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摘 要：油稠、结蜡等是困扰油田开发的重要因素，当油田进入高含水期后，腐蚀更是给油井正常生产带来很大影响。通过长期的实践与探索，实施油井套管加入化学药剂护理是较为经济、有效的管理手段，在大港油田南部油田得到推广与应用，取得了显著效果，化学药剂的应用和管理已成为油井管护的重要内容。
关键词：化学药剂 加药量 动液面 检泵周期
一、前言
大港油田南部油田油藏特点是原油高粘、高凝、高含蜡，地层产出污水23840mg/l，矿化度高，且含有较高浓度的腐蚀性气体。油藏特点和原油物性增大了南部油田油水井及地面油水系统的维护难度，油田开发中经常存在油稠、结蜡、腐蚀等因素困扰，特别是进入高含水期，腐蚀更是给生产带来很大困难，应用有效的化学治理措施解决这些难题，成为油田生产的必然。目前现场实施套管化学加药是最有效、最可行的管理办法之一。但是在具体操作过程中，对于油井具体需匹配哪种化学药剂、需加药剂量数量、加药周期是多长时间等等，还需要进一步精细摸索与总结。
二、常用药剂及特性
1.油溶型清蜡剂
用于清除杆、管表面沉积的蜡，由有机溶剂（混苯、轻质油、醇醚）和活性剂以及少量高分子聚合物组成。其主要优点为：①溶蜡速度快，加入油井后见效快；②产品凝固点低，在冬季使用也很方便。其缺点是：①比重小，对含水高的油井不太合适；②具有强烈的刺激性气味和一定的毒性，加药过程中做好劳动保护。使用时采用间歇式加入原液，加药量、加药周期根据结蜡程度定。禁止用热水稀释，对结蜡严重井，药剂用量少则清蜡不彻底，需要定期大剂量加药或热洗。
2.水溶性降粘剂
水溶性降粘剂是利用乳化反转、分散及形成亲水膜等机理实现降粘。把降粘剂水溶液加入稠油中，经搅拌形成低粘度的相对稳定的水包油型（O/W）乳状液。降粘剂在任何比例的含水原油中均能发挥一定的降粘作用，但当原油含水低于30%时，水溶性降粘剂的作用并不明显，加药后倒入适量的地下掺水能发挥较好的降粘作用。加药用量需根据原油粘度确定，一般在300-800mg/L。使用时把降粘剂用热水稀释成0.5%-1%水溶液，直接加入油套环空。
3.缓蚀剂
缓蚀剂在金属表面能够形成一层吸附膜或沉淀氧化膜，把金属表面与水隔开，起到保护杆、管的作用。缓蚀剂是水溶性药剂，加药时可与水进行任意比例的混合；尤其是当所用药剂量较少时，为保证药剂应用效果，一定与较多的水混合，加药后倒地下掺水，保证药剂能完全流入井底。此类药剂见效慢、见效周期长，需要长期坚持加药，才能取得较好的效果。使用时需采用连续加药方式，以提高缓蚀效果。用量50-100mg/t，稀释倍数至少3倍。掌握投加药剂的浓度，对加药的效果起关键的作用。
目前生产现场有一种认识误区，认为投加药剂量多多益善，其实不然，各种药剂都需要与油井产液相匹配的合适浓度，才能起到最佳的防护效果。如缓蚀剂溶液油井推荐用量（d）=0.05-0.1Kg/M3*采出水量（M3/d），这样药剂在井筒中的浓度基本保持在30-40ppm之间，是比较合理的浓度，如再增加缓蚀剂用量，缓蚀效果增加不明显，反而浪费了药剂。
缓蚀剂投加剂量还需要根据观察管柱的腐蚀情况而定，中等腐蚀采用0.05*产水量，重度腐蚀采用0.1*产水量，液面高、液量高的采用0.07*产水量，液面低、液量低采用0.06*产水量。
例如A井日液27.3 M3，日水25.6 M3，动液面119米，属于重度腐蚀，通过计算投加药量为0.07*26=1.8kg，在现场操作中投加药量就控制在2-2.5kg，每天连续投加，如超过2.5kg，就会造成药剂浪费。从作业情况来看检泵周期延长230天，腐蚀的情况也明显减轻。
三、套管化学药剂管护效果
在目前生产管理中，套管化学药剂管护是做好稠油、结蜡及腐蚀等特殊油井的重要管护手段。根据油井的不同特点，精细制定加药、热洗计划，并根据起出管柱情况，不同季节生产特点随时对计划进行修订。
1.现状调查
官128区块油井的主要特点是油稠与腐蚀，平均粘度在1302mpa.S，平均密度0.959lg/cm3。根据原油物性进行化学药剂类别的筛选。
对原油密度大、粘度高，低液低能、含水较低的井投加降粘剂，这部分油井因为油稠极易造成回压升高、管线堵塞、杆打架等现象发生。通过多年来的摸索与实践，证明只要确保降粘剂的投加，确实可以起到降回压、降负荷，减少泵漏、控制躺井的目的。根据该区块油井原油物性资料和日常生产情况，对部分稠油、低产低液、低含水井制定了降粘剂加药计划。
对部分管柱存在不同程度腐蚀的油井通过做药剂配伍分析研究，制定了投加缓蚀剂护理措施，并根据腐蚀情况确定了加药量和周期，依據作业时起出管柱的腐蚀程度做好药剂量的调整。如：B 井于2012年4月检泵时发现抽油杆自下而上400米存在明显腐蚀现象，及时对该井投加了缓蚀剂的护理措施，腐蚀现象得到有效控制。
2.化学药剂制度调整需要注意的几点事项
2.1改变现用的加药方式使用掺水稀释药剂，防止高含氧水增加腐蚀结垢速率；严格控制倒地下掺水伴送的时间。
2.2对井口套管加药流程进行改造，安装L型套管短节，有效防止雨季井场低洼导致的套管灌水，确保特殊时期油井的正常生产。
2.3冬季地下掺水流程易冻堵，加装放空闸门，便于及时排出流程中残余液体。
四、结论与认识
1.同一口油井不能同时加入两种药剂，避免相互发生化学反应，影响使用效果。如确需使用两种药剂，须分别加入，且间隔时间在24小时以上。对于沉没度较大的油井，因为化学药剂在井筒中存在的时间较长，发挥作用也相对较好。
2.药剂加入后随时间的延长，井筒中浓度逐渐减小，发挥作用逐渐减弱。为此，无论哪种药剂，少量多次加入方式效果优于一次性加入，连续加入（点滴加入）的应用效果优于间歇式加入，即坚持小剂量、多次加入的原则。
3.若油层埋藏深、泵挂深，加药过程中需要拌着掺水加入；如遇油井无掺水时，可先将水溶性药剂用水稀释后再加入，油溶性清蜡剂加药后，倒地下掺水时间不易过长。
4.套管化学药剂护理制度需要根据油井生产变化进行及时调整与修订，以增强化学药剂与油井产出液的配伍性，确保油井的平稳正常生产，有利于延长检泵周期。
作者简介：刘淑梅，女，大港油田采油三厂三区采油高级技师。
关键词：化学药剂 加药量 动液面 检泵周期
一、前言
大港油田南部油田油藏特点是原油高粘、高凝、高含蜡，地层产出污水23840mg/l，矿化度高，且含有较高浓度的腐蚀性气体。油藏特点和原油物性增大了南部油田油水井及地面油水系统的维护难度，油田开发中经常存在油稠、结蜡、腐蚀等因素困扰，特别是进入高含水期，腐蚀更是给生产带来很大困难，应用有效的化学治理措施解决这些难题，成为油田生产的必然。目前现场实施套管化学加药是最有效、最可行的管理办法之一。但是在具体操作过程中，对于油井具体需匹配哪种化学药剂、需加药剂量数量、加药周期是多长时间等等，还需要进一步精细摸索与总结。
二、常用药剂及特性
1.油溶型清蜡剂
用于清除杆、管表面沉积的蜡，由有机溶剂（混苯、轻质油、醇醚）和活性剂以及少量高分子聚合物组成。其主要优点为：①溶蜡速度快，加入油井后见效快；②产品凝固点低，在冬季使用也很方便。其缺点是：①比重小，对含水高的油井不太合适；②具有强烈的刺激性气味和一定的毒性，加药过程中做好劳动保护。使用时采用间歇式加入原液，加药量、加药周期根据结蜡程度定。禁止用热水稀释，对结蜡严重井，药剂用量少则清蜡不彻底，需要定期大剂量加药或热洗。
2.水溶性降粘剂
水溶性降粘剂是利用乳化反转、分散及形成亲水膜等机理实现降粘。把降粘剂水溶液加入稠油中，经搅拌形成低粘度的相对稳定的水包油型（O/W）乳状液。降粘剂在任何比例的含水原油中均能发挥一定的降粘作用，但当原油含水低于30%时，水溶性降粘剂的作用并不明显，加药后倒入适量的地下掺水能发挥较好的降粘作用。加药用量需根据原油粘度确定，一般在300-800mg/L。使用时把降粘剂用热水稀释成0.5%-1%水溶液，直接加入油套环空。
3.缓蚀剂
缓蚀剂在金属表面能够形成一层吸附膜或沉淀氧化膜，把金属表面与水隔开，起到保护杆、管的作用。缓蚀剂是水溶性药剂，加药时可与水进行任意比例的混合；尤其是当所用药剂量较少时，为保证药剂应用效果，一定与较多的水混合，加药后倒地下掺水，保证药剂能完全流入井底。此类药剂见效慢、见效周期长，需要长期坚持加药，才能取得较好的效果。使用时需采用连续加药方式，以提高缓蚀效果。用量50-100mg/t，稀释倍数至少3倍。掌握投加药剂的浓度，对加药的效果起关键的作用。
目前生产现场有一种认识误区，认为投加药剂量多多益善，其实不然，各种药剂都需要与油井产液相匹配的合适浓度，才能起到最佳的防护效果。如缓蚀剂溶液油井推荐用量（d）=0.05-0.1Kg/M3*采出水量（M3/d），这样药剂在井筒中的浓度基本保持在30-40ppm之间，是比较合理的浓度，如再增加缓蚀剂用量，缓蚀效果增加不明显，反而浪费了药剂。
缓蚀剂投加剂量还需要根据观察管柱的腐蚀情况而定，中等腐蚀采用0.05*产水量，重度腐蚀采用0.1*产水量，液面高、液量高的采用0.07*产水量，液面低、液量低采用0.06*产水量。
例如A井日液27.3 M3，日水25.6 M3，动液面119米，属于重度腐蚀，通过计算投加药量为0.07*26=1.8kg，在现场操作中投加药量就控制在2-2.5kg，每天连续投加，如超过2.5kg，就会造成药剂浪费。从作业情况来看检泵周期延长230天，腐蚀的情况也明显减轻。
三、套管化学药剂管护效果
在目前生产管理中，套管化学药剂管护是做好稠油、结蜡及腐蚀等特殊油井的重要管护手段。根据油井的不同特点，精细制定加药、热洗计划，并根据起出管柱情况，不同季节生产特点随时对计划进行修订。
1.现状调查
官128区块油井的主要特点是油稠与腐蚀，平均粘度在1302mpa.S，平均密度0.959lg/cm3。根据原油物性进行化学药剂类别的筛选。
对原油密度大、粘度高，低液低能、含水较低的井投加降粘剂，这部分油井因为油稠极易造成回压升高、管线堵塞、杆打架等现象发生。通过多年来的摸索与实践，证明只要确保降粘剂的投加，确实可以起到降回压、降负荷，减少泵漏、控制躺井的目的。根据该区块油井原油物性资料和日常生产情况，对部分稠油、低产低液、低含水井制定了降粘剂加药计划。
对部分管柱存在不同程度腐蚀的油井通过做药剂配伍分析研究，制定了投加缓蚀剂护理措施，并根据腐蚀情况确定了加药量和周期，依據作业时起出管柱的腐蚀程度做好药剂量的调整。如：B 井于2012年4月检泵时发现抽油杆自下而上400米存在明显腐蚀现象，及时对该井投加了缓蚀剂的护理措施，腐蚀现象得到有效控制。
2.化学药剂制度调整需要注意的几点事项
2.1改变现用的加药方式使用掺水稀释药剂，防止高含氧水增加腐蚀结垢速率；严格控制倒地下掺水伴送的时间。
2.2对井口套管加药流程进行改造，安装L型套管短节，有效防止雨季井场低洼导致的套管灌水，确保特殊时期油井的正常生产。
2.3冬季地下掺水流程易冻堵，加装放空闸门，便于及时排出流程中残余液体。
四、结论与认识
1.同一口油井不能同时加入两种药剂，避免相互发生化学反应，影响使用效果。如确需使用两种药剂，须分别加入，且间隔时间在24小时以上。对于沉没度较大的油井，因为化学药剂在井筒中存在的时间较长，发挥作用也相对较好。
2.药剂加入后随时间的延长，井筒中浓度逐渐减小，发挥作用逐渐减弱。为此，无论哪种药剂，少量多次加入方式效果优于一次性加入，连续加入（点滴加入）的应用效果优于间歇式加入，即坚持小剂量、多次加入的原则。
3.若油层埋藏深、泵挂深，加药过程中需要拌着掺水加入；如遇油井无掺水时，可先将水溶性药剂用水稀释后再加入，油溶性清蜡剂加药后，倒地下掺水时间不易过长。
4.套管化学药剂护理制度需要根据油井生产变化进行及时调整与修订，以增强化学药剂与油井产出液的配伍性，确保油井的平稳正常生产，有利于延长检泵周期。
作者简介：刘淑梅，女，大港油田采油三厂三区采油高级技师。