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摘要：针对传统水基清蜡剂溶蜡速度低，不能保证清蜡剂乳液在深井泵附件破乳，因而溶蜡速度较低；而油基清蜡具有低密度、有毒、易燃，且对高含水油井效果不佳等问题。针对原有清防蜡剂存在的问题，加入改性氧化石墨烯，该改性氧化石墨烯为聚羧酸系高效减水剂改性硫掺杂氧化石墨烯，相比传统的氧化石墨烯材料具有更好的交联性能和浆体中的分散性能；相比于传统的水基清防蜡剂，溶蜡速度显著提升水基清防蜡剂，且具有良好的环保性能及安全性能。

关键词：溶蜡速度；改性氧化石墨烯；环保性；安全性

1、现状

为了解决蜡沉积引起的问题，各国相继研究开发大量经济适用的清防蜡技术。采取了清防结合、以防为主的策略，取得了较好的技术经济效果。就技术方法而言，目前主要形成了物理清防蜡技术，化学清防蜡技术，热清蜡技术和生物清蜡技术等系列。这些技术的合理使用已经为国内外油田解决结蜡问题做出了突出贡献。然而，鉴于技术的针对性，经济性，安全性，环保性等诸多考虑，清防蜡技术仍有巨大的改进和提高空间。

化学、微生物清防蜡是利用各种化学剂进行清防蜡方法之一。它以适应性广（绝大部分结蜡都通过化学方法得到解决），效果高、操作工艺简单等特点。

1.1清蜡剂

对已结蜡的管线和设备，除热洗、加热等方法外，还可使用清蜡剂清除，清蜡剂有两种，油基清蜡剂和水基清蜡剂。

1.1.1油基清蜡剂：油基清蜡剂是溶蜡量很大的溶剂。目前常用的有二硫化碳、四氯化碳、三氯甲烷、苯、甲苯、二甲苯、汽油、煤油、柴油等。早期的清蜡剂，一般为两种或多种有机溶剂的混合物。这类清蜡剂的作用机理是将沉积的蜡溶胀，使其变成有一定粘度的松散物质，或将其完全溶解被油流带走。油基清蜡剂，特别是芳香烃与含硫、含氯化合物对人体有害，有些（如含硫化合物）对原油加工过程中的催化剂也有毒性。此外，油基清蜡剂还可燃，使用起来很不安全。

1.1.2水基清蜡剂：水基清蜡剂是一种以水作分散介质，其中溶有活性剂、互溶剂和（或）碱性物质的清蜡剂。活性剂的作用是润湿反转，使结蜡表面反转为亲水表面，有利于蜡从表面脱落，而不利于蜡的沉积。因而这类清蜡剂兼有防蜡作用。可用的活性剂包括水溶性磺酸盐型、季铵盐型、聚醚型、吐温型、平平加型、OP型、硫酸酯盐化和磺烃基化的平平加型与OP型活性剂。互溶剂主要是醇和醇醚，如甲醇、乙醇、异丙醇、异丁醇、乙二醇单丁醚及二乙二醇乙醚等。碱是可与沥青质等极性物质反应的物质，它们的产物易分散于水，即易于从表面将它们排除。可用的碱包括氢氧化钠及氢氧化钾等，以及碱性盐如硅酸钠、原硅酸钠、磷酸钠、焦磷酸钠及六偏磷酸钠等。

1.1.3油基、水基清蜡剂混合：油基、水基清蜡剂混合，配置成水包油型乳状液清蜡剂。这是近期清蜡剂发展的一种趋势。这类乳状液清蜡剂是以浊点低于结蜡温度的含聚氧乙烯基的非离子活性剂作乳化剂，将不含硫和氯的清蜡剂乳化在水基清蜡剂中配成，或者由含硅表面活性剂40%～60%（体积）＋混合烃类溶剂5%～20%+水30%～40%配成。当从环空将乳状液送至结蜡段以下与油混合时，即分出油基清蜡剂和水清蜡剂，各自发挥作用。

1.2防蜡剂

随着超深井采油，海上钻井和海底完井，应用某些防蜡措施在经济上费用太高，因此利用化学剂抑制结蜡就变得更加适用了。防蜡剂分为三种类型。

1.2.1环芳香烃防蜡剂：这类防蜡剂是由两个或多个苯环分别共用两个相邻碳原子而成的芳香烃及其衍生物组成。它们主要来自煤焦油中。原油中的胶质、沥青质就是含氧、含硫、含氮的稠环芳烃，它们有很好的防蜡作用。其他防蜡剂都在胶质、沥青质的配合下起作用。稠环芳香烃型防蜡剂通过两个机理起作用：一是作为晶核，即在石蜡晶核析出之前，它已大量析出，使蜡晶以分散状态悬浮在油流中被带走；二是参加组成晶核，即它吸附于蜡晶表面，特别是吸附在晶体的棱线和顶点，使晶核扭曲变形，从而阻碍蜡晶的生长，起到防蜡的作用。

1.2.2活性剂型防蜡剂：这类防蜡剂公油擦性和水溶性两种。油溶性活性剂是通过在蜡晶表面的吸附，使之变成极性表面，从而避免非极性蜡的进一步析出。水溶性活性剂是通过在结蜡表面（如油管、抽油杆和设备表面）的吸附，使之形成极性水膜，阻止蜡在其上的沉积。另外水溶性活性剂还可以使含蜡油乳化，起到防蜡作用。油溶性活性剂型防蜡剂主要为石油磺酸盐和胺型活性剂。水溶性活性剂型防蜡主要是季胺盐型、聚醚型、吐温型、平平加型、OP型，也可用硫酸酯盐化或硫烃基化的平平加型和OP型活性剂。

1.2.3高分子型防蜡剂：这类防蜡剂实际上是通过改变蜡晶结构而达到防蜡目的的，它是一些具有石蜡链节的支链型高分于聚合物，应用时将其溶于油中连续注入或挤人油管，与含蜡原油混合，它会在很低浓度的情况下形成遍布整个原油的网络结构。蜡在网上析出，但彼此分开，不能互相聚结长大，减少了在管线和设备上的沉积。另外这种防蜡剂还可降低原油倾点和粘度，改变原油的流变性。这类防蜡剂主要有：高压聚乙烯；乙烯和羧酸乙烯酯共聚物；乙烯和羧酸丙烯酯共聚物；乙烯和丙烯酸酯共聚物；乙烯和甲基丙烯酸酯共聚物；乙烯、羧酸乙烯酯与乙烯醇共聚物；乙烯、丙烯酸酯与丙烯酸共聚物；乙烯、乙烯甲基醚与顺丁烯二酸酯共聚物；a一烯烃－马来酸酐共聚物，高碳醇酯化物；乙烯一顺丁烯二酸C，烷基酯共聚物；苯乙烯一马来酸酐共聚物；20碳醇酯化物：直链淀粉十八酸酯：聚苯乙烯过氧化物；Cu～C烷基丙烯酸酯聚合物；a-烯烃一马来酸酐共聚物与高碳醇酯化物。为提高高分子防蜡剂的使用效果，使其在较长时间内起作用，可将其制作成筛孔状、梅花状、颗粒状等固体，装人接在油管底部的防蜡管管中。原油流经时，将其慢慢溶化，或将其制成圆棒状投入井中，在油气流带动下上下翻腾，溶化后可在油中防蜡。管道上除泵人高分子防蜡剂溶液法加药外，还可投人可溶性化学清蜡球，使清蜡、防蜡一起完成，并降低了清管球“死堵”的可能性。化学球由EVA、聚乙烯、萘、三聚磷酸钠和煤油复配制成，配比要兼顾机械强度、变形能力、溶解性和防蜡作用。

2、蜡的化学结构特征组成

2.1蜡的定义与结构

通常把C16H34～C63H12 的烷烃称为蜡。其中C18～35为正构烷烃，通称为软蜡；C35～64为异构烷烃，通常称为硬蜡。纯蜡是白色的，而采油过程中结出的蜡并不是纯净的石蜡，其颜色呈现黑色或棕色。生产过程中结出的蜡可以分为两大类，即石蜡和微晶蜡（或称地蜡）。正构烷烃蜡称为石蜡，它能够形成大晶块蜡，为针状结晶，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。支链烷烃、长的直链环烷烃和芳烃主要形成微晶蜡，其相对分子质量较大，主要存在于罐底和油泥中，也会明显影响大晶块蜡结晶的形成和增长。一般来说蜡的碳数高于20都会成为油井生产的威胁。

2.2蜡的特征

石蜡和微晶蜡的特征主要是碳数范围、正构烷烃数量、异构烷烃数量、环烷烃数量不同。石蜡以正构烷烃为主，而微晶蜡以环烷烃为主。

3、影响结蜡的因素

3.1原油的性质和含蜡量

原油中含轻质馏分越多，则蜡的结晶温度就越低，即蜡不易析出。原油中含蜡量高时，蜡的结晶温度就高。

3.2原油中的胶质和沥青质

原油中所含的胶质、沥青质即可减轻结蜡程度，但又在结蜡后使粘结强度增大，不易被油流冲走。

3.3压力和溶解气

在采油过程中，压力不断降低。当压力降低到饱和压力以后，便有气体分离出，从而降低了原油对蜡的溶解能力，降低了油流温度，易发生蜡晶析出和结蜡。

3.4原油中的水和机械杂质的影响

原油含水后可减少油流温度的降低，易在管壁上形成连续水膜，不利于蜡沉积。所以随含水量的增加，结蜡有所减轻。油中的细小沙粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，促使石蜡结晶的析出，会加剧结晶过程。

3.5油管外环境温度对结蜡的影响

在同一流速下，管外环境温度越高，油管与管外温差越小，结蜡速率越小。在低于析蜡温度的情况下，结蜡速率正比于流道内外的温差，这与现场中产量与液面较低油井结蜡程度较严重是一致的（双空心抽油杆）。

3.6液流速度与管子表面粗糙度及表面性质的影响

油流流速高，对管壁的冲刷作用强，蜡不易沉积在管壁上。油管的材料不同，结蜡量也不同。管壁越光滑，越不易结蜡。另外，管壁表面的润湿性对结蜡有明显的影响，表面亲水性越强越不易结蜡。（内衬油管）

蜡在地层条件下通常是以液体状态存在，然而在开采的过程中，随着温度和压力的下降以及轻质组分不断逸出，原油溶蜡能力降低，蜡开始逐渐析出，聚集，不断地沉积、堵塞、直接影响生产。因此油井的防蜡和清蜡是保证含蜡原油正常生产的一项十分重要的技术措施。

实际上，采油过程中结出的蜡并不是纯净的蜡，它是原油中的那些高碳正构烷烃混合在一起的，既含有其它高构碳烃类，又含有沥青质、胶质、无机构、泥沙、铁锈和油水乳化物等的半固态和固态物质，即俗称的蜡。各油田的不同的原油，不同的生产条件所形成的蜡，其组成和性质都有较大的差异。

在原油开采过程中，随着温度的降低和气体的析出，石蜡便以晶体析出、长大、聚集并沉积在管壁上，即出现结蜡现象。油田开发后期，由于采油地质，工艺条件的变化，导致油井的结蜡机理发生变化，结蜡范围扩大，溶于原油中的可形成固相晶格的石蜡分子，是造成油井结蜡的惟一根源。蜡形成时，原油携蜡机理为薄膜吸附和液滴吸附。

4、油井结蜡机理

4.1薄膜吸附

当油水乳化液与油管和设备表面接触时，通常形成两种定向层，即憎水定向层和亲水定向层。一方面，烃类中的油溶表面活性剂被油管或设备表面吸附，形成具有憎水倾向的定向层和一层原油薄膜;另一方面，该原油薄膜与不含表面活性剂的水接触时破裂，在其表面上形成亲水定向层。

此时，烃类中大量未被金属表面吸附的表面活性剂，开始以亲水基吸水，憎水基吸油的方式吸附在这一新的油水界面上，从而在金属表面形成由双层表面活性剂分子组成的憎水层，油膜薄层则浸润油管和设备表面并向周围延伸，当温度降至低于石蜡结晶温度时，在油膜上形成蜡晶格网络，并不断长大，形成沉积水。这一过程的循环往复可使结蜡层不断增厚。

4.2滴液吸附

在紊流搅动下，油水乳化液沿油管向上运动时的能量足以使孤立液滴径向运动并与油管壁相撞。计算表明，在距泵入口20m的范围内液流中的每一油滴与油管壁的接触多于10次，这时含有沥青、胶质和石蜡的油滴被金属表面的油膜吸附，其中具有足够动能的油滴进入油膜，石蜡则在油管壁上沉积。

5、化学药剂清防蜡技术

5.1化学清防蜡的理论依据就是“相似相溶”、“乳状液理论”。

5.1.1丁德磐认为：原油中，含有大量的石蜡、胶质、沥清质，这些物质含量越高，原油乳状液就越稳定，尤其是胶质、沥清质、石油酸皂等界面活性物质含量高的原油，乳化后，形成的界面膜耐热，机械强度高，乳状液的稳定性较好。

5.1.2赵福麟认为：原油中的胶质、沥清质本身就是防蜡剂，在胶质、沥清质分子中，既有极性部分，也有非极性部分，所以它们是天然的表面活性剂。

5.1.3贝歇尔认为：对于原油来说，含水＜25.98%时，应形成稳定的W/O型乳状液，含水＞74.02%时，形成稳定的O/W型乳状液，在含水25.98%--74.02%范围内，属于不稳定区域，既可形成O/W型乳状液，也可形成W/O型乳状液，但由于原油中存在天然的W/O型乳化剂，所以一般形成W/O型乳状液，使原油粘度大幅度增大。

5.1.4刘敏林原油的含水量对原油粘度的影响是比较复杂的问题。当含水在10%～20%时，粘度随含水量的上升明显增大，地层中的原油易与原生水形成乳化液，这种乳化液极为稳定，并且比不含水原油粘度高；当含水在20%～40%时，混合液的粘度是不含水原油粘度的3～5倍；当含水55%～75%时，混合液的粘度是不含水原油粘度的9～22倍，达到最大；含水超过80%，混合液粘度降到与水的粘度相接近，这是由于溶液由外相乳化液转变为水相乳化液的结果，其余为转化过渡阶段。

5.2常用的防蜡剂

能抑制原油中蜡晶析出、长大、聚集和（或）在固体表面上沉积的化学剂。防蜡剂防止蜡沉积的办法：能在金属表面形成一层极性膜以影响金属表面的润湿性；改变蜡晶结构或使蜡晶处于分散状态，彼此不互相叠加，而悬浮于原油中，即蜡晶改进剂和蜡晶分散剂。

5.2.1稠环芳烃：稠环芳烃在原油中的溶解度低于石蜡。在采出过程中随着温度和压力的降低，稠环芳烃首先析出，给石蜡的析出提供了大量晶核，使石蜡在这些稠环芳烃的晶核上析出。但这样形成的蜡晶不易继续长大，因为在蜡晶中的稠环芳烃分子影响了蜡晶的排列，使蜡晶的晶核扭曲变形，不利于蜡晶发育长大，起到防蜡作用。

5.2.2表面活性剂（水溶和油溶）：水溶性表面活性剂是通过吸附在结蜡表面，使非极性的结蜡表面变成极性表面，从而防止了蜡的沉积。

油溶性表面活性剂是通过吸附在蜡晶表面，使非极性的蜡晶表面变成极性的蜡晶表面，从而抑制了蜡晶的进一步长大。

5.2.3聚合物：油溶性的梳状聚合物，分子中有一定长度的侧链，在分子主链或侧链中具有与石蜡分子类似的结构和极性基团。在较低的温度下，与石蜡分子形成共晶，不利于蜡晶继续长大。此外，这些聚合物的分子链较长，可使形成的小晶核处于分散状态，不能相互聚集长大。

5.3防蜡剂的作用机理：结蜡过程分为三个阶段，即析蜡、蜡晶长大和沉积阶段。若蜡是从某一固体表面（如油管表面）的活性点析出，此后蜡就在这里不断长大引起结蜡，则结蜡过程就只有前面两个阶段。化学防蜡不是抑制蜡晶的析出，而是改变蜡晶的结构，使其不形成大块蜡团并使其不沉积在管壁上。防蜡剂可与蜡形成共晶体而阻碍蜡晶的相互结合和聚集或防蜡剂可将蜡晶分散开使其无法相互叠加、聚集和沉积，达到防蜡的目的。

5.4常用的清蜡剂：清蜡剂的作用过程是将已沉积的蜡溶解或分散开使其在油井原油中处于溶解或小颗粒悬浮状态而随油井液流流出，这涉及到渗透、溶解和分散等过程。其作用机理根据不同的清蜡剂类型会有所不同。清蜡剂主要有三种类型。

5.4.1油基清蜡剂：这类清蜡剂是溶蜡能力很强的溶剂，主要有：

（1）芳烃：苯、甲苯、二甲苯等。

（2）馏份油：轻烃、汽油、煤油、柴油等。

（3）其他溶剂：二硫化碳、四氯化碳等，芳烃类目前用的较多。

适用范围：含水小于80%的油井都能使用。

推荐使用浓度：800-1000mg/l。

5.4.2水基清蜡剂（降黏剂）：水基清蜡剂是由水、表面活性剂、互溶剂和（或）碱按一定比例组成的清蜡剂，适合于含水量较高的油井清蜡。表面活性剂的作用是改变结蜡表面的润湿性，使其易于剥落分散。常用的表面活性剂有烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚、吐温等。

互溶剂的作用是增加水和油的相互溶解度。常用的互溶剂有：

（1）醇类：异丙醇、正丙醇、乙二醇、丙三醇等。

（2）醚类：丁醚、戊醚、己醚、庚醚、辛醚等。

（3）醇醚：乙二醇单丁醚、丁二醇乙醚、二乙二醇乙醚、丙三醇乙醚等。

5.4.3降黏剂（水基和油基）：油基应用于含水大于30%的油井，加量在100-200mg/l；水基降黏剂用法是先配制成0.5-1%的水溶液，然后按3：7的比例加入。

6、现场应用油藏资料

6.1流体性质

6.1.1地面原油性质

该井区块四个复算断块油藏共取得443个原油分析样品（见附表1-1），根据这些实际资料，对不同断块的每个油藏分别统计地面原油性质参数。具体如下：

A井2断块油藏地面原油密度平均0.9397g/cm3，50℃粘度平均1412.3mPa·s，平均含蜡量2.7%，原油凝固点平均3.1℃。A井1断块油藏地面原油密度平均0.9431g/cm3，50℃粘度平均1718.8mPa·s，平均含蜡量2.9%，原油凝固点平均1.5℃。

B井2断块油藏地面原油密度平均0.9303g/cm3，50℃粘度平均427.1mPa·s，平均含蜡量3.4%，原油凝固点平均0.7℃。B井1断块油藏地面原油密度平均0.9305g/cm3，50℃粘度平均561.8mPa·s，平均含蜡量3.3%，原油凝固点平均5.0℃。

C井2断块油藏地面原油密度平均0.9257g/cm3，50℃粘度平均393.3mPa·s，平均含蜡量1.9%，原油凝固点平均2.0℃。C井1断块油藏地面原油密度平均0.9314g/cm3，50℃粘度平均708.4mPa·s，平均含蜡量2.2%，原油凝固点平均-4.0℃。

D井2断块油藏地面原油密度平均0.9302g/cm3，50℃粘度平均159.5mPa·s，平均含蜡量2.4%，原油凝固点平均-0.2℃。D井1断块油藏地面原油密度平均0.9189g/cm3，50℃粘度平均198.8mPa·s，平均含蜡量4.2%，原油凝固点平均5.5℃。

各油藏的地面原油性质参数详见表1-1。

平面上，某井区块2、1油藏自北部构造低部位向南部构造高部位原油密度、粘度逐渐增高（见附图21-1～附图21-4）。

按原油密度、原油凝固点分类，该井区块油藏属于中质-重质、常规油油藏。

7、室内药剂评价

7.1静态溶蜡实验

7.2化学清防蜡剂动态石蜡沉积循环管流模拟实验

全自动的高压石蜡沉积循环管流模拟装置的流程图，该装置由循环系统、温度和压力测量系统、计算机操作控制系统、数据采集和记录系统和安全保护系统组成。

7.2.1实验安排

先后对JHW***井和J*****H井产出原油进行了动态流动模拟实验研究，共完成了30次的管流模拟流动实验。

在实验室中针对该区块结蜡井的井口温度夏季为10-35℃，冬季10℃左右、原油析蜡点温度22.5℃和产量情况（20t/d左右），按照流速相似的原则，参照实验流速与产量对应表设定了实验流速。实验流速选择为0.5-3升/分，制订了详细的实验计划，见表3。

7.2.2实验步骤

（1）准备：取现场原油，在烘箱中加热至40℃以上，使蜡完全熔化后搅拌均匀加入到中间容器内，将实验装置的循环系统加热抽空后，由ISC泵将待测油样加入到循环系统中，并设定系统压力维持在0.7MPa。

参考油田产出水的分析结果，配置模拟地层水。

（2）实验：启动计算机操作程序，按照实验安排，分别输入实验参数，如：流量、管外环境温度、开始实验温度、加热熔蜡温度、含水率等参数，开始自动控制的实验过程。

（3）清洗：每完成一组实验之后，必须将整个系统清洗干净，以免影响下一个实验。加热整个系统，排放油样，用高压氮气冲刷，再加入有机溶剂（煤油、酒精、二甲苯等）循环、清洗、排放，加热并抽空整个系统，使溶剂完全挥发。

（4）实验结果及讨论

影响石蜡沉积的因素有很多，相互关系错综复杂。但在油井中的石蜡沉积，究其主要影响因素，有油品的特性、温度和流动三个主要原因。

根据上述实验的安排，对JHW***井和J*****H井产出原油进行了动态流动模拟实验研究。不同因素对每口井原油结蜡的影响分述如下。

（5）油温和流速对结蜡影响的实验研究

JHW***井原油：图3表示了恒定管外温度为15℃，流量分别控制在1L/min、2L/min、3L/min时的结蜡速率Wr（mm/hr）随油温变化的实验曲线。

我们知道温度是影响石蜡沉积的主要因素，只有当温度低于原油的析蜡点温度时了，蜡才会从油中沉积出来。图3中的横坐标为实验管线中心处油的温度，纵坐标为结蜡速率Wr（mm/hr）。可以看出随着油的温度的降低，结蜡的速率大约在26℃（79F）左右达到最大值，而后随着油的温度的继续降低，结蜡的速率也变小（在这里需要说明的是，图中的油温度是管线中心处油的温度，而从管壁到管中心处存在温度梯度，因此图中所示油温度并非管内壁油的温度，实际上温度应低于这一数值）。当温度进一步下降，原油粘度的升高，温度差变小，影响了蜡晶离子的扩散运移和长大，使得结蜡的速度逐渐下降。当油温度接近管壁温度时，结蜡的速率也趋于0。

由图3我们还可以看出管线中原油的流动速度对结蜡的速度有比较大的影响，流速大时结蜡的速率小，3升/分流速的结蜡速率大约是1升/分流速的结蜡速率的一半。这主要是由于流动所产生的对管壁冲刷作用，使得结蜡速率Wr变小。比较不同的管外温度的结蜡速率时，可以看出随着管外温度的增加这种流动对结蜡的冲刷作用也会变小。这是由于随着管外温度的增加流体的粘度减小，冲刷作用力（管壁上的摩擦力）减小，所以对结蜡的速度的影响就变小了。

J*****H井原油：环境温度分别是10、15℃时，流速分别为1、2、3升/分的结蜡速率曲线绘于图 5和图6中，J*****H井原油的管流中心温度在26℃（79F）时，出现结蜡高峰。与JHW***井原油一样，在油温进一步的下降时 ，结蜡速率有所下降。随着流速的增加，结蜡速率变小。

（6）管外环境温度对结蜡影响的实验研究

由上述实验结果，我们明显地看出不同的环境温度对于结蜡速率有很大的影响。管外环境的温度越低，结蜡的速率将越高。这是由于管壁温度低，析出的蜡晶就多，内外温差大蜡晶粒子的扩散运移速度大，所以结蜡的速率就比较快。不同油井原油管外环境温度对结蜡速率影响的实验结果分述如下。

J*****H井原油：图6是流速为2升/分时不同管外环境温度（10、15、20℃）结蜡速率曲线图。

JHW***井原油：图7是流速为2升/分时不同管外环境温度（10、15、20℃）结蜡速率曲线图。

由图可以看出不同流速下，管外环境温度对结蜡速率影响的规律是一致的，管外环境的温度越低，结蜡的速率将越高，在同一油温度下几乎是正比的关系。当管外环境温度高到接近原油的析蜡点温度时，结蜡的速率就最低。

（7）含水率对结蜡的影响

JHW**1原油含水40%在不同流速下的结蜡速率曲线绘制于图8中，由图可以看出：含水时流速对结蜡速率的影响与不含水原油的实验结果是一样的，流速小时结蜡的速率大，流速大时结蜡的速率小。这是由于流动所产生的对管壁冲刷作用所致。

上图表示管外环境温度为15℃，流速为2 L/min含水率对结蜡速率影响的实验结果。由图中含水率分别为0、20%和40%的结蜡速率曲线可以看出，当含水小于20%时，含水对结蜡速率的影响不大；当含水大于20%时，随着含水率的增加，结蜡速率有比较明显的下降。这是由于含水原油中的蜡总量少了，所以结蜡量也就会少，结蜡的速率就小了。

8、现场应用效果评价

根据室内实验评价结果选取60井次进行现场应用，该区块为螺杆泵井，根据加入清防蜡剂前后螺杆泵电流变化判断应用效果，以1井次为例：

从表4可以看出在没有开始加入清防蜡剂施工前，油井主要清蜡措施为热洗，电流上升快，且有效期短。加入环保型高效水基清防蜡剂后能够有效降低螺杆泵电流，且能够明显延长清蜡周期及检泵时长，有效降低该井施工成本。

9、总结和结论

9.1通过加入环保型高效水基清防蜡剂能够明显延长清蜡周期及检泵时长；

9.2通过不同丙烯酰胺、甲基丙烯酸、烯丙基磺酸盐、二丙烯酰亚胺、引发剂、pH调节剂、聚羧酸系高效减水剂改性硫掺杂氧化石墨烯分散液和水的配比可以满足不同原油性质的油井清防蜡施工；

9.3保证了油井稳定正常的生产，具有较好的清蜡效果。

参考文献：

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