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井筒结蜡严重影响油井的正常生产和开发效益,因而清蜡和防蜡是含蜡原油生产过程中必须解决的重要问题。分析了油井结蜡影响因素,阐述了微生物清防蜡工艺操作方法,并交待了施工注意事项。现场应用表明,采用微生物清防蜡技术后,热油洗井次大幅度减少、油井清防蜡药剂用量大幅度降低,因油井清防蜡造成油井泵漏或砂卡造成油井检泵的井次下降,取得了良好的经济效益和社会效益。 相似文献
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在稀油开采过程中,油井结蜡是影响油井正常生产的一个重要原因。通过室内及现场试验表明,降凝防蜡冷输剂能够明显降低原油凝点,具有优良的改善原油低温流动性的特性,能够起到很好的油井防蜡效果,达到油井井筒防蜡及管道降凝低温输送的要求。在茨78块通过井口套管连续定量点滴加药,利用防蜡降凝冷输剂优良的蜡晶分散和改善原油低温流动性的功能,实现整个区块油井的井筒防蜡,井口至计量站、计量站至转油站、转油站至联合站输油管道全线降凝低温输送,从而实现井筒防蜡管道降凝低温输送一体化。 相似文献
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为应对XX油矿井筒结蜡对油井生产造成的严重危害,首先通过试验方法对原油基本物性以及析蜡特性进行分析,再运用SPSS大数据分析软件进行敏感性分析,发现油井产液量、含水量、生产气油比和生产时间是影响蜡沉积速率的地面生产特征,而剪切应力、原油黏度、径向温度梯度、蜡分布密度为其地下内在联系。将这4个内在影响因素作为输入参数,蜡沉积速率作为目标参数,使用SPSS Modeler软件建立神经网络模型。最终应用模型计算可以得到各油井的清蜡周期,针对蜡堵严重油井进行提前预判,采取相应清防蜡技术,降低结蜡对油田开发的不利影响,提高油井生产时率,这对油田的稳产具有重要的意义。 相似文献
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准确预测析蜡特征对于把握清防蜡时机尤为重要。在原油组分和组成分析的基础上制备了3个系列的模拟原油,利用高温气相色谱分析了油样的组分及其对应蜡组分的碳数分布,并应用差示扫描量热法(DSC)测量了模拟原油的析蜡点、析蜡高峰温度及平均放热焓等参数的变化规律。结果表明:胶质和沥青质质量分数增加对析蜡点和析蜡高峰温度影响较小;芳烃质量分数增加会显著降低析蜡点和析蜡高峰温度,但在一定质量分数下会造成沥青质析出;含蜡量增加会大幅提高析蜡点和析蜡高峰温度,不利于加热法解除近井蜡堵。试验结果有利于热力学预测高含蜡原油析蜡特征及指导油井清蜡。(图5,表1,参23) 相似文献
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在热油管道输送过程中,结蜡现象严重影响原油输送的经济性与安全性,合理制定热油管道清蜡周期是确保管道正常运行的关键。通过分析不同含蜡量、含胶量、含水率的原油结蜡强度随温度变化的规律,拟合出温度与结蜡强度抛物线的关系式,结合析蜡温度建立了热油管道结蜡强度通用抛物线数学模型和清蜡周期计算公式,可实现对不同含蜡量、含胶量、含水率、析蜡温度下热油管道清蜡周期的量化计算,进而为原油特性相近的热油管道制定合理的清蜡周期,确保输油管道正常运行。该方法在西吐孜科尔油田—库木克尔油田的热油管道进行了实例应用,合理调整了管道清管周期,管道运行安全可靠,为热油管道清蜡周期的确定提供了技术支持。(图3,表1,参22) 相似文献
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为探究不同蜡沉积因素对大庆原油结蜡规律的影响,采用单一变量法,控制不同的结蜡时间、油壁温差、温度区间、剪切速率等影响因素,利用某新型动态蜡沉积试验装置对大庆原油进行蜡沉积对比试验。结果表明:当剪切速率一定时,随着结蜡时间延长,蜡沉积量逐渐增多,蜡沉积速率逐渐降低;当结蜡筒壁温度不变且在析蜡点以下时,随着油温的升高,蜡沉积量逐渐增大;当油壁温差保持不变且温度区间逐渐上升时,蜡沉积量逐渐减小;剪切应力与剪切剥离蜡量并非线性关系,当剪切力达到某一临界值时,蜡沉积层会被油流冲刷下来。研究结果可为未来含蜡原油管道的输送提供借鉴与技术支持。 相似文献
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针对石油工业中的蜡沉积问题,利用冷指实验装置研究了单相含蜡原油体系冷却液温度、油流温度和同一温差不同温度区间对蜡沉积规律的影响,得到了单相含蜡原油蜡沉积规律的宏观特性,并利用高温气相色谱(HTGC)装置分析沉积物组分的宏观变化。在相同油温条件下,随着冷却液温度的升高,蜡沉积速率减小而沉积物中高碳数组分比例增大;在相同冷却液温度条件下,随着油温从凝点附近增大至析蜡点以上,蜡沉积量先减小后增加最后再减小,沉积物中高碳数组分比例增大;在同一温差条件下,随着温度区间温度的升高,蜡沉积量的变化有波动但油温在析蜡点附近沉积量达到最大值,沉积物中高碳数组分比例一直增大。针对实际管流,环境温度基本恒定,通过升高入口油温减少沉积的发生,因此,在含蜡原油管输中,入口油温的选取对整个管输过程中蜡沉积的形成以及形成后的清理很重要。根据实验结果,入口油温不是越高越好,应保证入口油温低于析蜡点且整个管输过程中高于凝点5℃左右。(图6,参12) 相似文献
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油井清防蜡工艺在坪北油田的应用 总被引:2,自引:0,他引:2
通过分析坪北油田油井结蜡情况,研究低成本的清防蜡技术,探讨了GKA超导自动热洗清蜡、化学防蜡、刮蜡杆等工艺的应用情况。认为以GKA超导自动热洗清蜡为主,化学清防蜡与机械刮蜡为辅的清防蜡工艺,对坪北"三低"油田结蜡井具有较好的清蜡效果,能有效解决坪北油田的油井结蜡问题。 相似文献
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析蜡点是表征原油析蜡过程的重要参数,基于其传统的显微观察测试方法,引入蜡晶显微图像定量分析结果,以原油在温降过程中蜡晶颗粒个数增长的首个阶跃点温度判断析蜡点,从而减少人为视觉误差以及玻片上的微尘和缺陷等对析蜡点测试结果的影响.6种含蜡原油的测试结果表明,该方法具有良好的重复性,平行实验获得的析蜡点差值均在2℃以内,与差示扫描量热(DSC)法测得的析蜡点相比,上述析蜡点数值高1~4℃,6种原油析蜡点平均高2.1℃. 相似文献
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针对海上稠油油田水平井开发过程中存在的流体进泵难、泵效低、举升难度大等问题,以改善稠油井井筒流体流动性为目标,结合现有电加热技术,研发了一种水平井全井段电加热工艺,水平段采用大功率电缆加热,井筒段辅以小功率电缆伴热。根据能量守恒定律,建立了电泵井全井段电加热井筒流体温度计算模型,并对电加热后井筒流体流动性改善效果进行了评价。E油田A01井实例计算表明,采用全井段电加热工艺后,泵吸入口温度由53.7℃提高到68.4℃,泵吸入口流体黏度由624.3mPa·s降低至325.2mPa·s,井口温度由42℃提高到63℃,油井产量增加了15.4%。全井段电加热工艺可以有效改善井筒流体流动性,提高电泵举升效率,更好地释放油井产能,提高油田开发效益。 相似文献
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渤中25-1油田原油含蜡量高,C平台油井结蜡严重,导致清蜡作业频繁。为此,研发了一种非离子表面活性剂型水基清防蜡剂YE-60,首先通过合成反应获得YE型醇醚,合成条件:乙醇、烷基聚氧乙烯聚氧丙烯醚、酰胺基聚氧乙烯聚氧丙烯多嵌段醚摩尔比1:1.25:1.25,催化剂加入量相对单体总量的质量分数1.98%,反应温度75℃,反应时间3 h;然后将YE型醇醚与渗透剂乙二醇乙醚按照一定的质量比进行复配,得到最终产品YE-60。在100 mg/L加剂量下,YE-60对渤中25-1油田综合油样的防蜡率达到74.5%,洗蜡率达到64.1%。现场应用后,检泵和清蜡周期延长3倍以上,证明了其显著的清防蜡效果,具有较高的推广应用价值。(表6,参7) 相似文献
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以大庆外输含蜡原油为实验介质,利用自行研制的高压流变特性测试系统,测试了实验油样在氮气和天然气两种气质加压条件下,油气两相和油气水三相在不同剪切速率、含水率及压力下的粘温特性,探讨了氮气和天然气的溶解度对含蜡原油析蜡点和溶蜡点的影响。结果表明:在氮气和天然气两种气质加压条件下,油气两相和油气水三相混合物的视粘度均随剪切速率的增大而减小,且温度越低剪切稀释性越明显。在相同的压力条件下,原油含水率低于20%时,油样视粘度随着含水率的增大而增大。在低于泡点压力的条件下,当以天然气加压时,油气水三相和油气两相混合物的溶蜡点和析蜡点均随压力升高而降低,而以氮气加压时的变化规律与此相反,说明天然气溶解于原油有利于改善原油的流动性。 相似文献
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含蜡原油析蜡特性是含蜡原油管道输送经济安全运行和流动安全保障技术的基础参数,传统差示扫描量热(Differential Scanning Calorimetry,DSC)实验方法测量结果受测试条件影响,且测量结果可重复性差。为此,采用DSC和调制差示扫描量热(Modelated Differential Scanning Calorimetry,MDSC)两种方法开展实验测试,分析含蜡原油的析蜡特性,结果表明:降温速率对传统DSC法测量含蜡原油的析蜡特性影响较大,相同条件下,MDSC实验测得的析蜡点温度、累计析蜡量明显高于DSC实验测得的数值;MDSC实验蜡晶析出终了温度明显高于传统DSC实验结果,但两种实验方式蜡晶析出终了温度的累计析蜡量相差不大,且MDSC实验受降温速率的影响较小;从获取含蜡原油析蜡特性效果看,MDSC实验测试结果优于传统DSC实验。研究成果可为含蜡原油析蜡特性测试实验方法及条件的选取提供依据。(图14,表3,参25) 相似文献
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油井结蜡是油井生产过程中经常遇到的问题。使用防蜡剂是解决这一问题最简单有效的方法之一。以丙烯酸和十六醇为原料,在引发剂和交联剂的作用下合成了聚丙烯酸高碳醇酯防蜡剂,采用静态防蜡法筛选出最优防蜡率的防蜡剂,对其合成条件及用量等因素进行了探究,并用红外光谱表征了结构。结果表明,利用红外光谱对合成产物的结构进行了表征,其结构与目标化合物一致;最佳合成条件为反应温度70℃、反应时间5h、引发剂用量0.15%、交联剂用量为2%;合成的聚丙烯酸十六醇酯防蜡剂在原油中的适宜加量为800~900mg/L。 相似文献