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优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 三、原因分析 在油井实际生产中，各单井间原油物性、供液能力、井身结构、生产参数、地面设备、管线流程等因素不同，各单井管理侧重点也不同。但是我们目前油井热洗手段单一：热力循环清蜡。 油井生产情况不同与单一的热洗手段是制约油井井筒管理的主要矛盾。 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 3、供液较好、结蜡油井 在油层中，石蜡溶于原油中，开采过程中随着温度、压力的降低和气体的析出。溶解的石蜡便以结晶体析出、长大聚集并沉积在管壁等固相表面上，即出现所谓的结蜡现象。结蜡会堵塞产油层，降低油井产量，同时也会增大油井负荷，造成生产事故。油井结蜡一般在井口700米以内，油井结蜡是井筒管理的难点之一。 影响结蜡的因素 　　（1）原油的性质及含蜡量 　　（2）原油中的胶质、沥青质 　　（3）压力和溶解气油比 　　（4）原油中的水和机械杂质 　　（5）液流速度、管壁粗糙度及表面性质 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 四、管理措施 油井生产特点不同与单一的热洗手段是制约油井井筒管理的主要矛盾。针对油井生产特点，制定适宜的油井管理措施，是油井井筒管理的突破口。 自2009年开始管理区改变油井热洗方式，由按周期洗井变为按需洗井，手段由热洗变为热洗+加药。 具体分为三类：1、低产低液油井；2、腐蚀结垢油井；3、供液较好结蜡油井。 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 优化热洗加药，加强井筒管理 3、供液较好结蜡油井 这类油井特点是供液能力较好，冲次较快，热洗时具有较强排液能力，井筒管理难点是清防蜡。针对此类油井制定管理措施： 热洗为主，加药为辅。适合热洗清防蜡的油井的特点是：结蜡、供液较好（日液在10t/d以上，理论排量在20m3/d以上）、热洗液与采出液配伍。如C17X30、C6N6、C6-36、C11X8、C17-64等。 优化热洗加药，加强井筒管理 3、供液较好结蜡油井 这类油井特点是供液能力较好，冲次较快，热洗时具有较强排液能力，井筒管理难点是清防蜡。针对此类油井制定管理措施： 热洗为主，加药为辅。适合热洗清防蜡的油井的特点是：结蜡、供液较好（日液在10t/d以上，理论排量在20m3/d以上）、热洗液与采出液配伍。如C17X30、C6N6、C6-36、C11X8、C17-64等。 优化热洗加药，加强井筒管理 油井热洗计划制定，不能“一刀切”、死搬硬套经验，在认真分析资料基础上合理安排热洗，如 （1）边远油井热洗时，需先通管线，如：C17-64井离站远，回压高，热洗时需先通管线； （2）油井供液能力好，含水高、温度高、原油携带能力强，轻微结蜡或不结蜡，不需要热洗加药，以加强地面管理为主，如:C5-17、C5-22、C5-25、C5X29、C25X4等； （3）、热洗要注意洗井液与油井产出液流型是否匹配，避免洗井液与产出液发生化学反应结垢，污染井筒，如：C17X241（C17X241井HCO3-离子396.63mg/ml C4-2井HCO3-离子1006.83mg/ml）等； （4）、热洗水量要根据套管尺寸、油管尺寸、泵深、动液面、油层中深，计算需要多少热洗液，洗多长时间，如：C6-41油井热洗水量（26-30m3）与C5-33（7-10m3）； （5）、动液面较浅的油井不宜热洗，此类油井地层供液能力好，泵入口处沉没压力高，热洗液很难进入泵+油管内进行循环，热洗效果不佳； （6）、低产低液油井热洗时，要放慢速度，认真观察井口返液情况，此类油井泵挂深度大，油层能力亏空严重，热洗液返出时间较长。 总之，充分利用好手头资料因地制宜制定油井热洗加药计划，合理利用五线一图工具，确保油井热洗高质高效。 优化热洗加药，加强井筒管理 五线一图热洗法，举例：C11-4 该井井冲程4.2m，冲次3.0次/分，泵径44mm，泵深1700m，日液9.9t/d，日油2.3t/d，含水76%。 优化热洗加药，加强井筒管理 五线一图热洗法 举例：C11-4井冲程4.2m，冲次3.0次/分，泵径44mm