深部結蠟頁巖油水平井涂層與電加熱清防蠟技術

引用格式：劉小歡，劉環宇，馬紅星，張鑫，吳霞，王一航，劉志勇，朱媛媛. 深部結蠟頁巖油水平井涂層與電加熱清防蠟技術［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：238-247.

摘要：慶城油田頁巖油規模開發以來，井筒結蠟導致蠟卡、蠟堵故障頻發，占到作業總量的30% 以上，嚴重影響了油井正常生產，清防蠟技術研究對保障油田高效開發具有重要意義。通過分析原油碳數分布、含蠟量、結蠟剖面，開展井下溫度場測試，統計不同生產階段油井的結蠟特征，揭示了頁巖油井筒深部結蠟的原因，結合蠟質流變特征分析了熱洗清蠟條件。慶城油田頁巖油含蠟量高（20%）、析蠟點高（25 ℃）、無機質組分含量高（65%） 是導致井筒結蠟嚴重且深度深的3 個主要原因，受熱洗液漏失影響，熱洗作用深度最深僅500 m，難以建立有效的熱洗循環以實現理想排蠟效果。通過優化配套防蠟涂層、電加熱清蠟這2 項主體清防蠟工藝，結蠟速率下降80%，結蠟導致的作業頻次由0.16 次/（口·年） 下降至0.07 次/（口·年），為慶城油田頁巖油的高效開發提供技術保障和借鑒經驗。

關鍵詞：頁巖油；水平井；結蠟；清防蠟；溫度場；防蠟涂層；電加熱；慶城油田

中圖分類號：TE358 文獻標識碼： A

0 引言

慶城油田長7 頁巖油自2018 年規模開發，實現了迅速上產，目前年產量已突破200×104 t，占到中國頁巖油年產量的70%，實現了陸相頁巖油的效益開發［1］。結蠟是影響頁巖油井正常生產的主要矛盾之一，因井筒結蠟問題導致的作業占比達到30% 以上，主要表現為結蠟導致的油桿遇卡、油管堵塞等。

儲層高溫高壓環境下蠟質成分完全溶解在原油中，人工舉升時儲層流體流向地面的過程中，隨著溫度和壓力逐漸降低，原油中溶解的蠟會逐漸析出凝結在油管壁、抽油桿處并不斷堆積［2］，結蠟是多因素共同作用的結果［3］。井筒結出的蠟是包含了蠟與膠質、瀝青質、無機質（砂、垢、油泥等） 混合而成的半固態至固態物質，可以分為石蠟和微晶蠟2 大類［4］。石蠟主要由長碳鏈的正構烷烴及異構烷烴組成，碳數相對較小，晶粒尺寸較大，能夠形成較大的塊狀蠟，受沖刷后易斷裂移動造成堆積，是造成油井堵塞的主要原因。微晶蠟除了正構烷烴及異構烷烴外還含有許多帶長支鏈及環狀結構的飽和烴，晶粒尺寸較小、蠟質較為密實，其蠟熔點、分子量更高，脆性低且不易斷裂，熔化后黏度大，在井筒深處沉積并與油泥等機械雜質混合存在，清理難度大。

結蠟過程主要包含析蠟、蠟晶長大及沉積三大階段［5］。原油中蠟晶開始析出的溫度稱為析蠟點，溫度下降至析蠟點時原油中開始析出蠟晶并呈懸浮狀分布，溫度繼續下降時蠟晶進一步增多并逐漸聚集凝結，最后附著沉積在較為粗糙的油管、桿表面，形成結蠟層。溫度在析蠟點以上時原油黏度相對較小，當溫度下降至析蠟點附近時原油黏度急劇上升直至最終失去流動性，蠟晶集中析出的溫度稱為析蠟峰溫。原油組分對井筒結蠟有重要影響，原油介質中高碳數組分占比高會使得原油析蠟點升高，更容易出現結蠟問題；膠質可算作表面活性劑，吸附于石蠟結晶表面，阻止蠟組分進一步結晶；瀝青質會促使膠質形成較大的聚合體，容易成為蠟結晶的核心，使得蠟沉積層更加密實、附著力更強［6］；原油中細小砂粒及機械雜質也易充當蠟組分析出的晶核，促使蠟晶析出，加劇結蠟過程［7］。壓力降低后溶解氣脫出，氣體逸出吸熱會進一步降低液流溫度從而加劇結蠟，輕質組分逸出后原油對蠟的溶解度下降，使得蠟更易析出［8］。產出液含水較高時，由于水的比熱容高能夠攜帶更多熱量，產出液溫降幅度小［9］，另外產出液中的水相有阻礙蠟晶擴散、削弱蠟晶結構的作用，高含水時可在油管、桿表面形成水膜阻礙蠟的附著，含水率超過70% 后便于形成水包油型乳狀液，不利于蠟的凝結沉積。液流速度對結蠟也有較大影響，液流速度增大時，管壁處的剪切應力相應增加，管壁處不易產生蠟晶沉積，還能夠沖刷已形成的沉積層［10］，減緩結蠟層形成。油管、桿表面狀態對蠟的沉積也有較大影響，管桿表面越粗糙，蠟晶更容易受到阻礙從而沉積附著在管桿表面加劇結蠟［11］。

慶城油田的長7 頁巖油采用體積壓裂方式進行開發［12］，按生產氣油比可將生產過程劃分為低、中-高、高、高-低4 個階段，不同生產階段油井產量、含水、氣油比、壓力等差異性較大，井筒結蠟程度有較大差異。統計顯示慶城頁巖油結蠟井占比超過60%，結蠟深度0～800 m，部分井結蠟深度超過1 000 m，結蠟速度10～30 mm/a，油井普遍結蠟且結蠟深度深、速度快。目前主要采取熱洗清蠟工藝，但熱洗周期短、工作量大，有效率低且成本較高，熱洗后油井蠟卡的情況較多。

常規井清防蠟工藝已有較多現場實踐［13］，但頁巖油井筒結蠟速度快、結蠟量大、深度深、生產氣油比高，需要明確頁巖油深部結蠟的機理，同時從成本、效率、智能化程度出發選擇適應頁巖油開發需求的清防蠟工藝，最大程度釋放油井產能，減少結蠟對頁巖油開發的不利影響，延長檢泵周期。

1 方法和過程

1.1 室內研究

結合油井結蠟影響因素，重點從結蠟機理、熱洗過程、不同生產階段結蠟趨勢及清防蠟工藝優選等方面開展研究。

1.1.1 結蠟機理

（1） 原油組分分析。原油組分是影響油井結蠟的重要內在因素。采集不同區域、不同生產階段頁巖油井的原油樣品，測試含蠟量、析蠟點、凝固點、原油組分等性質，共計開展了9 組樣品測試，測試結果見表1。

從表1 可以看出，慶城油田頁巖油含蠟量為18.5%～23.7%，平均值為20.5%，含蠟量偏高；析蠟點為21.5～30.2 ℃，平均值為25.1 ℃，析蠟點偏高；凝固點為8.5～10.2 ℃，平均值為9.1 ℃。其中，飽和烴和芳香烴平均質量分數占比分別為65.1% 和16.3%，飽和烴一般為鏈狀烷烴，長分子鏈柔性較大，易于蠟的聚集沉積，芳香烴則有溶解長鏈烷烴的作用，可減少蠟的沉積［14］，較高的飽和烴含量為蠟晶的凝結長大創造了條件。膠質和瀝青質平均質量分數分別為14.8% 和3.8%，膠質與瀝青質共同作用更易形成較為密實的結蠟層。

（2） 井筒自然溫度場分析。通過井下光纖測試A17-9 井正常生產時的井筒溫度剖面，假設油管內液體密度均勻，井下溫度和壓力分布如圖1 所示。

從圖1 中可以看出，A17-9 井深1 200 m 處井筒溫度為46.3 ℃，地溫梯度為2.3 ℃/100 m，深度越深，溫度、壓力越高，井筒深處原油中溶解氣尚未完全逸出，對蠟組分的溶解性更好。測試A17-9 井脫氣原油的析蠟點為24 ℃，理論上井下溫度降至析蠟點以下時才會有蠟析出。結合圖1 中溫度場判斷，對應開始的結蠟深度應在300 m 井段，實際檢泵中發現井下780 m 處即開始結蠟，此處溫度為35 ℃、壓力為.1 MPa，溫度遠高于析蠟點，此處原油在高壓條件下尚未完全脫氣，對蠟的溶解性更好，實際結蠟深度較理論結蠟深度存在較大偏差，可見溫度并不是影響結蠟的唯一因素，井筒結蠟還受到其他因素影響。

（3） 蠟組分特征及井筒結蠟剖面分析。取井筒不同深度處的蠟樣進行分析，從外觀質地上看，不同井深處的蠟樣有較大差異，淺部的蠟樣較松散、顏色較淺，呈纖維狀，雜質含量相對較少，充分脫氣后質地相對較硬，深部蠟樣主要為黑灰色泥糊狀蠟，延展性、附著力較強，混合有較多的油泥、機械雜質。

通過水浴法測試蠟樣熔點，測試結果表明井口處蠟樣在35 ℃ 條件下加熱10 min 即可擁有較好的流動性，800 m 處蠟樣在50 ℃ 下2 h 可軟化流動，1 000 m 處蠟樣在90 ℃ 下24 h 才可軟化，淺部通過熱洗清蠟較為容易，深度越深蠟熔點越高，通過加熱方式清蠟較為困難。

采用氣相色譜法分析D9 井不同井深位置的蠟樣碳數構成，對井口下50、1 200、1 400 m 處外觀質地差異較大的3 種蠟樣進行分析，研究其蠟質碳數組分、非蠟質含量及成分，分析不同組分在井筒內的析出機理，蠟質碳數組分測試結果如圖2 所示。

從圖2 中可以看出，淺部蠟樣低碳數組分質量占比較高，深部蠟樣高碳數組分占比更大，井口50 m處與1 200 m 處蠟樣相比C25 以上組分占比從13.0%上升至28.7%，表明高碳數蠟組分在溫度逐步降低時更早析出結蠟，成分分析顯示深部蠟樣非蠟質組分含量更高。溫度下降時，高碳數的長鏈正構烷烴更容易以粗糙突起或機械雜質為核心從原油中提前結晶析出，是造成井筒深處結蠟的主要原因［15］。

井筒深部蠟樣的非蠟質組分中，有機物質量分數為2.3%～30%，主要為膠質、瀝青質；無機物質量分數為69.5%～97.7%。通過X 射線衍射法對其中無機質成分進行分析， 無機質組分主要為SiO2、CaAl2Si2O8（長石），分析認為主要為地層返出壓裂砂、黏土礦物等雜質，該部分機械雜質為蠟的析出提供了重要的結晶核［16］。

綜合以上結果分析，頁巖油較高的含蠟量為井筒結蠟提供了物質基礎，較高的析蠟點導致蠟更易析出凝結，是頁巖油井筒結蠟嚴重、結蠟量大的主要因素。原油中高碳數蠟組分易以產出液中砂粒、油泥等無機質顆粒為結晶核析出，造成井筒深處結蠟，且深處蠟質附著性更強、蠟熔點高更難清理。

1.1.2 熱洗清蠟過程分析

通過原油黏溫曲線分析熱洗清蠟的溫度需求，結合分布式光纖監測井下熱洗過程中的溫度分布情況，明確井筒熱洗清蠟效果不佳的原因。

（1） 原油流動性測試。原油黏溫曲線可直觀展示原油中蠟的析出過程，也有較明顯的析蠟點顯示［17］。取4 口井原油樣品測試黏溫特性，了解原油流動性特征，確定熱洗清蠟所需溫度，測試結果如圖3 所示。

從圖3 中可以看出，不同單井原油黏溫特征差異較大，易結蠟井析蠟點更高，蠟組分更早析出形成蠟晶，使得原油流動性下降，從而更易在井筒內沉積，加劇結蠟速度。原油黏度隨溫度變化并非線性過程，當溫度高于析蠟點時，原油黏度整體較低，變化緩慢，當溫度降至析蠟點以下時，原油黏度開始急劇升高，流動性快速變差，反映了蠟晶在析蠟點附近快速析出凝結聚集的特征。原油在40 ℃ 以上時黏度均小于10 mPa·s，此時蠟晶溶解較為充分，原油流動性較好，便于蠟的排出，熱洗時井下作用溫度應在40 ℃ 以上才能有清蠟效果。

（2） 熱洗過程中井筒溫度場。井筒熱洗清蠟主要依靠熱洗介質攜帶的熱量加熱使井筒升溫，達到熔蠟點后附著于油管桿表面的蠟晶開始軟化、流動性增強并隨著產出液被帶出井筒。熱洗清蠟要點在于加熱后蠟有較好流動性，若建立油套流體循環可實現有效沖刷攜帶，清蠟效果更好。目前現場使用采出水作為介質，通過反循環實施熱洗清蠟，設備最高溫度約為95 ℃、最高排量約為6 m3/h。采用井下分布式光纖開展不同排量、不同熱洗溫度時的井下溫場分布測試，結果如圖4 所示。

從圖4 中可以看出，不同熱洗排量、不同熱洗溫度下熱洗液加溫深度有顯著差異，相同熱洗排量下，隨著時間延長，高溫區不斷向下延伸，至一定深度后達到平衡狀態，下部溫度不再上升；同樣熱洗溫度下，排量越大可波及深度越深，但總會在某一井深處達到平衡，熱洗過程中一味提高排量或者溫度、延長熱洗時間并不能使清蠟深度加深。油套環空中?139.7 mm 套管內表面積與?73 mm 油管外表面積比達到1.7∶1，且由于生產過程中油套環空的保溫作用使得熱洗過程中套管側溫度更低，熱洗液進入井筒后熱量更多由套管散失進地層，加熱油管內液體的熱量不足37%，導致熱洗有效作用深度受限。從圖4（a） 中看出，以40 ℃ 為有效熱洗深度計算，排量1～2 m3/h、溫度90 ℃ 時，有效作用深度僅80 m，小排量熱洗僅可作用于地面流程及淺部位置清蠟；從圖4（b） 中看出，排量3～5 m3/h、溫度90 ℃ 時，有效作用深度430 m，排量提升后作用深度顯著加深，但對于深處結蠟仍難以清理；從圖4（c） 中可以看出，排量4～6 m3/h、溫度95 ℃ 時，最深有效作用500 m，目前熱洗設備最大排量、最高溫度下仍不足以實現井筒深部的熔蠟，熱洗作用效果有限。

（3） 熱洗過程中工作液循環情況。不同于常規注水油藏，頁巖油準自然能量開發的模式使得長時間生產過程中無能量補充，井筒普遍存在漏失情況，尤其是生產時間長、返排率高的老井，井下壓力過低，漏失更為嚴重，在現場沖砂作業過程中漏失量可達1 500 m3 以上，熱洗過程中用水量僅20～25 m3，熱洗介質基本全部發生漏失，難以建立有效井筒循環實現攜蠟排蠟。

結合以上結果分析，深部蠟的熔蠟點高但熱洗有效作用深度不夠，導致無法熔蠟，同時井筒漏失作用使熱洗過程難以建立井筒循環返出，是造成頁巖油水平井熱洗效果不佳的主要因素。

1.1.3 不同生產階段油井的結蠟趨勢分析

現場統計發現生產初期井筒更易出現嚴重結蠟情況，結蠟導致出液通道堵塞的油井占比超過20%，表現為全井段結蠟嚴重，主要為黑色泥狀蠟，質地相對較硬，新井放噴時間越長、油井含水量越低，結蠟量越大，井筒蠟堵后抽油泵無法順利下入，清理較為困難，且易造成下泵后進液通道堵塞等問題。

現場統計發現生產前2 年油井結蠟趨勢最為明顯，結蠟造成的井筒故障占到總數30% 以上，投產時間超過500 d 后結蠟趨勢明顯減緩。統計59 口井的原油性質與生產時間關系如圖5 所示。

從圖5（a）、（c） 中可以看出，含蠟量、析蠟峰溫與油井生產時間無必然聯系，各生產階段均會出現結蠟情況，結蠟主要受含水、產油量影響。生產初期油井產液量較高，達到25 m3/d 以上，含水高于70%，受大液量沖刷與高含水的共同影響，蠟沉積相對較少。隨著液量、含水進一步下降進入高產期，油井進入嚴重結蠟期，高產階段是清防蠟治理的重點時期。從圖5（b） 中可以看出，新井析蠟點偏高，可達到30～40 ℃，結蠟趨勢更明顯，隨著生產時間延長，原油析蠟點降低至20 ℃ 左右，老井蠟組分不易析出，同時產出物中砂粒、油泥等雜質逐步減少，結蠟程度減弱。部分高產井結蠟始終較為嚴重，測試發現其析蠟點偏高，產油量高提供了充足的蠟源，更易結蠟。液量、含水、析蠟點、無機雜質含量變化是造成不同生產階段井筒結蠟程度差異的主要因素。

1.1.4 清防蠟技術優選

目前常用的清防蠟工藝主要有熱力清蠟（熱洗、電加熱、化學熱）、化學清防蠟、涂層防蠟、機械清蠟、聲波防蠟、磁防蠟、微生物清蠟等，各類清防蠟工藝技術對比見表2，可以看出電加熱、井下緩釋加藥、涂層防蠟便于實現井筒深部清蠟，其中電加熱便于智能化管理，涂層防蠟、井下緩釋加藥具有免維護的優勢，更適應頁巖油管理需求。

（1） 涂層防蠟技術。涂層防蠟技術主要機理在于通過在管桿表面涂覆特種材料，降低表面能，同時較光滑的涂層表面使得界面處更易形成紊流邊界層［18］，從而降低了黏附力，蠟著床后易被沖刷掉，并隨液流帶出井筒從而實現防蠟效果。

針對常規抽油機井防蠟涂層易磨損的問題，應用耐磨、防蠟、防腐的納米改性特種高分子材料作為噴涂材料，利用涂層粉末本身所具有的雙疏性及低表面能、減磨、耐磨和防腐特性，提升底漆與面漆的附著力，降低管桿摩擦阻力，達到延緩涂層磨損、提升涂層使用壽命的目的。防蠟涂層隔絕了產出液與管桿表面鋼制材料的直接接觸，其光滑的表面也不利于垢晶粒的沉積，具備一定的防腐、防垢性能。

（2） 電加熱清蠟技術。電加熱工藝通過井下加熱實現蠟的熔化并隨產出液排出井筒，加熱深度可根據實際結蠟情況選擇，具有熱效率高、便于智能化控制的優勢。常規抽油機井由于油管內存在抽油桿，主要應用油管電加熱技術，無桿采油工藝可采用電加熱線纜、連續敷纜管加熱技術。

油管電加熱技術主要應用于稠油開采，近年來在油井清蠟上也有應用。通過井口加裝絕緣油管與電纜、油管絕緣扶正器配套下入，根據結蠟深度在油管下部安裝油套接觸器，利用集膚效應，油套管接通交流電形成回路后，電流集中在鋼管表面流動，使鋼管過電有效截面積減小，交流阻抗顯著增大，形成類似加熱電阻，使電能轉換為熱能［19］，實現油管內流體的加熱，達到降黏、清蠟的效果，該工藝主要應用于常規抽油機井。

鋼護套電纜加熱清蠟裝置應用于無桿采油井。鋼管護套和加熱電纜銅芯組成串聯回路，構成集膚效應加熱體，加熱電纜由井口下入油管內，井口處采用盤根裝置實現密封，通過地面控制柜實現智能化控制。通電加熱過程中產生的所有熱量全部作用于油管內液體，熱效率高。

連續敷纜管技術通過將無桿泵動力電纜、數據傳輸電纜與加熱電纜整合內嵌于高分子管材中，同時實現了電加熱清蠟、井下電力傳輸、傳感器數據傳輸等功能。因電纜內嵌于管壁內，解決了無桿泵鎧裝電纜易磕碰損壞、外掛鎧裝電纜井口無法直接密封的問題，同時高分子材料作為管體可實現防腐、防垢，解決了目前無桿采油井長時間運行后電纜腐蝕損傷無絕緣導致的修井問題，可進一步延長無桿采油井檢泵周期。

（3） 井下固體緩釋清蠟技術。將防蠟劑進行特殊加工形成高分子固體形式的藥塊，存放于特制的容器中以尾管形式下入井筒，同時添加緩釋劑使藥劑溶解過程減緩，入井后防蠟藥劑逐步緩慢釋放，達到延長作用時間的目的［20］。該類工藝能夠使防蠟劑直接作用于產出液，能夠解決頁巖油高生產氣油比、高套壓導致的井口加藥困難、藥劑無法有效作用的問題，具有入井后免維護的優勢。

1.2 現場試驗

結合頁巖油水平井結蠟機理及清蠟難點，優選涂層防蠟、電加熱防蠟、井下緩釋加藥3 種工藝開展現場試驗。

1.2.1 涂層防蠟試驗

（1） 防蠟油管配套深度優化。頁巖油井筒結蠟主要集中在0～800 m 井段，該井段需要重點治理。試驗初期在無桿采油井上按照0～800 m 配套防蠟油管，發現部分井800 m 以下井段仍存在較嚴重結蠟情況，無桿泵對結蠟較為敏感，后續逐步優化為全井段配套防蠟油管。常規抽油機井對結蠟的耐受性較好，泵上0～500 m 一般偏磨較為嚴重，防蠟涂層磨損較快，該井段結蠟量相對較小，優化配套內襯防磨油管，500～1 000 m 井段配套防蠟油管。

（2） 優化配套防蠟油桿。常規抽油機井配套防蠟油管后油管表面結蠟極大緩解，但檢泵起出后發現油桿依舊結蠟嚴重，部分井因油桿表面結蠟嚴重最終導致油桿遇卡。同時使用防蠟油桿，實現管桿雙向防蠟，試驗全井段配套防蠟油管桿后取消日常熱洗評價防蠟效果，運行260 d 后表面基本無結蠟，防蠟效果良好，可推廣應用。

（3） 優化入井作業標準。考慮防蠟涂層抗壓性差、易損壞的問題，為油桿液壓鉗配套軟性橡膠，減少對油桿表面涂層的啃咬、磕碰，保證油桿涂層表面完整，提升防蠟性能。

（4） 完善地面清蠟流程。井下配套防蠟油管后，蠟晶大部分產出井筒后在地面流程管線處沉積導致堵塞，部分高產平臺多次出現蠟堵情況，通過配套地面投球器、加熱清蠟裝置等及時清除地面流程結蠟，保障了全系統的正常運行。

1.2.2 電加熱技術試驗

（1） 油管電加熱清蠟技術。為解決熱洗作用深度不足、無法有效返排的問題，選結蠟嚴重、熱洗漏失量大的3 口抽油機井開展油管電加熱試驗。油管電加熱設備入井時井口處油管更換為絕緣油管，井下逐根油管接箍處配套絕緣扶正器，井口處油桿采用玻璃鋼絕緣抽油桿，確保油套管及油桿之間的絕緣性以保證安全，井口處穿接電纜通過高壓盤根實現密封，保障防爆性能。

根據實際結蠟情況選擇加熱深度0～800 m 下入設備，根據井口出液溫度優化加熱功率，結合載荷變化情況優化加熱周期。以A48-1 井為例，日產液為25.2 m3，日產油為15.0 t，含水率為29.2%，析蠟溫度30 ℃，加熱深度800 m，正常產出液溫度21～26℃，電加熱功率35 kW 時產出液溫度升至28～33℃，功率提升至60 kW 產出液溫度升至38～41 ℃，結合該井析蠟溫度優化加熱功率為60 kW。根據油井載荷變化調整優化加熱周期，加熱制度48 h/20d（每20 d 加熱48 h）時載荷波動較大且呈持續上升趨勢，判斷加熱周期過長結蠟量較多難以徹底清蠟，將加熱周期優化為24 h/10 d（每10 d 加熱24 h）后載荷基本穩定。

（2） 電纜加熱清蠟技術。為提升大平臺智能化管理水平，A100 無桿采油平臺投產配套試驗29 口井，結合該區域結蠟深度，配套加熱電纜800 m，可實現0～800 m 井段加熱。現場配套集中控制柜，通過配套智能化控制系統，可實現加熱功率、加熱時長、切換加熱井的自動調整，實現了免維護。

A100 平臺生產初期平均單井日產液30.4 m3，日產油為17.2 t，含水率為33.3 %，平臺油井平均析蠟點為25 ℃，正常井口產出液溫度為22 ℃。結合產出液溫度調整加熱功率至50 kW，加熱時產出液平均溫度可以達到39 ℃，滿足井筒清蠟條件。根據電流變化情況優化加熱制度，每10 d 加熱24 h，無桿泵運行電流保持基本穩定。

（3） 連續敷纜管加熱清蠟技術。為了解決無桿采油鎧裝電纜腐蝕、井控風險及結蠟問題，現場5 口井試驗連續敷纜管技術，加熱深度為800 m，平均單井日產液為13.1 m3， 日產油為8.5 t， 含水率為23.0%，正常井口的產出液溫度為18～20 ℃，優化加熱制度為每10 d 加熱24 h，加熱時產出液的平均溫度上升至42 ℃，無桿泵運行電流總體平穩。

1.2.3 化學防蠟技術試驗

針對高氣油比井進行固體防蠟器工藝現場試驗，累計試驗25 口井，平均日產液15.2 m3，日產油8.6 t，含水率為33.4 %。固體防蠟器為油管短節裝藥，按有效加藥濃度200 mg/L、1 a 作用周期計算，參照產液量進行加藥量優化，例如日產液10 m3 配套防蠟器3 根，在檢泵時隨尾管下入泵下。

以A62-2 井為例，油井運行2 個月后載荷持續上升，運行63 d 后蠟卡檢泵，起出核實井口下深300～360 m 處管桿結蠟嚴重，部分油管堵實，核實防蠟器內藥劑已完全溶解，對于大液量井現有固體緩釋加藥技術難以達到長效防蠟需求。

2 現象結果討論

2.1 結蠟速率下降討論

涂層防蠟技術、電加熱工藝可實現深部作用，解決熱洗加熱深度不足的問題，實現頁巖油井筒深部清蠟。防蠟油管桿配套后，管桿表面結蠟速率顯著下降，配套前后產出原油含蠟量變化如表3 所示。從表中可以看出，配套后產出原油含蠟量平均上升比例為12.7%，在防蠟涂層的作用下，蠟晶難以在涂層表面附著，析出的蠟被產出液帶出井筒，在井筒內的附著沉積顯著減少，統計數據結果顯示結蠟速度由12 mm/a 下降至2.4 mm/a，結蠟程度顯著緩解。

以無桿泵井A60-10 井為例，全井段配套1 500m 防蠟管，之后連續生產310 d 起出，檢查油管結蠟輕微，結蠟速率顯著下降。常規抽油機井A7-4 全面配套防蠟油管桿后全井段結蠟顯著改善，生產260d 后核實結蠟情況如圖6 所示，可以看出，防蠟涂層配套后，表面蠟的附著沉積顯著減少，結蠟速率顯著下降，無需采取其他清蠟措施。涂層防蠟技術具有免維護、成本相對較低的優勢，能夠大幅減小結蠟速率，目前已在慶城頁巖油產區全面推廣應用。

2.2 熱洗周期延長討論

有桿泵井現場配套1 000 m 防蠟油管，熱洗周期大幅延長，防蠟油管配套前后油井平均清蠟周期由25 d 延長至45 d，井筒熱洗工作量減少44.4%。以A30 平臺為例，該平臺投產初期未配套防蠟油管桿，油井結蠟嚴重，熱洗周期僅15～20 d，油井載荷上升速度快，生產120 d 左右井筒熱洗已經無法降低載荷，最終導致蠟卡檢泵。配套防蠟油管后，油井載荷上升速度顯著減緩，熱洗周期調整至30～45 d，檢泵周期延長至400 d 以上。

在無桿泵大平臺試驗加熱電纜、連續敷纜管清蠟技術后，取消了固定熱洗周期，結合電流運行情況開展不定期熱洗，總體上熱洗周期由原本的25 d 延長至120 d，工作量縮減了79.2%。同時借助電加熱技術的智能化優勢，基本實現了生產現場免維護，人員工作強度大幅下降。

2.3 作業頻次降低討論

規模應用防蠟油管、電加熱工藝后，有桿泵維護性作業頻次逐步由0.16 次/（口·年） 下降至0.07 次/（口·年），下降了56.2%；無桿泵結蠟造成的維護性作業頻次逐步由0.24 次/（口·年） 下降至0.04 次/（口·年），下降了83.3%。統計A100 平臺油井歷史作業原因，結蠟造成的作業占比僅占5%，對比A60 平臺相同生產階段，結蠟造成的故障率下降80% 以上，電纜加熱清蠟技術在生產初期高液量的無桿采油井上適用性較好。

抽油機井油管電加熱技術在頁巖油水平井適應性較差，受井眼軌跡復雜等因素影響，加熱設備故障率高達60%，主要為淺部油套接觸導致加熱深度不足、加熱溫度變化造成管桿結垢嚴重，油井作業頻次并未下降。以A48-1 井為例，試驗1 年期間總計檢泵作業3 井次，檢泵原因為偏磨管破、結垢卡泵，井筒結蠟雖然得到抑制，但維護性作業頻次依舊高達3.0 次/（口·年）。

3 結論

（1） 長7 頁巖油含蠟量高、析蠟點高導致了油井易結蠟，同時高碳數蠟組分占比高，在無機質組分交互作用下出現深部結蠟。常規熱洗工藝有效作用深度不足，熱洗時井筒漏失嚴重無法建立有效循環，造成常規熱洗工藝適應性不佳。

（2） 結合頁巖油智能化需求，優化配套涂層防蠟技術、電加熱清蠟技術配套，實現了井筒全井段的結蠟防治，結蠟速率、維護性作業頻次均大幅下降。涂層防蠟技術免維護且便于現場應用推廣，無桿采油井宜采用電加熱清蠟技術，實現智能化管理。

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（修改稿收到日期 2024-01-14）

〔編輯 李春燕〕