原国军 （中石油吉林油田分公司新立采油厂工艺所，吉林 松原131109）

油井反洗井热洗清蜡是维护油井正常生产、延长免修期的一项重要措施，该措施现场施工简便、成本低、清蜡效果好，在非稠油油田普遍应用［1，2］。热洗清蜡主要包括热水洗井和高温蒸汽洗井2种方式。新立油田属低渗透油田，平均渗透率在20mD以下，原油黏度在20mPa·s以下，除单井罐井和部分低产低压区井应用化学剂清防蜡外，其余油井使用热洗清蜡，每年热洗清蜡约2300井次。热洗清蜡每口井用洗井液20～30m3，洗井液为70℃以上热水，以往的洗井标准是洗井时井口返出液温度达50℃以上、返出液见清水为洗井合格。可见热洗清蜡工艺技术还需进一步完善。

1 现行热洗清蜡技术存在的主要问题

1.1 部分油井热洗后未达到清蜡效果

采用传统的热洗清蜡标准，部分油井在热洗后测试功图，上冲程最大载荷没有明显下降，抽油机上行电流没有下降，甚至有的油井在洗井后出现不正常。通过对吉56-6井洗井时进行现场测试，测得洗井液温度为66．8℃，井口返出液温度为62℃，洗井用液26．2m3，井口返出液见清水，按以往的洗井标准为洗井合格。但这口井洗井后15d因油管磨漏作业，作业现场发现油杆500～650m处结蜡2～3mm，从作业时油杆结蜡情况看，洗井没有完全清除油杆结蜡，没有达到有效清除油杆结蜡的效果。

1.2 洗井液污染油层，热洗效率低

统计不同产液、不同含水井洗井后含水恢复期，表明高产液井洗井后含水恢复期为1～2d，低产液井在5d以上。根据洗井时井下压力测试，洗井时井底压力升高明显，当井底压力高于区块油井地层压力时，洗井液会进入地层，对油层造成污染，同时降低热洗效率。

1.3 中低产液低含水井洗井影响产油

分析洗井后油井含水及产油量，一般来说高产液井洗井液返排快，洗井后没有影响产油；高含水井含水恢复较快，也不存在洗井液返排影响产油；但中低产液低含水井洗井后，由于返排慢、含水恢复期长，洗井后影响产油。

2 热洗清蜡技术现场测试分析

有效利用洗井液提高热洗清蜡效率，在提高热洗清蜡效果的基础上合理优化洗井周期，减少不必要洗井工作量，减少洗井液污染油层，减少洗井液返排影响产油，是热洗清蜡技术研究的目的。

2.1 油套环空温度、压力研究

2．1．1 泵罐热水洗井

吉2-017井地面洗井测试洗井液温度66℃，井口返出液温度49℃，洗井液用量30m3。同时测得井下500m处地层温度为34．6℃，当洗井液进入井筒后，洗井液与地层和油管进行换热导致洗井液温度降低，但此时的温度仍高于井下500m的地层温度，随着洗井液的进入，井下500m的地层温度也逐渐升高，最高可上升到53．1℃；随着洗井的结束，地层温度逐渐恢复。井底压力由最初的0．9MPa上升到最高14．5MPa。洗井时井下500m处温度可以达到熔蜡温度 （新立油田蜡溶点50～52℃）。

在井口洗井液温度65℃情况下，对不同洗井液量井下不同深度温度测试，洗井液20m3时，井下400m处可达到熔蜡温度；洗井液30m3时，井下600m处可达到熔蜡温度，但600m以下达不到融蜡温度。

2．1．2 高温蒸汽洗井

新229-4-14井地面洗井测试仪测得洗井液温度为118℃，返出液温度为69℃。瞬时排量为14～50m3／h，累计排量为30m3／h。同时测得井下800m处地层初始温度为38．7℃。当洗井液进入井筒后，洗井液与地层和油管进行换热，随着井深的增加，洗井液温度逐渐降低，井下800m处温度也随之降低，最低可低至28．8℃；当洗井液与地层和油管换热充分后，井下800m处地层温度逐渐上升，最高可达到50．8℃，达到熔蜡温度，随着洗井的结束温度逐渐恢复。

当蒸汽洗井用液量为20m3时，测得井下800m处最高温度为42℃，没有达到熔蜡温度要求。

2.2 油管返出液温度研究

对吉11-28井分别在油管内的1050、800、600m处下温度压力计，测试洗井时温度变化。洗井用液34m3，洗井液温度66．2℃，井口返出液温度最高42℃。同时测得1050m油管内初始温度为55．5℃，洗井开始后油管返出液温度下降，最低降到38．1℃，然后温度上升，最高升到49．6℃，洗井后温度逐渐恢复；800m油管内温度43．4℃，洗井开始后温度上升到47℃，然后温度下降到37℃，再后温度上升到40℃，洗井后温度逐渐恢复；600m油管内温度32．3℃，洗井开始后温度上升到42℃，然后温度下降到36．2℃，再后温度上升到39℃，洗井后温度逐渐恢复。

从不同井深温度变化看，洗井时洗井液进入油管后，不同井深温度逐渐接近，但始终没有达到熔蜡温度，这说明洗井时测得的井口返出液温度是井口附近油管传热温度。

2.3 取得的认识

根据洗井测试结果，绘制油井正常生产及洗井时井下油套环空温度、压力变化曲线如图1所示，并取得了以下几点认识。

1）洗井液进入套管后由于地层吸热，温度损失大。

2）洗井液靠油管外热传导熔蜡，靠返出液排蜡；洗井时井口返出液温度是井口附近油管热传递温度，而不是泵返出液温度。

3）达到熔蜡的条件，一是提高洗井液温度，二是增加洗井液用量。

4）洗井时井底压力升高明显 （0～1100m之间压力由0．13MPa上升到13．7MPa），洗井液易进入油层，引起油层污染。

图1 油井正常生产及洗井时井底温度、压力变化曲线

3 优化清防蜡方式

3.1 制定热洗参数标准

通过热洗方式研究与分析，应以结蜡段达到熔蜡温度为洗井标准，根据油井结蜡段制定洗井参数，使结蜡段达到熔蜡要求；同时针对洗井液污染油层，洗井液返排影响产油，优化清防蜡方式，达到提高热洗效果、减少洗井液污染油层、减少洗井影响产油的目的。

洗井液温度、液量标准：结蜡段在400m以上井，泵罐热水洗井，洗井液温度65℃以上，洗井液量20m3；结蜡段在400～600m井，泵罐热水洗井，洗井液温度65℃以上，洗井液量30m3；结蜡段在600～800m井，高温蒸汽洗井，蒸汽温度120℃，洗井液量30m3；结蜡段在800m以下井建议应用化学清防蜡剂。

泵车排量标准：当洗井液进入结蜡段前采用大排量洗井，加快洗井液进入速度，降低热损失；洗井液进入结蜡段后改用小排量洗井，延长洗井液在结蜡段的滞留时间，提高换热效果；洗井结束前采用大排量冲洗，加大携带蜡的能力。

3.2 分区块确定结蜡段

洗井参数标准确定后，只有明确各区块油井结蜡段才能采取有针对性的洗井方式和洗井参数，达到最佳的清蜡效果。通过对不同区块油井地层温度梯度测试，录取结蜡剖面，主力区块油井井底温度较高，结蜡段在200～700m之间；边部区块油井井底温度较低，结蜡段在300～850m之间。

3.3 防洗井污染油层技术

针对洗井液污染油层，采取防洗井污染油层技术，可阻止洗井液进入地层，使洗井液快速由抽油泵返出，起到防止洗井液污染油层、提高热洗效率、减少洗井液返排影响产油的效果。以新229-3-20井为例，2012年4月20日清检作业，随作业下防洗井污染振动采油装置，该井单井罐生产，作业后日产液3．8t，开抽5d含水100%；生产5d后泵漏洗井，洗井当天排液15．8t，洗后第3天含水下降。相比安装前洗后含水恢复期8d减少了5d，大大降低了洗后影响产油。应用防洗井污染油层装置，平均每次洗井可减少影响产油0．5～1．0t。

4 现场应用及效果

4.1 提高热洗效率，减少洗井工作量

2012年根据分区块、不同产液井结蜡段录取、分析，采用新的洗井参数标准洗井2000井次，油井载荷、电流恢复正常，对53口井采用新洗井标准与以往洗井标准洗井后系统效率测试，新洗井标准比以往洗井标准洗井后油井最大载荷平均下降0．76kN，平均单井日耗电下降2．3kW·h，系统效率提高0．34%。洗井效率和洗井清蜡效果提高后，洗井周期平均由120d延长到140d，全年减少洗井200井次，每口井洗井费用1000元，全年节约洗井费20万元。

4.2 减轻洗井液污染油层，减少洗井影响产油

通过优化清防蜡方式，低产、低压区井采取加化学清防蜡剂，并进行高温蒸汽洗井，洗井液返排期由平均3．8d减少到2．6d，减少洗井液返排影响产油220t；应用防洗井污染油层技术180口井，共洗井285井次，减少洗井影响产油280t。每吨原油按3000元计算，全年减少洗井影响产油500t，共创经济效益150万元。

5 结论

通过洗井时井下温度、压力研究，改变了传统的热洗清蜡观念，以结蜡段达到熔蜡温度为目标制定洗井参数标准，可提高油井热洗效果，有效延长洗井周期；根据地层压力、油井产液量优化清防蜡方式，可减少洗井液污染油层，减少洗井液返排影响产油；采取有效的防洗井污染油层措施，可提高热洗效率，减少洗井液返排影响产油。

［1］王鸿勋，张琪 ．采油工艺原理 ［M］．北京：石油工业出版社，1989．

［2］万仁溥，罗英俊 ．采油技术手册 ［M］．北京：石油工业出版社，1994．