清蜡法的热载体是在地面加热后的流体物质，如水或油等，通过热流体在井筒中的循环传热给井筒流体，提高井筒流体的温度，使得蜡沉积熔化后再溶于原油中，从而达到清蜡的目的。根据循环通道的不同，可分为开式热流体循环、闭式热流体循环、空心抽油杆开式热流体循环和空心抽油杆闭式热流体循环四种方式。 热流体循环清蜡时，应选择比热容大、溶蜡能力强、经济、来源广泛的介质，一般采用原油、地层水、活性水、清水及蒸汽等。为了保证清蜡效果，介质必须具备足够高的温度。在清蜡过程中，介质的温度应逐步提高，开始时温度不宜太高，以免油管上部熔化的蜡块流到下部，堵塞介质循环通道而造成失败。另外，还应防止介质漏入油层造成堵塞。
2．电热清蜡法
电热清蜡法是把热电缆随油管下入井筒中或采用电加热抽油杆，接通电源后，电缆或电热杆放出热量，提高液流和井筒设备的温度，熔化沉积的石蜡，从而达到清防蜡的作用。
3．热化学清蜡法
为清除井底或井筒附近油层内部沉积的蜡，曾采用了热化学清蜡方法，它是利用化学反应产生的热力学能来清除蜡堵，例如氢氧化钠、铝、镁与盐酸作用产生大量的热力学能。
NaOH+HCl=NaCI+H2O+99.5 kJ
Mg+2HCl=MgCl2+H2↑+462.8 kJ
2Al+6HCI=2A1C13+3H2↑+529.2 kJ
一般认为，用这种方法产生热力学能来清蜡很不经济，且效率不高少单独使用。它常与酸处理联合使用，以作为油井的一种增产措施。 通常将药剂从油套环空中加入或通过空心抽油杆加入，不会影响油井的正常生产和其他作业。除可以起到清防蜡效果外，使用某些药剂还可以起到降凝、降粘、解堵的作用。化学清、防蜡剂有油溶性、水溶性和乳液型三种液体清、防蜡剂，此外还有一种固体清、防蜡剂。
1．油溶性清防、蜡剂
现场使用的油溶性清防蜡剂主要由有机溶剂、表面活性剂和少量的聚合物组成，例如大庆Ⅱ号清、防蜡剂的配方为铂重整塔底油30%、120号直馏溶剂汽油66.6%、聚丙烯酰胺0.3%，T—渗透剂0.3%。其中有机溶剂主要是将沉积在管壁的蜡溶解，加入表面活性剂的目的是帮助有机溶剂沿沉积蜡中缝隙和蜡与油井管壁的缝隙渗入以增加接触面，提高溶解速度，并促进沉积在管壁表面上的蜡从管壁表面脱落，使之随油流带出油井。部分油溶性清、防蜡剂加入高分子聚合物的目的是希望聚合物与原油中首先析出的蜡晶形成共晶体。由于所加入的聚合物具有特殊结构，分子中具有亲油基团，同时也具有亲水集团，亲油基团与蜡共晶，而亲水集团则伸展在外，阻碍其后析出的蜡与之结合成三维网目结构，从而达到降粘、降凝的目的，也阻碍蜡的沉积并起到一定的防蜡效果。
优点：对原油适应性较强；溶蜡速度快，加入油井后见效快；产品凝固点低，便于冬季使用。
缺点：相对密度小，对高含水油井不太合适；燃点低，易着火，使用时必须严格防火措施；一般这类清、防蜡剂具有毒性。
2．水溶性清防、蜡剂
水溶性清、防蜡剂是由水和许多表面活性剂组成。现场使用的配方是根据各油田原油性质、结蜡条件不同而筛选出来的。但都是在水中加入表面活性剂、互溶剂和碱性物质。常用的有磺酸盐型、季胺盐型、平平加型、聚醚型四大类。这种清、防蜡剂可以起到综合效应。其中，表面活性剂起润湿反转作用，使结蜡表面反转为亲水性表面，表面活性剂被吸附在油管表面有利于石蜡从表面脱落，不利于蜡在表面沉积，从而起到防蜡效果。表面活性剂的渗透性能和分散性能帮助清、防蜡剂渗入松散结构的蜡晶缝隙里，使蜡分子之间的结合力减弱，从而导致蜡晶拆散而分散于油流中。互溶剂的作用是提高油（蜡）与水的互溶程度，可用的互溶剂有醇和醇醚，如甲醇、乙醇、异丙醇、异丁醇、乙二醇丁醚、乙二醇乙醚等。碱性物质可与蜡中沥青质等有机极性物质反应，产生易分散于水的产物，因而可用水基清、防蜡剂将它从结蜡表面清除，常用的碱性物质有氢氧化钠、氢氧化钾等碱类和硅酸钠、磷酸钠、焦磷酸钠、六偏磷酸钠等一类溶于水，使水呈碱性的盐类。
优点：相对密度较大，对高含水油井应用效果较好；使用安全，无着火危险。
缺点：见效较慢；凝固点可达－20～―30℃，但在严寒的冬天使用，其流动性仍然有待改进。
3．乳液型清、防蜡剂
乳液型清、防蜡剂是将油溶性清、防蜡剂加入水和乳化剂及稳定剂后形成水包油乳状液。这种乳状液加入油井后，在井底温度下进行破乳而释放出对蜡具有良好溶解性能的有机溶剂和油溶性表面活性剂，从而起到清蜡和防蜡的双重效果。乳液型清、防蜡剂具有油溶性清、防蜡剂溶蜡速度快的优点。由于这种清、防蜡剂其乳液的外相是水，因而又像水溶性清、防蜡剂那样使用安全，不易着火且相对密度较大。它的缺点是在制备和贮存时必须稳定，而到达井底后必须立即破乳，这就对乳化剂的选择和对井底破乳温度有着严格的要求，制备和使用时间条件要求较高，否则就起不到清防蜡作用。
制备乳液型清、防蜡剂常用的乳化剂为OP型表面活性剂，以及油酸、亚油酸和树脂酸的复合酯与三乙醇胺的混合物。
4．固体防蜡剂
固体防蜡剂主要由高分子聚乙烯、稳定剂和EVA(乙烯-醋酸乙烯酯聚合物)组成,它可以制成粒状,或混溶后在模具中压成一定形状(如蜂窝煤块状)的防蜡块，将其置于油井一定的温度区域或投入井底,在油井温度下逐步溶解而释放出药剂并溶于油中。作为防蜡剂用的聚乙烯要求相对分子量为5000～30000，最好在20000左右，相对密度为0.86～0.94，熔点在102～107℃之间，且结晶比较少，或非结晶型为宜。防蜡剂中的EVA，由于具有与蜡结构相似的(CH2—CH2)n链节，又具有一定数量的极性基团，它溶于原油中。当冷却时它与原油中的蜡产生共晶作用，然后通过伸展在外的极性基团抑制蜡晶的生长。而溶解在原油中的聚乙烯，当油温降低时，它会首先析出，成为随后析出的石蜡晶核，蜡的晶粒被吸附在聚乙烯的碳链上，由于空间障碍和栏隔作用也阻碍晶体的长大及聚集，并减少EVA与蜡晶体之间的粘结力，从而使油井的结蜡减少，达到防蜡的目的。
优点：作业一次防蜡周期较长（一般长达半年左右），成本较低；
缺点：它对油品的针对性较强，其配方必须根据油井情况和原油析蜡点具体筛选。 含有多种成分的专利混合可生物降解的水基表面活性剂/湿润剂/乳化剂。是美国一家公司发明的一种拥有专利技术的、水基混合的无离子和阴离子表面活性剂，其中也添加了其它的添加剂以提供独特的性能，减少碳氢化合物。百索福产品配方经过专门优化，能够密封和乳化原油和碳氢化合物。通过形成胶团来乳化碳氢化合物，在一系列应用中都非常有效。它是一种无毒配方，不含CERCLA（环境保护赔偿责任法）所列明的有毒成分，100%可生物降解。已通过ABS（美国标准局）认证的气体抑制产品。百索福可以保持油中蜡块原有状态，使蜡块得以松动、 抑制结蜡现象。现场试验表明这种专利的表面活性剂配方比热油去除地层和采油设备上的石蜡积聚更有效、更安全、更便宜。不同于使用二甲苯基溶剂进行处理，百索福不但可以去除污泥和石蜡，而且同时抑制产生的气体，并且不会留下光滑的残留物，增加工人的安全性。
利用该表面活性剂技术处理烃会产生2种效果：
（1）可溶性增加（增溶性）
（2）界面张力降低（松动）。
其技术工作机理之一是降低界面张力，因此压降会导致无法“析出”石蜡，防止石蜡 （C-20 到 C-50）与油相结合的毛细作用力就会缩小。 用于清蜡的微生物主要有食蜡性微生物和食胶质和沥青质性微生物。油井清蜡的微生物其形状为长条螺旋状体长度为1～4μm，宽度为0.1～0.3μm。该类微生物能降低原油凝固点和含蜡量，以石蜡为食物。微生物注入油井后，它主动向石蜡方向游去，猎取食物，使蜡和沥青降解，微生物中的硫酸盐还原菌的增殖，产生表面活性剂，降低油水界面张力，同时微生物中的产气菌还可以生成溶于油的气体，如CO2、N2、H2，使原油膨胀降粘，由此达到清蜡的目的。
（1）清防蜡技术。原油从井底经油管流到地面的过程中，温度会逐渐降低。当降至析蜡温度时，原油中的蜡会析出并凝结在油管壁上，就会缩小油流通道，甚至堵塞油管。这时怎样做好油井的保健工作呢？可以用机械刮蜡片定期清除油管壁的结蜡，或用加热方法熔化结蜡，也可以定期向油管内注入化学防蜡剂，使油管内壁生成一层保护膜，以延长清蜡周期。抽油井主要用热洗清蜡或固体化学防蜡剂。
（2）分层采油技术。为了消除各油层间的压力差异带来的干扰，即高压油层抑制低压油层出油，充分发挥各油层的生产能力，采用油套管分采、井下油嘴分采、向井中下入两根平行油管和下入井下封隔器，分两层或三层分采等方法克服高压油层对低压油层生产能力的抑制。
（3）抽油井机、杆、泵优化技术。一要使油层流入井底的流体及时被深井泵排出，达到平衡；二要使抽油杆柱处于“等应力范围”。因为抽油杆柱承受的拉力从下到上是逐步加大的，正如将一个面团搓成圆柱形长条，从一头提起，面条就必然会从手提的那头变细断开。但若把这个面团搓成圆锥体，从粗的一头提起就不会断了。所以抽油杆柱也必须组装成这种上粗下细的锥形杆柱。以这两点为依据，采用专用系统软件进行综合分析，对抽油机机型、深井泵的泵挂深度、柱塞直径与冲程（即驴头上下一次的距离）、冲次（即每分钟的往复次数）及抽油杆柱的组合（即不同深度范围的抽油杆直径）等进行优化设计，使选择的设备组成不超载，系统效率高，总投资少，达到预期的产能要求。
（4）油田封堵隔水技术。由于油层之间和油层内的不均质性，注入油层的水必然会较早地沿高渗透层和同一油层的高渗透带窜入采油井，使采出的原油含水率不断升高。停止自喷后的抽油井这种现象就更加突出。因此，必须找到这些地层水窜入的准确位置进行有效封堵，才能提高采油效率。初期是用井下封隔器隔离地层水。进入高含水期后，因为含水层往往是主力油层，所以采用的方法逐步转向堵水与调剖，选择性地封堵油层出水剖面。
