第八章 防蜡剂

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1、第八章清防蜡剂第一节基本性质原油中含蜡量高是造成油井结蜡的根本原因。油井结蜡如不及时清除就会造成油管堵塞、使油井产 量下降、严重时还会堵死油井。所以防蜡和清蜡啊是油井日常管理的一项重要和经常性的工作。合理及 时的清防蜡措施是油井正常生产的重要保证。油井清防蜡方法很多，在油田开发过程中，曾先后试验推 广过机械清蜡、热力清蜡、磁防蜡、化学清防蜡等油井清防蜡措施，这些措施的试验和推广，都在一 定程度上促进了油井清防蜡水平的提高，保证了油井的正常生产。随着油田化学助剂理论研究的深入 和发展，化学清防蜡在各种清防蜡措施中占据了主导地位，具有工艺简单、现场应用方便、清防蜡效率 高、清防并重，并且不影响油井

2、正常生产等优点。但是，由于原油物性及油井开采状况的复杂性，不同 区块、不同油井、油井开采的不同时期，油井的结蜡状况也各不相同，油井的清防蜡工艺也应随时调整， 况且不同的清防蜡措施对油井具有不同的适应性，因此，应根据不同的区块，不同的油井状况选择合理 的清防蜡措施，并且应结合现场中出现的新问题研究开发新型化学清防蜡剂。一、蜡的化学组成及性质油管内凝结的蜡其化学成分主要是固体烃类化合物，是由C料到CK的烷烃和环烷烃类化合物所 组成，其次蜡中还夹杂着胶质、沥青质、水及机械杂质等。没有经过提纯的蜡是有颜色的，这是因为蜡质里含有胶质、沥青质及含硫化合物等。纯蜡是无色、 无味的。蜡不溶于水和酒精中，但能溶

3、于四氯化碳、苯及石油产品（石油醚、汽油、柴油及煤油）中。二、油井结蜡的危害各油田生产的原油含蜡量多少不一，据有关资料表明：我国和世界各国生产的原油含蜡量大多数超 过2%。渤海BZ34油田含蜡量在10%.以上，渤西油田含蜡量达14%.，其中4DS井含蜡量高达21%.。大庆油 田原油含蜡也在20%以上。原油中的石蜡在油层中处于一定温度、压力及溶解气量的条件下，溶解在原油中。在油田开发过程 中，原油从油层流向井底，由井底流向地面的生产过程是压力和温度下降的过程。当蜡从原油中析出就 有可能粘附在油层岩石颗粒表面上，减小甚至堵塞油流通道，增加油流阻力，影响油井正常生产。结蜡 严重时还会使井下及地面设备内

4、结蜡甚至堵死而被迫停产。有些结蜡严重的油井，每天需清蜡34次，每次需清蜡12小时这给采油工作带来很大的工作量， 油井结蜡也严重影响油井的生产水平，给油井生产的自动化管理增添新课题。三、油井结蜡的影响因素1原油组分和温度的影响原油中所含轻质馏分愈多则蜡的结晶温度就越低，蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。图8-1为汽油、原油、渣油在不同温度下溶解蜡试验。4.54.0由图中可以看出，在同一温度条件下，含蜡高于轻油的结晶温度。图8-1三种不同溶解度蜡量度的关系曲线质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力。任一种油对低而减少。因此，任高温时溶的蜡量，在温度降低时将有一部分蜡要凝析出来。蜡的溶解量随着温

5、度降同时也可以说明在同一02压力和溶解气的影响|,: II- ：3 I， ，-I-.在压力高于地层饱和压力的条件下，原油中的溶解气和轻质成分不易挥发，压力降低时也不会脱气， 蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，如图8-2曲线的AB段；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，使初始结晶温度升高，如图8-2曲线的AC 段。压力愈低，蜡结晶温度增加得愈高，这是由于初期分出的轻组分气体甲烷、乙烷等，后期分出的是 丁烷等重组分气体，后者对蜡的溶解能力的影响较大，因而使结晶温度明显偏高。另外溶解气从油中分 出时还要膨胀、吸热，使油流温度降低有利于蜡晶析出。

6、图8-2初始结晶温度与压力、,溶解气的关系（图中曲线1-底层油，曲线2-脱气油，R-溶解油气比，底层油含蜡量4.51%,胶质2.85%）3原油中胶质和沥青质的影响原油中都不同程度地含有胶质、沥青质，尤其在高凝、高粘原油中含量相当高，胶质和沥青质影响 着蜡的初始结晶温度和蜡的析出过程及结在管壁上的蜡性。实验证明，随着原油中胶质含量的增加，蜡 结晶温度降低，见表8-1，因为胶质为表面活性物质，它可吸附于石蜡表面上，从而阻止结晶继续增大。 沥青质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于油中，对石蜡晶体起着良好的分 散作用。在显微镜下观察，由于胶质、沥青质的存在，石蜡晶体在油中分散得比

7、较均匀且与胶质结合的 紧密，不易聚集结蜡，但是当沉积在管壁上的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。表8-1胶质含量对蜡的初始结晶温度的影响含量，%初始结晶温度，。C蜡胶质煤油809218.5819117829016.54原油中机械杂质和水的影响原油中机械杂质和水对蜡的初始结晶温度影响不大，但油中的细小砂粒和机械杂质将成为石蜡析出 的结晶核心，石蜡晶体易于聚集长大，加速了结蜡的过程。油中含水增高时，由于水的热容量大于油， 可减少液流温度的降低，另外由于含水量增加后易在油管壁形成连续水膜，而不利于蜡沉积到管壁上。因此随着油井含水量的增加，结蜡程度有所减轻，当含水量高于35%时，结蜡量

8、已经很少。如图8-3蜡 沉积与原油含水量的关系。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中的盐类析出沉积于管壁有利于晶 体的聚集。此图是利用“管式结蜡仪”测得的室内实验结果，水中含1%的水溶性防蜡剂。5液流速度、管子表面粗糙度和表面性质的影响油井生产实践表明高产井没有低产井结蜡严重，这是因为一般高产井的压力高，脱气少，初始结晶 温度较低，同时液流速度大，井筒中热损失小，使油流在井筒内保持较高的温度，蜡不易析出，即使有 蜡晶析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。另外油管壁的表面性质对结蜡也有很大影响。管壁粗糙 蜡晶体容易粘附在上面形成蜡，管壁越光滑越不易结蜡。管壁表面亲水性越强越不容易结蜡。在同样条

9、 件下，玻璃油管比普通钢管油管的防蜡效果要好。这是因为在光滑表面上蜡的结晶不易粘附因此不易结 蜡。四油井结蜡规律(1) 油井含蜡量越高，油井结蜡越严重。(2) 油田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，反之结蜡严重。(4) 油井见水后，低含水阶段油井结蜡严重，而含水上升到一定程度后，结蜡有所减轻。(5) 表面粗糙的管壁比表面光化的管壁容易结蜡。油管清蜡不彻底的容易结蜡。(6) 出砂井容易结蜡。(7) 自喷井结蜡严重的地方不是井口，而是在油管的一定深度上。抽油井最容易结蜡的地方是在深井泵 的阀罩和进口处，或在泵筒以下尾管处。五防止油井结蜡的方法防止油井结蜡一是

10、要防止石蜡从油中析出，二是防止析出的蜡晶体聚集和粘附在管壁上。防止蜡从石油中析出就要防止油流的温度、压力降低以保持油对蜡的溶解能力不下降，通常只能控 制井底压力以减少蜡的析出。更多的防止结蜡方法是防止蜡晶体聚集和粘附在油管壁上。主要有以下方 法。1增加油流速度自喷井用较小直径的油管采油，在产量不变的条件下使流速增加，把更多的蜡晶体带出油井减少油 井结蜡，这种方法适用于小产量的自喷井。抽油井可采用空心抽油杆采油来提高油流速度，这种方法受 到设备材料的限制，不能广泛采用。增加油流速度也有不利的方面，就是流速增加将会使压力损失加大，石油中溶解气大量逸出，油流 温度下降，将有更多的蜡从油中析出，给防蜡

11、带来困难。2玻璃衬里油管及涂料油管防蜡玻璃衬里油管就是在油管内壁上衬一层0.51.0mm的工业玻璃，玻璃衬里是SiO2、Na? CaO、AlQ、 B2O3等氧化物烧结而成，玻璃表面是羟基化的，具有亲水憎油性能，再加上绝热性能好和表面光滑，蜡 不容易粘附在上面，可延缓结蜡速度，延长清蜡周期。使用时不应与含氢氟酸的介质接触，以防止玻璃 衬里被腐蚀。涂料油管就是在油管内壁涂一层固化后表面光滑、亲水性强，与管壁粘合牢固不易脱落的涂料。聚 氨基甲酸酯是目前应用较多的一种涂料，它可延缓结蜡速度，延长清蜡周期。玻璃油管和涂料油管的防 蜡作用主要是使管壁表面光滑和改善管壁表面的润湿性(达到亲水憎油)，可延长油

12、管的结蜡周期，但 不能解决抽油杆的结蜡问题。3强磁防蜡器防蜡磁化技术在油田防蜡方面的应用是根据磁学理论，首先从原油被磁化后粘度与温度关系的变化，发 现其降粘与防蜡效果。磁化防蜡是一种物理方法，在60年代原苏联进行了大规模的研究与试验，见到了 好的效果。原苏联在油井中进行了永磁体反交变电磁场的防蜡试验，都有一定的效果，室内试验表明， 磁化后石蜡初始结晶温度明显降低，对石蜡抑止率达20%25%。原苏联和美国的研究成果都表明，防 蜡效果主要取决于磁场强度，即应当有高性能的永磁材料。关于磁防蜡的机理研究得少尚无统一理论认 识，仅就其基本理论进行分析。3.1强磁防蜡原理分析原油经过磁化处理后，使本来没有

13、磁矩的反磁物质（石蜡），在磁场的作用下产生了附加磁矩，干扰 和破坏了石蜡分子中瞬间的取向，削弱了石蜡分子间的作用力，抑制了石蜡晶核的生成，阻止了石蜡晶 体的生长使其不易搭成骨架，破坏了蜡晶间的聚结，达到防蜡目的。3.2强磁防蜡器的分类和应用范围目前国内外采用的磁防蜡器主要有电磁式和永磁式两大类。在油田中应用无论是自喷井或抽油井， 由于电磁式装置操作复杂，因而使用很少。永磁式防蜡器是采用由永磁体构成磁场的方式，不需要电源 等附属设备，安装使用方便，倍受现场欢迎，目前我国各油田均使用永磁式防蜡器。强磁防蜡一般适用 于油井产量高、结蜡严重、清蜡周期短的中低含水井。4化学防蜡油井结蜡可分为三个阶段，第

14、一阶段是蜡晶在一定条件下从石油中析出，这一阶段称为蜡析出阶段； 第二阶段是析出的蜡结晶在一定条件下聚集长大，这一阶段称为蜡聚集长大阶段；第三阶段是聚集的蜡 块在管壁上沉积，这一阶段称为蜡沉积阶段。当然结晶的蜡也可以在油管壁上析出，而后聚集长大直至 堵死油管。根据结蜡过程可采用不同化学药剂进行防蜡。4.1抑制蜡结晶析出法（溶剂型防蜡剂）蜡从油中析出主要是由于油井压力、温度及溶解气等条件的变化，减弱了油对蜡的溶解能力，石蜡 在油中的溶解度降低因而过多的蜡从油中析出。如果能提高油对蜡的溶解能力，蜡结晶就不会从油中析 出。溶剂法就是抑制蜡结晶析出的最有效的方法，目前国内外采用的溶剂有二硫化碳、四氯化碳

15、、苯、 二甲苯、汽油、混合芳烃、凝析油、煤油等纯溶剂型防蜡剂。在此基础上又发展了乳剂型及溶剂和表面 活性剂复配型的清蜡剂。4.2抑制蜡结晶聚集长大法（改变蜡结晶状态法）4.2.1稠环芳香炷型防蜡剂稠环芳香烃是指那些有两个或两个以上苯环分别共用两个相邻碳原子而成的芳香烃。例如等都是稠环芳香烃，它们主要来自煤焦油。稠环芳香烃的衍生物，如:等都有稠环芳香烃的作用。稠环芳香烃型防蜡剂主要通过参加组成晶核，从而使品核扭曲，不利于石蜡结晶的继续长大而起防 缩作用。稠环芳香烃可溶于溶剂中再加到原油中使用，也可加入加重剂袱后成型，做成棒状或粒状，投 入井中使用。为了控制防蜡剂在油中的溶解速度，可将稠环芳香烃及

16、它的衍生物适当复配。4.2.2表面活性剂型防蜡剂这一类型防蜡剂有两类活性剂，即油溶性活性剂相水溶性活性别。油溶性活性剂是通过改变蜡晶表 面的性质而起作用的。当这种类型的防蜡剂加入油井后，能够吸附在蜡结晶表面，便它变成极性表面（图 84）形成极性表面薄膜，防止晶体微粒聚集长大，使微粒处于分散的油中可被油流带走，不利蜡分子 的进一步沉积，达到防蜡目的。水溶性活性剂是通过改变结蜡表面（如油管、抽油杆和设备表面）的性质 而起作用的。由于溶于水的活性剂可吸附在结蜡表面，使它变成极性表面并有一层水膜，不利蜡在其上 沉积。可见，活性剂是通过改变百蜡表面或结蜡表面的性质来达到防线的目的。油涪性活性剂型防蜡剂

17、主要为石油磁酸盐和胺型活性剂。水溶性活性剂型防蜡剂主要是季铵盐型、平平加型、oP型、聚醚型和 吐温型活性剂，也可用硫酸酯盐化或破烃基化的平平加型活性剂和oP型活性剂。蜡表由这种类型防蜡剂 通常具有破乳、润湿、渗透、石蜡分散等性能的多种表面活性剂的复合物。例14有一抽油井、检泵后日产油20t，但由于油井结蜡，产量逐渐下降，后来用活性剂处理，活 性剂为2040，浓度为0.05%，每产100t原油加1020m32040水溶液。注入后，日产油增至22t，不结蜡， 生产正常。4.2.3高分子聚合物型防蜡剂如这类防蜡剂通常都是油溶型的，这一类型防蜡剂都是油溶性的，具有石蜡结构链节的，支链线型 的高分子。当

18、它溶于原油中时，这些高分子聚合物在浓度很低的情况下，就能够形成遍及整个原油组织 中的网络结构，而析出的石蜡微晶（晶核）就吸附在网络结构上，而石蜡就在网络结构上析出，并彼此 分离，干扰了石蜡结晶的生长，改变了石蜡的晶型，使之不能互相聚结长大，也不易在钢铁表面沉积， 而很易为油流带走，达到防蜡目的。所以将此类高分子聚合物亦称为石蜡结晶改进剂。这种类型的防蜡 剂，国内外主要采用的是聚乙烯、聚丙烯、聚异丁烯和乙烯1醋酸乙烯酯的共聚物等。高分子防蜡剂的 使用浓度一般为5200mg/l.高压聚乙烯是一种高分子型防蜡刑。由于高压聚乙烯是在高温、高压和氧引发下聚合而成，所以它 不是直链线型结构，而像图85所示

19、那样，是支链线型结构与高压聚乙烯结构类似，因而有防蜡作用 的高分子还有许多。4ch achzchy图86乙烯与羧酸乙烯酯共聚物CHlCH dWc%C*vRKfI-vCH CHrXCH 3ch *COOR w& 图88乙烯与丙烯酸酯共聚物CH,-CH3一Cil2 7 m-CH2CrCOOR图89乙烯与甲基丙烯酸酯共聚物图8-10烷基奈聚合物CH?CH-CHaCHp-jOOH)TR j Ci * CjsCH2CH- iCOOR COOHR,G f 图8-12乙烯、羧酸乙烯酯与乙烯酸共聚物CHw H为CH?=-CHOCHa COQR COORR：CS J图8-13乙烯、乙烯甲基醚与顺丁烯二酸酯共聚物

20、因为高分子聚合物型防蜡剂的防蜡原理是通过防蜡剂和原油中的蜡共结晶来改变蜡晶状态，所以这 种防蜡剂必须在高于原油浊点的温度下加入才有效。所谓原油的浊点是：随着含蜡原油温度的下降，蜡 晶刚刚开始析出的那个温度，通常也称为初始结晶温度或析蜡点。原油浊点的确定，一般认为是粘温曲 线的突然转折点。上面讲的三种类型的防蜡剂都是外加的。实际上，原油中的胶质、沥青质本身就是防蜡剂。胶质、 沥青质不是单一物质，它们是结构复杂的非烃化合物(分子中除含碳、氢外还含氧、硫、氮等元素)的混 合物。胶质分子量较低(5001500)，沥青质分子量较高(1500500000)。沥青质是胶质的进一步缩合 物。在胶质、沥青质分子

21、中既有极性部分，也有非极性部分(如图814)。所以它们是天然活性剂。胶质和低分子量的沥青质溶于油中，它们像外加活性剂那样起防线作用， 而高分子量的沥青质不溶于油，它以微小固体颗粒的形式分散在油中。这样的沥青质可作为晶核。当它 含量足够高时，可使石蜡结晶形成许多细小的结晶颗粒分散在油中而被带走，同样有防治作用。由于原 油总台有一定数量的胶质、沥青质，所以外加的防蜡剂，都应该看作是在胶质、沥青质配合下起防蜡作 用的。5热防蜡电热防蜡：一般是以油井加热电缆、井下电热器或对油管、抽油杆通电，让电能转化为热能供给油（图中.为炭原子及相应数的氢原子）流热量，使其温度升高达到防蜡、清蜡的目的。此法曾在油田上

22、应用取得良好的效果，但由于电缆耗电 量大，成本高、使用寿命不长、没有得到推广。井下电热器和直接用油管、抽油杆通电加热也因耗电量 大、成本高而未得到推广。6油井清蜡工艺技术6.1机械清蜡技术主要清蜡工具与设备有刮蜡片、麻花钻头、毛刺钻头、钢丝及电动绞车等。定期刮蜡适应于自喷井 和斜井清蜡，施工简单，成本低。6.2热力清蜡技术主要用热介质加热循环清蜡。常用的有热洗锅炉车、空心抽油杆和热载体水力活塞泵及热油循环清 蜡等。适用于自喷、抽油井和各种定向井、丛式井及原油粘度高、蜡性复杂的油井。6.3化学清蜡技术在油套环形空间加入化学剂，使之在原油中溶解混合，改变蜡晶结构或使蜡晶处于分散状态，目前 已成为一

23、种有效的清防蜡技术。常用的化学剂有油溶型清防蜡剂和水溶型清防蜡剂、乳液型清防蜡剂和井下EVA固体防蜡棒等。6.4微生物清蜡技术微生物清蜡是近几年发展起来的新技术，用于清蜡的微生物有食蜡性微生物与食胶质和沥青质性微 生物的放线菌、真菌、酵母菌，在吉林和大港、辽河等油田应用，增油效果好、成本低，已建立了微生 物研究、筛选、培养和生产基地。6.5化学油井清防蜡剂化学清蜡就是借助于化学药剂的作用达到清蜡的目的。此方法清蜡彻底、成本低、工艺简单、效果 好、周期长、适用范围广（自喷井和抽油井）。化学清蜡是一种很有前途的清蜡方法。化学清蜡剂主要 有油基清蜡剂（溶剂型清蜡剂）和水基清蜡剂两大类。6.5.1油基

24、清蜡剂这是一类蜡溶量很大的溶剂，主要为芳香烃、如苯、甲苯、乙苯、异丙苯等，也可用混合芳香烃， 如石油烃的重整馏分、煤油的提取物和煤焦油的芳香烃。通常使用苯、甲苯。还可用煤油、柴油等石油 馏分。油基清蜡剂的缺点是有毒、易燃、使用时不够安全。油基清防蜡剂由于其闪点低、易燃易爆的隐患 始终是存在的，这已成为其致命弱点（大庆油田曾出现在使用油基清防蜡剂过程中，由于操作不当引起 火灾，导致车毁人亡的严重事故）。6.5.2水基清防蜡剂（1）水基清防蜡剂的性能与作用原理水基清防蜡剂主要由蜡晶改进剂、分散剂、助溶剂、稳定剂及各种表面活性剂组成的混合物。主要 用于高含水期油井的清防蜡。加入量为10%时，其防蜡率

25、通常可达60%以上。该剂在延长油井热洗周期 的同时，还可作为水基洗井液、水基降粘剂使用水基清防蜡剂的作用原理与油基清防蜡完全不同，其过程基本上分两部分：将其加入油井中，蜡晶 改进剂和分散剂可通过蜡块的缝隙渗入进去，使蜡块与井壁的粘附力减弱，致使壁上蜡块脱落，再继续 使晶粒变细、分散而随采出液流出油井，从而起到清蜡作用。水基清防蜡剂的防蜡作用机理：该剂中的表面活性被吸附在金属表面（如井壁、抽油杆）润湿金属 表面，使其成为极性表面而非极性的蜡晶在金属表面的吸附和沉积，达到防蜡目的。（2）水基清防蜡剂的特点不含硫、氯，不腐蚀设备；闪点高，使用安全；比重大（一般大于1.0），对高含水原油可以从套管 加

26、入并易沉入井底。稳定性好，易于运输、贮运和保管。（3）水基清防蜡剂的使用方法含水超过60%的油井，进行热洗后，将本品直接从套管加入，第一次加入量为150公斤，此后一个 月加4次，每次加入25公斤即可达到油井的清防蜡目的。含水低于60%的油井，可将本品稀释成或更 低浓度的溶液，从油井套管加入，加入量和次数，视油井产量而定，一般保持在4/10万的浓度最为合 适。第二节评选操作规程一、清防蜡剂室内评价清防蜡剂的室内评价方法，通常采用的是测定加药前后原油的凝固点（倾点）及粘度的变化;显微 观察蜡晶变化；破乳试验；进行冷板或冷管结蜡试验；做动态模拟试验等。1动态模拟试验动态模拟试验往往用于表面活性剂型防

27、蜡剂的防蜡评价，试验装置见图8-15。装置中循环油泵及 恒温（循环）水泵的电源电压必须稳定，以保证油、水的流速恒定。恒温水浴的恒定温度高于原油倾点 5C。水套中恒温循环水的温度低于原油倾点5C。原油循环2小时，最后将结蜡管中的沉积物熔化、 收集并称重，计算各种药剂配方的防蜡效果（以防蜡率表示）：防蜡率=（空白结蜡量-加药后结蜡量）/空白结蜡量。通常室内防蜡率大于45%时，才能作为现场试验的配方。2冷板及冷管结蜡试验冷板及冷管结蜡试验往往用于高分子聚合物型防蜡剂防蜡效果的评价，冷管结蜡测定仪示意图见图8-16。试验步骤：在原油高于其浊点1015C的温度下，加入防蜡剂，然后在搅拌中慢慢降温并最后恒

28、定在浊点以n16冷管结蜡测定仪示意图油虫L5C，水温控制在原或管，测出结蜡量，计算出防蜡率。剂。清防蜡剂现场操作规程ZI1油田现场情况调研服务工呈师熟悉现药泵的冲程程参数，监点以T5C，原1的搅拌出测试板油伸去，筛选出LX-1防蜡就西1足等信息；了解现场加以及取录取现场试验前的流试验2h，油、水处理；掌握油田现0min，总、加药,排量等参数解现场加药罐的容积封性位计性能等，情 测各级原油处理器进出口的原油含水/水中含油数据和各个加药点的药剂剂注;服务工程师通过查阅现场相关设备运行记录以及生产记录、生产报表，了解油田生产动态，并填写油 田现场调研记录表；服务工程师通过现场监测及查阅现场化验记录，

29、了解破乳剂现场应用情况，并填 写油田现场调研记录表；服务工程师根据调研结果编写油田现场调研总结报告，报告中应包括 调研目的、调研内容、存在问题、结论及建议等内容，提交项目经理审核，化学总监审批后将报告提交 给技术部审阅，并提交顾客主管；服务工程师将资料在公司进行存档。2原油清防蜡剂现场评选 2.1方法提要清防蜡剂防蜡率测定传统方法为倒杯去，倒杯法的原理是:在析蜡点温度下原油中的蜡会在杯壁 上析出，通过测量加或不加清防蜡剂时的蜡析出量，来计算防蜡率。2.2原油样品处理(1) GB/T4756石油和液体石油产品取样法(手工法)的有关规定取得有代表性的试样;(2) 将原油样品放入30C的恒温水浴中，

30、预热至水浴温度，再恒温0.5h，同时进行搅拌。若原油样 品中有游离水存在，则先将游离水分出，再搅拌均匀后使用；(3) 取(2)中的乳化油测其原始粘度。2.3药剂和设备(1) 乙醇，化学纯(2) 二甲苯，化学纯(3) 清防蜡剂小样(4) 石油醚(6090C)(5) 微量注射器(6) 量杯(0250ml)(7) 注射器(050ml)(8) 穿刺针头(9) 天平：感量0.01g(10) 恒温水浴：控温精度1C(11) 电动振动机：频率200250次/min，水平振幅36mm(12) 自动混调气：转速4000r/min2.4操作步骤(1) 将处理后的原油倒入250ml量杯中，加盖后放入恒温水浴中预热，

31、使量杯中油样温度升至预定 的脱水温度。此温度用装有样品的空白对照瓶中温度计测量，恒温水浴液面应高于量杯中油样液面；(2) 用微量注射器吸取定量原油防蜡剂试样，分别加入(1)中所述的量杯中，对每种原油防蜡剂 样品进行实验时应设立平行样；将加有原油防蜡剂试样的量机械振动或人工振动，振动强度及次数根 据原油物性确定，振动后松动瓶盖放入恒温水浴中静止析蜡。(3) 测定杯壁上的蜡析出量；(4) 试样在确定时间下(一般取现场有效停留时间)的防蜡率按下式计算：(5) X=m1/m2 (1)(6) 式中：X-油样的防蜡率；(7) m1-加药油样的蜡析出量(g)；(8) m2-空白油样的蜡析出量(g)。(9)

32、重复性与再现性。同一操作者，用同一试样，在相同条件下，重复测定两次，两个防蜡率结果 之差不应超过20%；不同操作者，用同一试样，在相同条件下，重复测定两次，两个脱水量结果之差 不应超过30%；(10) 评选完成后，并通过对原油破乳剂现场评选数据的分析，明确试验结果，编写原油清防蜡剂 现场评选报告；(11) 原油清防蜡剂现场评选报告经项目经理审核，技术部项目负责人审批后，由项目经理提交 甲方，同时征询甲方对于原油破乳剂进一步开展现场试验的意见。3原油清防蜡剂现场实验(1) 项目经理根据原油清防蜡剂现场评选报告、任务通知单及甲方的相关要求，组织编写 原油清防蜡剂现场试验设计，设计应包括试验目的及依

33、据、试验时间及地点、建议加药量及加药点、试验需准备药剂量、准备及分工、试验过程、数据录取、异常情况处理、安全注意事项、作业风 险分析及预防措施、应急预案、药剂MSDS等内容；(2) 原油清防蜡剂现场试验设计经项目经理审核后，提交化学总监审批、技术部审阅，同时提 交MSDS由顾客主管批准。待顾客主管同意采纳并批准后，服务工程师进行现场试验的准备工作；(3) 项目经理向服务工程师下达任务通知单；(4) 项目经理负责服务人员的工作分配和安全教育，负责出海登平台相关事宜的办理；(5) 服务工程师填写出海人员作业审查表；(6) 服务工程师根据试验设计内容，准备试验过程中所需相关物品；(7) 服务工程师到

34、现场后介绍工作目的及现场工作安排，提交工作计划，并向其提交MSDS，并 且与现场操作人员进行沟通，使其了解具体试验安排以及试验过程中的安全注意事项；(8) 根据原油清防蜡剂现场试验设计，同时为保证清防蜡剂替换期间的流程平稳且体现新型清 防蜡剂的优越性，所选择的破乳剂注入量比在用清防蜡剂注入量略少或相同。在清防蜡剂完全替换后， 应观察原油处理系统12天或根据现场流程实际情况确定观察时间。服务工程师根据现场流程的变 化情况及时向项目经理和海上监督反馈，并与海上监督进行协商，针对具体情况调整各药剂注入点的 注入量。(9) 在清防蜡剂试验期间，服务工程师需24小时密切监测现场流程，录取各级分离器相关参

35、数(温 度、压力、界面、电流等)，关注各级分离器水相阀门开度的变化情况。在各级分离器出口每2-3小 时取样一次，测定防蜡率，必要时需加密取样、分析，并将化验结果和流程情况及时向项目经理和海 上生产监督汇报，并及时采取相应措施。(10) 试验过程中，服务工程师需每天将工作的进展情况、工作中存在的问题、工作计划等内容以工 作日报的形式向项目经理、技术部项目负责人以及甲方生产主管人员汇报。(11) 现场试验完成后，服务工程师根据实验数据及试验过程编写清防蜡剂现场试验总结报告， 经项目经理审核后，提交化学总监审批。其内容应包括现场试验目的、试验过程及药剂应用情况、数 据分析及效果评价、结论及建议。(1

36、2) 服务工程师将审批过的清防蜡剂现场试验总结报告递交甲方生产主管人员，并请甲方给出 用户意见，签收服务卡。(13) 服务工程师将试验设计、工作日报、总结报告、用户意见以及相关原始数 据记录表提交资料管理岗实施归档。4原油清防蜡剂应用效果监测4.1化验监测服务工程师根据现场具体情况对药剂在流程中的应用效果进行监测，在各级分离器出口取样进行 分析，检测防蜡率，特殊情况时需加密取样分析。服务工程师通过现场监测及查阅化验记录将检测结 果填入油田现场记录表。4.2操作监测服务工程师通过现场监测及查阅现场设备运行记录，将各级分离器的运行参数（温度、压力、油 水界面、电流等）填写入油田现场调研记录表，并编

37、入服务月报。（1）服务工程师根据现场情况判断药剂使用效果将顾客意见填入用户意见，由用户签字认可。（2）服务工程师根据监测结果编写原油清防蜡剂现场应用效果监测报告，经项目经理审核，提 交生产监督审批后反馈给技术部。报告应包括监测目的、监测时间及方法、监测数据、结论及建议等 内容。（3）服务工程师将原始数据记录表格和监测报告存档。5加药方式5.1冲击加药所谓冲击加药是在井口上安装一个固定的加药罐，相隔一定的时间（如35天），向套管中加入一 定量的防蜡剂，达到防蜡目的。大庆采油六厂采用此方法防蜡的油井已达600余口，清蜡周期比原来普 遍延长35倍。5.2连续加药此方法使用于抽油机井，借助于抽油机的动

38、力带动井口柱塞加药泵，将药剂连续加入套管，达到防 蜡目的，防蜡效果要比冲击加药好。上述两种加药方法都是对液体防蜡剂而言。目前国内外已研制出固体防蜡剂。这种防蜡剂的现场投 加方法一般是：对于自喷井，可把固体防蜡剂制成棒状，投入井底。对于抽油机井，可以通过井下作业 把固体防蜡剂下到井底。在井底温度下，固体防蜡剂慢慢溶解到原油中，起到防蜡作用。另外不论采用 那种加药方法，在使用高分子聚合物型防蜡剂时，必须在原油温度高于浊点的情况下加药，才会取得较 好的防蜡效果。第三节采技服防蜡剂性能目前，采技服公司生产的防蜡剂在QK17-2、QK-182、渤西、渤中34使用，其中渤中34使用的为防蜡 剂HB-333

39、8，效果一般，目前正准备用YE-60替换；QK17-2、QK-182、渤西油田使用的为YE-60，效果良 好。表8-2采技服放蜡剂性能数据表性能指标YE-60分散剂甲醇/二甲苯有效成份N30%闪点CN23倾点CW-30第四节采技服防蜡剂应用实例一、防蜡试验报告1油样基本情况表8-3油样基本数据表物性具体数值密度20 C，0.867g/cm3粘度50 C，29.1mPas凝点17.4C含蜡量18.8%含水19.7%原油析蜡温度57 C备注：油样取自渤中34油矿4-3井2试验情况2.1试验方法防蜡试验方法参考大港油田倒瓶法防蜡试验。具体操作方法如下：(1) 取常温未分出水的原油乳状液做试样。(2)

40、 用125ml小口瓶，称重后先加入60g油样，然后加YE60石蜡分散剂药品(不同浓度)，盖上瓶塞 放在55的水浴中，恒温30min后取出，用手摇振荡100次，使药与油混合均匀。 电烘箱放入250ml广口瓶若干，预先加热至40C，把摇匀的小油瓶放入，40C恒温4h后，把小油瓶去塞迅速倒扣在250ml的广口瓶上，再继续40恒温4h。然后取出小油瓶称重。（4）同时做不加药的空白试验。（5）防蜡率X按公式（3）计算X= 1.00闪点（闭口）：N23C十、稳定性和反应活性稳定性：稳定避免接触的条件：火花、静电、热源、明火。禁配物：强氧化剂（硝酸盐、高氯酸盐等）、强酸（硫酸、发烟硫酸、氯磺酸等）等聚合危害

41、：不能发生。危险分解产物：一氧化碳、二氧化碳、乙酸、乙醇。十一、毒理学资料毒性研究：乙酸乙酯（100%）:大鼠经口 LD502920mg/kgo（中国国家出入境检验检疫局危险品 中心实验室，2002）刺激性：对人的皮肤、眼睛、呼吸系统有一定的刺激性。十二、生态学资料生态毒性和生物累积性酯类能被生物降解，甲醇与二甲苯对生态产生毒性。该物质对环境有危害，对水体应给予特别注意。更详细的研究正在进行之中。十三、废弃处理废弃处置方法：如果本产品成为废品，它必须由取得许可证的专业工厂进行处理。处理前必须用稳 定剂（如砂、粉尘灰或水泥）进行固化，防止遗留游离废液。处理方法须符合国家或当地的法律及法规。 建议

42、用控制焚烧法处理。废弃处置注意事项：进行废弃物处理时的个人防护及环境要求见第八节。本产品不可直接排放到市 政下水道、排水沟、天然溪水或河流中。十四、运输信息危险货物编号：33648UN编号：无危险货物类别：3包装类别：111包装标志：易燃液体包装方法：桶180Kg;罐最大净重1750Kg;运输注意事项：防止日光曝晒。避免与强氧化剂并贮混运。十五、有关法律法规下列法律法规针对化学品的安全使用、生产、储存、运输、装卸等方面均作了相应规定。甲醇一一有刺激性，易燃二甲苯一一有毒，易燃乙酸乙酯一一低毒，有刺激性，易燃美国政府工业卫生学家会议（ACGIH）规定的临界值（TLV）：甲醇=TWA200ppm，

43、极限临界值：250ppm （皮肤）ACGIH / TLV 250mg/m3，328mg/m3 ACGIH /TLV美国职业安全和健康署（OSHA）规定的容许暴露极限（PEL）：甲醇=TWA200ppm，极限临界值：250ppm （皮肤） OSHA / PEL 260mg/m3，310mg/m3 OSHA/PEL中华人民共和国法律法规：中国最高容许浓度（MAC）:甲醇：50mg/m3二甲苯：八小时日时量平均容许浓度TWA=100ppm ；短时间时量平均容许浓度STEL=125ppm。乙酸乙酯：八小时日时量平均容许浓度TWA=400ppm；短时间时量平均容许浓度STEL=500ppm。化学危险物品

44、安全管理条例（2002年1月16日国务院发布）工作场所安全使用化学品规定（1996劳动部发423号）常用危险化学品的分类及标志（GB13690-92）将甲醇划为第3.2类中闪点易燃液体。十六、其他信息参考文献：化学危险物品安全管理条例化学危险物品安全管理条例实施细则工作场所安全使用化学品规定危险货物品名12268-90危险货物分类和品名编号GB6944-86化学品安全技术说明书GB16483-2000危险货物运输包装类别划分原则15098-94填表时间：2003.4.1。填表部门：采油工程技术服务公司质量安全环保部、技术部。数据审核单位：采油工程技术服务公司技术部。修改说明：2004年5月修订。对于本产品，如有其它相关部分的修改，我们将及时将新修订的材 料安全数据表传送给客户。其他信息：本产品的材料安全数据表（MSDS）提供了有关人体健康和安全的资料。使用本产品 应按照公司的有关产品资料进行使用，使用本产品的人员应事先掌握所推荐的安全防护措施，并熟悉本 资料，以便制订适当的操作规程和培训教材，从而确保操作人员的人身安全。如在使用中遇到其它问题，可以向本公司的销售部门咨询，咨询电话86-22-25808349。