一、概述
石油主要是由各种组份的碳氢化合物组成的混合物溶液，各种组份的碳氢化合物的相态随开采条件（压力和温度）的变化而变化，可以是单相液态，气、液两相或气、液、固三相共存，其中的固态物质主要是含碳原子数为16至64的烷烃（即CH～CH），这1334166433，熔m0.905t0.88t／m／～种物质叫石蜡。纯石蜡为白，略带透明的结晶体，密度为点在49℃～60℃之间。
石油结蜡不是白晶体而是黑的固体和半固体状态的石蜡、沥青、胶质、泥沙等杂质的混合物。 我国原油富含蜡，据统计，含蜡量超过10％的原油几乎占整个产出原油的90％，而且大部分开采原油蜡含量均在20％以上，有的甚至高达40％～50％。我国西部原油像吐哈、塔西南、火焰山的原油中，介于C～C间的石蜡几乎占整个蜡含量的50％。表1是我国7036大部分油田原油含蜡情况，从表中可见，我国大多数原油含蜡量都比较高。
表1 国内主要油田含蜡情况
油田 | 大庆 | 吉林 | 辽河 | 冀东 | 大港 | 华北 | 胜利 | 中原 | 南阳 | 江汉 |
含蜡量％ | 26.2 | 22.3 | 16.8 | 20.5 | 14.1 | 21.2 | 20.8 | 21.4 | 30.9 | 14.6 |
油田 | 江苏 | 四川 | 长庆 | 青海 | 玉门 | 吐哈 | 新疆东部 | 渤海 | 南海 | 沈北 |
含蜡量％ | 14.6 | 17.1 | 10.2 | 20.0 | 10.0 | 12.0 | 16.0 | 10.0 | 20.5 | 40.9 |
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二、油井结蜡原因及危害
1．油井结蜡的原因
油井结蜡有两个过程，先是蜡从油中析出，然后聚集、粘附在油管壁上。原来溶解在石油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于石油对蜡的溶解能力下降所致。一定量的石油，当其组成成分、温度、压力不变时，其溶解力也一定，能够溶解一定量的石蜡。当石油组份、温度 、压力发生变化，使其溶解力下降时，将有一部分蜡从油中析出。下面讨论影响油井结蜡的因素。
1）石油的组份
在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解力大于重质油的溶解力，原油中所含轻质馏分愈多，蜡的结晶温度愈低，即蜡不析出，保持溶解状态的蜡量就愈多。任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。因此，在高温时，溶解的蜡量，在温度下降时有一部分要凝析出来。在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的蜡结晶温度，可见轻质组份少的石油，蜡容易凝析出来。
2）压力和溶解气
在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低。在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力愈低，分离的气体愈多，结晶温度增加得愈高，这是由于初期分出的是轻组份气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重1
组份气体，后者对蜡的溶解力的影响较大，因而使结晶温度明显增高。此外，溶解气从油中分出时还要膨胀吸热，促使油流温度降低，有利于蜡晶体析出。
3）原油中的胶质和沥青质
试验结果表明，随着石油中胶质含量的增加，可使结晶温度降低，见表2。因为胶质为表面活性物质，可吸附于使蜡结晶表面上来阻止结晶的发展，沥青是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的微粒分散在油中，对使蜡结晶体起分散作用。显微镜的观察发现，由于胶质、沥青的存在，使蜡晶体在油中分散得比较均匀，不易聚集结蜡。但是，当沉积在管壁的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。
表2 胶质含量对蜡的初始结晶温度的影响
含量，％ 油管电加热装置型号含义如下： | 初始结晶温度，℃ |
蜡 | 胶质 | 煤油 | |
8 | － | 92 | 18.5 |
8 | 1 | 92 | 17.0 |
8 | 2 | 90 | 16.5 |
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4）原油中的机械杂质
油中的细小砂粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，使蜡晶体易于聚结长大，加速了结蜡的过程。油中含水量增高时，由于水的热容量大于油，可减少液流温度的降低，另外由于含水量的增加，容易在油管壁形成连续水膜，石蜡不易沉积在管壁上。因此，随着油井含水的增加，结蜡程度有所减轻。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中盐类析出沉积于管壁，有利于蜡晶体的聚集。
5）液流速度、管子表面粗糙程度和表面性质
油井生产实际表明，高产井结蜡没有低产井严重，因为高产井的压力高，初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒中热损失小，油流温度较高蜡不易析出，即使油蜡晶体析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。如管壁粗糙，蜡晶体容易粘附在上面形成结蜡，反之不容易结蜡。管壁表面亲水性愈强，愈不容易结蜡，反之，容易结蜡。
2．油井结蜡现象和结蜡规律
国内各油田的油井均有不同程度的结蜡现象，总结分析，大致有如下规律：
（1）原油中含蜡量愈高，油井结蜡越严重，某油田原油含蜡量为1.5％～5.0％的区域，二至三天清一次蜡，含蜡量在5％～8.6％的区域一天清蜡两次，含蜡量在8.6％以上者一天清蜡二至三次。
（2）油井开采后期较开采初期结蜡严重。
（3）高产井及井口出油温度高的井结蜡不严重或不结蜡，反之，结蜡严重。
（4）油井见水后，低含水阶段结蜡严重，随含水量升高到一定程度后结蜡减轻。
（5）表面粗糙的油管容易结蜡，油管清蜡不彻底的容易结蜡。
（6）出砂井容易结蜡。
（7）油井结蜡位置，自喷井和机械抽油井有所不同。自喷井油管中结蜡位置分布状况，从结蜡深度看某一深度（如800m）以下井中不结蜡（一般来说即油管下部不易结蜡），因为下部油流温度高、压力高、溶解气多，石油对蜡的溶解能力强。而某一位置（如700多米）开始结蜡，这是由于油流温度、压力下降，导致油对蜡的溶解能力下降所致，越往上2
结蜡越严重，但接近井口时结蜡减少，这是由于流体流速大，一部分蜡被流体带走所致。井口油嘴处也容易结蜡。机械抽油井最容易结蜡的地方是在深井泵的凡尔罩和进口处，及泵筒以下尾管处。
由于石油的组成复杂，油井的生产过程各不相同，温度、压力的变化和溶解气的逸出等也都比较复杂，因此对油井结蜡过程和结蜡规律的认识还需要不断深入和提高。
3、油井结蜡产生的危害
由于原油含蜡量高的原因，使油层渗透率降低。油气开采中，蜡从油中分离淀析出来，不断的蜡沉积便导致堵塞产油层、油井产量下降，甚至造成停产，给生产带来麻烦。油井结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一，寻求更合理的方法以解决油气生产中遇到的问题，便成为油田开发中急需解决的课题，油井的防蜡和清蜡是油井管理的重要内容。
三、油井清防蜡技术
油井的清防蜡方法很多，常用的清、防蜡方法包括机械法、化学法、物理法以及这几种方法的综合措施。最早是采用机械刮蜡法，后来发展到热油或蒸汽热洗，如，锅炉车、泵车、清
蜡车等传统设备进行热力清蜡。随着各种清防蜡剂的研制成功，化学法清防蜡技术得到广泛应用，近期又发展为细菌清蜡。在物理法应用方面，主要开发出电热清蜡、磁防蜡以及超声波清蜡
油井防蜡剂的使用原则是：固体蜡从原油中析出后，在粗糙的管壁上滞留，而后因蜡不断沉积使之逐渐加厚。防蜡剂的作用在于减少晶体间粘结力，达到防治蜡沉积的效果。
严格地说，清蜡剂和防蜡剂功能是不相同的。清蜡剂必须突出清蜡效能，防蜡剂则必须突出防蜡效能。但是兼具这两种功能的系列清防蜡剂，在油田生产中也起了很好的作用。不过由于原油的多组份复杂性，各个油田原油组成不同，因此防蜡方法也多种多样。
本文只对一些特殊方法作一介绍
1、机械式自动清蜡器清蜡工艺
抽油井自动清蜡器，是借助于抽油杆上下冲程运行实现自动清蜡，无需专人看管，不需采取其它任何清防蜡措施，每口井只安装一套该型自动清蜡器就可达到保持油井稳产、高产之目的。
1）结构
如图1所示，主体（见图2）是该清蜡器的核心部件，主体两端各有两个步进簧，完成与抽油杆的动力转换，并清除抽油杆积蜡；连刀体是主体的核心部件，将主体的各部件 一联成体，连刀体刀口完成对油管的刮蜡动作；换向齿完成主体与油管 控制换向齿作单向运动。的动力转换和主体与换向器的转换功能；复位弹簧与换向齿相连，3
2）工作原理抽油井自动清蜡器的主体运动主要是依据机械原理中的爬行理论而工作。主体两端的由摩擦力带动主体运行；步进簧卡抱在抽油杆柱上，与抽油杆柱发生摩擦并清除杆柱
积蜡，此时换向齿在复位弹簧的作用下，楔向油管，使主体单向运行，直到主体运行到换向器的 扩腔中换向齿才直立，而后换向做反向运行；同时连刀体对油管内壁积蜡予以刮除。在抽油杆柱向下运动时，主体随抽油杆柱向下运动，而当抽油杆柱向上回程时，由于换向齿的单向作用，使主体与抽油杆柱发生相对滑动而保持主体原地不动，当抽油杆柱再次向下运行时，主体再次随抽油杆柱一起向下运行一个冲程，这样往复运动后，主体即可进入安装在结蜡区下端的下换向器中。在下换向器中，主体随抽油杆柱向下的运动被禁止且使主体上的换向齿换向，主体只随抽油杆柱向上单向运动。当主体随抽油杆柱步进到安装在结蜡区上端的上换向器后，由于换向器的作用，主体再次发生换向动作，主体这样往 复换向，循环运行，即可达到清蜡除垢之目的。 、油管电加热清防蜡技术2油管加热技术是针对稠油井、高凝油井、结蜡油井生产中出现的难题，而研制的一种）。它是利用正常生产油新型技术，该技术已获得国家发明专利（专利号：ZL96115994.4高凝油、直接加热井筒内的液体，解决了稠油、井中的油管做热源体，将电能转化为热能， 结蜡井生产过程中举升难的问题。油管电热清蜡技术采用集肤效应原理，当工频交流电流流过铁磁性材料钢管时，由于集肤效应的作用，使钢管的过电有效截面积减少，交流电阻抗显著增大而发热。集肤效应就导线连接和加热管布局方式来讲，有两种形式：一种是电源通过导线连接在加热管的外部，这时电流集中
在加热管的外表面，即外集肤电流加热法；另一种是导线从加热管内部 穿过连接在电源上，这时电流集中在加热管的内表面，即内集肤电流加热法。把油管和套管作为工频电流的回路，油管是外集肤加热，套管是内集肤加热。因套管倍，但二者的电阻率基本相同。直径大于油管直径，一般套管截面积是油管截面积的2.64油管上的电压降远大于套管上的电压降，因而系统产生的热量大部分都集中在油管上，系 统热效高，热能损失小，从而达到电热清蜡的目的。本技术安全、性能可靠、操作方便、热效率高、用电量少于其它电加热技术，是一项 开采稠油、高凝油、结蜡油的行之有效的方法；本技术可根据用户要求，与抽油控制系统联合，采用温度、时间闭环控制，做到加热 系统与抽油机控制系统联合智能控制。4
）系统的组成1所3系统组成如图示，由电源变压器、控制柜、地面电缆、井口密封器、井下电缆、绝缘隔离管、油管、套管、油套管接触器及油管扶 正器等组成。 2）工作原理：统热系在油管加中，电源变压器供给系统能量，电能由电源变压器输出，经控制柜隔离调整后，将电能经地面电缆传输到密封器，由密封器经地下电缆将能量传送到油管，再经油管下部的油套接触器与套管连通，形成一个完整的回路。由于油管本身具有阻抗，当电流流过油管时，油管将发热，因此，本系统用油管做热源体，将电能转化为热能，直接加热井内的液体；绝缘隔离管连接上下油管，保证地面设施与地下带电油管的绝缘安全；油管扶正器安装于油管 上，保证了油管与套管隔离，同时地面设施直接接地，确保了地面设施的安全。 3）产品型号
04 ——□ / □YJJ □ 泵下加热代号：P
加热装置的额定输入工作电压
加热装置的额定功率
设计代号
油管加热装置（交流） 4）主要性能参数：
表3油管加热装置产品规格及技术参数
规 格 | 输入电压V | 输出电压V | 输出电流A | 加热深度m | 额定容量kW |
YJJ04-50/6000 | 6000 | 0～220 | 300 ～0 | 800 | 50 |
YJJ04-75/6000 | 6000 | 800 0～ | 0～300 | 1200 | 75 |
YJJ04-100/6000p | 6000 | ～0380 | 300 ～0 | 1600 | 100 |
YJJ04-150/6000p | 6000 | 660 0～ | 300 0～ | 2500 | 150 |
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3、声波降粘防蜡技术
它是利用机械声波装置振动波场的作用，使进入油管原油减缓蜡晶析出的速度，从而5
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