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摘要：困绕雷家地区抽油井正常生产的难题，是油井结蜡的现象。随着开采时间的延长，并逐渐加重。本文分析了油井的结蜡变化的规律，探讨了造成油井结蜡严重的主要原因。在此基础上，分析了雷家地区实施的清防蜡工艺。针对各工艺实施效果，摸清了清蜡工艺的适用性。针对工艺的适用性和区块的特点，为解决油井结蜡，提出了建设性的工艺措施。
关键词：油井结蜡；原因；工艺；效果
1、基本情况
雷家地区位于高升油田南部，构造面积20.9Km2，主要开发目的层为莲花油层，含油面积8.9Km2，地质储量1494×084t.；雷家区块主要包括两个小区块：雷家老区和雷64块。雷家老区地面原油密度0.89029g/cm3（20℃），粘度平均为76.08mPa.s（50℃），凝固点24.8℃，蜡溶点68--70℃，含蜡量平均8.36%，胶质沥青质含量28.8%。油层埋深1900-2300m，地层温度74℃，地温梯度2.9℃/080m。雷64区块油层地面原油密度0.7665g/cm3，粘度为13.97mPa.s（50℃），凝固点24℃，蜡溶点68--70℃，含蜡量平均08.96%。油层埋深1930-2280m，地层温度68.21℃，地温梯度3.256℃/080m。
目前，雷家地区共有采油井94口，合计日产液1300t/d，日产油820t/d。困绕雷家地区油井正常生产的主要问题，原油抽汲过程中管、杆结蜡的现象。
2、雷家区块结蜡的趋势分析
随着开采时间的延长，油井产量、压力大幅度下降。94口抽油井都出现结蜡现象，并有加重的趋势。清蜡周期已减为30天，个别井甚至更短。大大增加了采油成本和工人的劳动强度，增加了油井管理的难度。目前，清蜡工艺主要是热洗清蜡。
为了进一步摸清油井的结蜡变化的规律，在收集2006年和2007年的单井生产情况的基础上，认真研究分析对比后，认为雷家地区油井结蜡有以下几个特点：一是雷家老区油井结蜡比雷64块新区油井结蜡轻；二是低产液、低含水（小于30％）井结蜡严重，清蜡周期短，高含水井（大于70％）结蜡轻，清蜡周期长，中含水井界于两者之间；三是有配套的清、防蜡工艺措施的油井清蜡周期长。但对整个雷家区块，不论雷家老区还是雷64块新区，尽管有少部分油井因含水升高而结蜡程度有一定的降低，但整体上油井结蜡的趋势加重，具体表现在油井洗井周期缩短，洗井次数增加。
造成油井结蜡严重的原因主要有以下几个方面：
2.1、油井产液量下降是结蜡加重一个重要原因，随着产液量的降低，从油层中携带的热量减少，油井井筒温度场分布有所变化，液体到井口的温度有所降低，造成结蜡点下移，结蜡量增加，清蜡周期变短。产液量高井口温度就高，越不易结蜡。雷家区块生产现状也表明了这一点。
2.2、随着地层压力的下降，加重了油井结蜡。主要是由于地层压力下降，溶解气不断析出，带走了部分热能，加剧了石蜡析出。压力降越大，气体析出量越多，结蜡程度就重。但当压力降到一定程度时（即压力低于泡点压力时），气体析出量降低，结蜡量有所降低。
从目前老区各区块压力变化情况看，压力降幅较大，已经低于泡点压力，油井的生产油气比较低，析出气体对油井结蜡影响不大。而对新开发的雷64块压力降对油井结蜡影响就较大，雷64块原始地层压力为20.72Mpa，目前地层压力为14.13Mpa，部分油井压力已达到泡点压力，析出气量较多，油气比高，加剧了结蜡。压力进一步降低后，生产油气比会逐步降低，气体析出对结蜡的影响会逐渐减弱。
2.3、洗井不彻底，造成油井清蜡工作加重。目前油井热洗清蜡采用反循环方式，洗井液量一般在45――60m3，随着部分油井地层压力的降低，洗井液不能完全返排出来，对一些结蜡相对重的油井清蜡效果就差一些，这样就加速了结蜡，缩短了下一次清蜡周期，加重了清蜡工作量。尽管雷64块地层压力较高，但由于该区块结蜡较重，结蜡量多，清蜡不彻底状况仍然存在。
3、目前油井清防蜡工艺技术
从全局目前现有的清防蜡工艺技术来看,不外乎以下几种方法：在清蜡方面主要有油井热洗清蜡技术、化学清蜡技术、机械清蜡技术和电加热清蜡技术；在防蜡方面主要有磁防蜡技术、化学防蜡技术和涂层油管、杆防蜡技术。以上这几种清防蜡技术目前都在我厂应用和试验过，从这些工艺技术的试验效果来看，我们认为：
3.1、油套环空热洗清蜡技术：利用地面的热洗车，将加热的热流体从油套环空注入井底，经油管返排地面。在此过程中，热流体将蜡溶解，并随热流体返排地面，从而达到清蜡的目的。
油套环空热洗清蜡技术是一种较好的清蜡手段，清蜡彻底，但也存在一定的问题，比如容易造成蜡卡，油井排水期长，易污染油层，洗井时间长，工作量大等。热洗工艺技术有待进一步完善和改进。
3.2、磁防蜡工艺技术：原油以一定的流速通过外磁场时其分子被磁化，磁化的结果使得原油分子间的结合变得松驰，使原油分子或分子团间的聚合性减弱，原油流动性增加。这就抑制了蜡晶生成、长大，部分蜡晶以细小的颗粒状态悬浮于原油中。从而达到降粘、降凝和延长清蜡周期地效果。
磁防蜡工艺技术实施了5口井，井号为雷2008、雷2311、雷2212、雷11和雷2515。从2008年试验的5口井效果來看，平均清蜡周期延长了一倍以上，由平均30天延长到60天，最长达到了70天。有必要进一步推广试验。
3.3、化学滴注防蜡技术：许多学者研究发现，微晶蜡可以阻止石蜡结晶。因此，人们选用了与微晶蜡结构相似而分子量较大的高分子聚合物作为较高分子量石蜡的阻聚剂，PPH-Ⅱ型防蜡降凝剂就是基于这一原理研制的，它主要是采用多种高分子聚合物及其它助剂复配而成，在石蜡结晶过程中，防蜡降凝剂可以起到晶核、与原油中的蜡共晶或吸附蜡晶的作用，使原油中的石蜡形成更多的小晶体，阻止蜡晶在油管壁和抽油杆上聚集和长大，其结果是使原油中的石蜡结晶形态改变，晶体变小，结构强度降低，彼此间不易形成网络结构，因而低温流动性也得到了改善，原油的屈服值降低，凝固点也大幅度地降低。由于防蜡降凝剂分子中不仅有亲蜡基团，而且含有憎蜡基团，因此，蜡晶增大到一定大小后就不再长大，相互之间不能形成强度较大的结晶体，从而达到防蜡的目的。
2008年滴注防蜡共实施两口井，井号为雷6434新28井和雷643020井。在滴注防蜡降凝剂前，洗井后一周左右下行电流就比上行电流高，上下行电流差值较大；在滴注防蜡降凝剂后，上下行电流都有所下降，特别是下行电流下降幅度较大，普遍低于上行电流，上下行电流差值相对较小，抽油机平衡性有较大改善。而原油凝固点则在滴注防蜡降凝剂后明显下降到17℃，并且保持平稳。
这两口井在滴注防蜡降凝剂后液量有所下降，我们认为是因这两口井间出，量油有较大误差所致。滴注前后油井各项指标对比如表1：
表1雷家滴注防蜡降凝剂效果对比
由雷6434新28井和雷643020井的现场试验来看，防蜡降凝剂对原油中的蜡确有分散、软化析出蜡块硬度、改善原油低温流动性的作用，对油井防蜡降凝有较好的效果。但由雷6434新28井两次作业的情况来看，目前使用防蜡降凝剂的配方对油井洗井周期的延长并不是无限长，而是有一定的时限。由目前现场试验的情况来看，用现在的配方洗井周期的极限为130天，时间再长，则油井结蜡情况将更重。
3.4、内涂层防蜡：内涂层表面涂料是特制的不饱和氧化物，其结构是不规则的网状结构，涂层表面上的每个阳离子并不是被所需数目的氧离子所包围，这就形成了表面力，对于具有极性的水分子可以被涂层所吸附，首先是水分子中的氧离子结构OH原子成水薄层，而阻止蜡晶与涂层表面接触，达到防蜡的作用。由于吸附水膜，形成水驱液柱，原油流动阻力降低，降低了能耗。
涂层油管、杆防蜡技术共实施七口井，井号为雷2713、雷2513、雷2711、雷2508、雷2708、雷259和雷2814。涂层油管、杆防蜡在一定程度上起到了防蜡的作用，清蜡周期由原来的35天延长到50天。但存在涂层易脱落、寿命短等问题。
3.5、油套电加热清蜡技术：利用井筒中油管和套管构成回路，对生产管柱进行加热，由于油管本体温度相对提高，使原油不易粘附管壁而结蜡。
油套电加热清蜡技术在我厂应用5口井，井号为雷2715、雷2915、雷2615、雷2617和雷观1。但由于雷家新区油井含气量大，气体析出造成大量热量流失，很难达到清蜡所需温度， 同时由于油套加热，热利用率低也很难满足清蜡的要求，有必要对目前加热工艺进行改进。
3.6、新型固体防蜡技术：该技术是在抽油泵下面的尾管上装有特制的固体药剂短节，化学药剂在流动的原油中溶解后，随着产出液的提升，改变原油中蜡晶之间的降集，并在其表面上均可形成一层活性水膜，使蜡晶微粒在高分子聚合物作用下在网络中处于分散状态，延缓蜡晶聚结、沉积。迅速返回地面，从而达到清防蜡的目的。
新型固体防蜡技术计划实施3井次，井号为雷2612、雷观2和雷2311井。雷2612和雷观2井于2008年8月中旬下入固体清防蜡短节，截止于2008年12月25日为止，已正常生产132多天。雷2311井于2008年08月下旬下入固体清防蜡短节，截止于2008年12月25日为止，已正常生产60多天。雷2612和雷观2井洗井周期延长了4倍；雷2311井洗井周期延长了1倍多。
3.7、机械刮蜡
机械自动清蜡器，在油井不停产的前提下，除蜡器主体串在抽油杆上，随着抽油机上下冲程运动，起到了清蜡的作用。并采用无棱角工艺，不划伤管壁，又不因阻力而撞掉零部件，起到了产品延时及保护油管的作用。
2008年机械刮蜡共实施1井次。雷2212井于7月17日下入机械刮蜡，日产液7.8 t/d，日产油4.6 t/d，含水45%。08年12月平均日产液3.6 t/d，日产油2.6 t/d，含水为22%。雷2212井原洗井周期为30天，下入机械自动清蜡器后，截止于12月31日，一直未洗井，洗井周期延长了5倍。
雷2212井产量和电流对比：
雷2212井日產液对比
雷2212井电流对比
从日产液和日产油对比来看，雷2212井8月和9月，日产液和日产油呈下降的趋势，08月以后，日产液和日产油趋于平稳。分析其原因，8月和9月受作业洗井的影响，08月以后是反映油井的真实产量。
从电流对比来看，08月后油井电流呈上升的趋势。如果油井结蜡。油井下行电流减少，上行电流增加。而雷2212井上下电流都增加，未显示油井结蜡，只是电流正常波动。
4、结论及下步建议
我们在前几年清防蜡工艺试验的基础上，借鉴其它油田成功的清防蜡经验，决定采取以下清防蜡技术，解决雷家油井结蜡的问题。
4.1、雷64区块清防蜡方案
鉴于雷64区块地层压力已接近或达到泡点压力，油井结蜡严重，且油井产量高原油不含水，开展以化学防蜡和电加热清蜡为主的工艺技术试验与应用，以化学防蜡为主，空心杆电加热清蜡为辅。化学防蜡在进一步完善配方和加工工艺的基础上优选一批井，进行现场试验，待工艺可行、经济合理后，在雷64块进行推广应用。空心杆电加热清蜡主要针对产量较高、产气量较小的油井，采取间断送电加热或连续送电加热的方式，来实现油井清、防蜡的目的。引进大功率（150KW）的空心杆电加热工艺技术，实现30――40 t/d油井井口产液温度达到60℃，满足清蜡需要。
4.2、雷家老区清防蜡方案
将雷家老区油井按含水分类管理，不同含水的油井采用不同的清蜡工艺。含水0――30%的油井为第一类；含水大于30%，并小于70%的油井为第二类；含水大于70%的油井为第三类。低含水的第一类油井采用油溶性化学防蜡剂以滴注形式加入的防蜡工艺防蜡；含水在30％――70％的第二类油井以机械清防蜡和磁防蜡工艺为主要清防蜡工艺，重点是机械刮蜡；第三类油井结蜡较轻，以热洗清蜡为主。
参考文献：
[1] 王鸿勋，等.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1989.
[2] 胡博仲.国外近期采油工程技术选编[M].黑龙江：黑龙江人民出版社，1995.
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。
关键词：油井结蜡；原因；工艺；效果
1、基本情况
雷家地区位于高升油田南部，构造面积20.9Km2，主要开发目的层为莲花油层，含油面积8.9Km2，地质储量1494×084t.；雷家区块主要包括两个小区块：雷家老区和雷64块。雷家老区地面原油密度0.89029g/cm3（20℃），粘度平均为76.08mPa.s（50℃），凝固点24.8℃，蜡溶点68--70℃，含蜡量平均8.36%，胶质沥青质含量28.8%。油层埋深1900-2300m，地层温度74℃，地温梯度2.9℃/080m。雷64区块油层地面原油密度0.7665g/cm3，粘度为13.97mPa.s（50℃），凝固点24℃，蜡溶点68--70℃，含蜡量平均08.96%。油层埋深1930-2280m，地层温度68.21℃，地温梯度3.256℃/080m。
目前，雷家地区共有采油井94口，合计日产液1300t/d，日产油820t/d。困绕雷家地区油井正常生产的主要问题，原油抽汲过程中管、杆结蜡的现象。
2、雷家区块结蜡的趋势分析
随着开采时间的延长，油井产量、压力大幅度下降。94口抽油井都出现结蜡现象，并有加重的趋势。清蜡周期已减为30天，个别井甚至更短。大大增加了采油成本和工人的劳动强度，增加了油井管理的难度。目前，清蜡工艺主要是热洗清蜡。
为了进一步摸清油井的结蜡变化的规律，在收集2006年和2007年的单井生产情况的基础上，认真研究分析对比后，认为雷家地区油井结蜡有以下几个特点：一是雷家老区油井结蜡比雷64块新区油井结蜡轻；二是低产液、低含水（小于30％）井结蜡严重，清蜡周期短，高含水井（大于70％）结蜡轻，清蜡周期长，中含水井界于两者之间；三是有配套的清、防蜡工艺措施的油井清蜡周期长。但对整个雷家区块，不论雷家老区还是雷64块新区，尽管有少部分油井因含水升高而结蜡程度有一定的降低，但整体上油井结蜡的趋势加重，具体表现在油井洗井周期缩短，洗井次数增加。
造成油井结蜡严重的原因主要有以下几个方面：
2.1、油井产液量下降是结蜡加重一个重要原因，随着产液量的降低，从油层中携带的热量减少，油井井筒温度场分布有所变化，液体到井口的温度有所降低，造成结蜡点下移，结蜡量增加，清蜡周期变短。产液量高井口温度就高，越不易结蜡。雷家区块生产现状也表明了这一点。
2.2、随着地层压力的下降，加重了油井结蜡。主要是由于地层压力下降，溶解气不断析出，带走了部分热能，加剧了石蜡析出。压力降越大，气体析出量越多，结蜡程度就重。但当压力降到一定程度时（即压力低于泡点压力时），气体析出量降低，结蜡量有所降低。
从目前老区各区块压力变化情况看，压力降幅较大，已经低于泡点压力，油井的生产油气比较低，析出气体对油井结蜡影响不大。而对新开发的雷64块压力降对油井结蜡影响就较大，雷64块原始地层压力为20.72Mpa，目前地层压力为14.13Mpa，部分油井压力已达到泡点压力，析出气量较多，油气比高，加剧了结蜡。压力进一步降低后，生产油气比会逐步降低，气体析出对结蜡的影响会逐渐减弱。
2.3、洗井不彻底，造成油井清蜡工作加重。目前油井热洗清蜡采用反循环方式，洗井液量一般在45――60m3，随着部分油井地层压力的降低，洗井液不能完全返排出来，对一些结蜡相对重的油井清蜡效果就差一些，这样就加速了结蜡，缩短了下一次清蜡周期，加重了清蜡工作量。尽管雷64块地层压力较高，但由于该区块结蜡较重，结蜡量多，清蜡不彻底状况仍然存在。
3、目前油井清防蜡工艺技术
从全局目前现有的清防蜡工艺技术来看,不外乎以下几种方法：在清蜡方面主要有油井热洗清蜡技术、化学清蜡技术、机械清蜡技术和电加热清蜡技术；在防蜡方面主要有磁防蜡技术、化学防蜡技术和涂层油管、杆防蜡技术。以上这几种清防蜡技术目前都在我厂应用和试验过，从这些工艺技术的试验效果来看，我们认为：
3.1、油套环空热洗清蜡技术：利用地面的热洗车，将加热的热流体从油套环空注入井底，经油管返排地面。在此过程中，热流体将蜡溶解，并随热流体返排地面，从而达到清蜡的目的。
油套环空热洗清蜡技术是一种较好的清蜡手段，清蜡彻底，但也存在一定的问题，比如容易造成蜡卡，油井排水期长，易污染油层，洗井时间长，工作量大等。热洗工艺技术有待进一步完善和改进。
3.2、磁防蜡工艺技术：原油以一定的流速通过外磁场时其分子被磁化，磁化的结果使得原油分子间的结合变得松驰，使原油分子或分子团间的聚合性减弱，原油流动性增加。这就抑制了蜡晶生成、长大，部分蜡晶以细小的颗粒状态悬浮于原油中。从而达到降粘、降凝和延长清蜡周期地效果。
磁防蜡工艺技术实施了5口井，井号为雷2008、雷2311、雷2212、雷11和雷2515。从2008年试验的5口井效果來看，平均清蜡周期延长了一倍以上，由平均30天延长到60天，最长达到了70天。有必要进一步推广试验。
3.3、化学滴注防蜡技术：许多学者研究发现，微晶蜡可以阻止石蜡结晶。因此，人们选用了与微晶蜡结构相似而分子量较大的高分子聚合物作为较高分子量石蜡的阻聚剂，PPH-Ⅱ型防蜡降凝剂就是基于这一原理研制的，它主要是采用多种高分子聚合物及其它助剂复配而成，在石蜡结晶过程中，防蜡降凝剂可以起到晶核、与原油中的蜡共晶或吸附蜡晶的作用，使原油中的石蜡形成更多的小晶体，阻止蜡晶在油管壁和抽油杆上聚集和长大，其结果是使原油中的石蜡结晶形态改变，晶体变小，结构强度降低，彼此间不易形成网络结构，因而低温流动性也得到了改善，原油的屈服值降低，凝固点也大幅度地降低。由于防蜡降凝剂分子中不仅有亲蜡基团，而且含有憎蜡基团，因此，蜡晶增大到一定大小后就不再长大，相互之间不能形成强度较大的结晶体，从而达到防蜡的目的。
2008年滴注防蜡共实施两口井，井号为雷6434新28井和雷643020井。在滴注防蜡降凝剂前，洗井后一周左右下行电流就比上行电流高，上下行电流差值较大；在滴注防蜡降凝剂后，上下行电流都有所下降，特别是下行电流下降幅度较大，普遍低于上行电流，上下行电流差值相对较小，抽油机平衡性有较大改善。而原油凝固点则在滴注防蜡降凝剂后明显下降到17℃，并且保持平稳。
这两口井在滴注防蜡降凝剂后液量有所下降，我们认为是因这两口井间出，量油有较大误差所致。滴注前后油井各项指标对比如表1：
表1雷家滴注防蜡降凝剂效果对比
由雷6434新28井和雷643020井的现场试验来看，防蜡降凝剂对原油中的蜡确有分散、软化析出蜡块硬度、改善原油低温流动性的作用，对油井防蜡降凝有较好的效果。但由雷6434新28井两次作业的情况来看，目前使用防蜡降凝剂的配方对油井洗井周期的延长并不是无限长，而是有一定的时限。由目前现场试验的情况来看，用现在的配方洗井周期的极限为130天，时间再长，则油井结蜡情况将更重。
3.4、内涂层防蜡：内涂层表面涂料是特制的不饱和氧化物，其结构是不规则的网状结构，涂层表面上的每个阳离子并不是被所需数目的氧离子所包围，这就形成了表面力，对于具有极性的水分子可以被涂层所吸附，首先是水分子中的氧离子结构OH原子成水薄层，而阻止蜡晶与涂层表面接触，达到防蜡的作用。由于吸附水膜，形成水驱液柱，原油流动阻力降低，降低了能耗。
涂层油管、杆防蜡技术共实施七口井，井号为雷2713、雷2513、雷2711、雷2508、雷2708、雷259和雷2814。涂层油管、杆防蜡在一定程度上起到了防蜡的作用，清蜡周期由原来的35天延长到50天。但存在涂层易脱落、寿命短等问题。
3.5、油套电加热清蜡技术：利用井筒中油管和套管构成回路，对生产管柱进行加热，由于油管本体温度相对提高，使原油不易粘附管壁而结蜡。
油套电加热清蜡技术在我厂应用5口井，井号为雷2715、雷2915、雷2615、雷2617和雷观1。但由于雷家新区油井含气量大，气体析出造成大量热量流失，很难达到清蜡所需温度， 同时由于油套加热，热利用率低也很难满足清蜡的要求，有必要对目前加热工艺进行改进。
3.6、新型固体防蜡技术：该技术是在抽油泵下面的尾管上装有特制的固体药剂短节，化学药剂在流动的原油中溶解后，随着产出液的提升，改变原油中蜡晶之间的降集，并在其表面上均可形成一层活性水膜，使蜡晶微粒在高分子聚合物作用下在网络中处于分散状态，延缓蜡晶聚结、沉积。迅速返回地面，从而达到清防蜡的目的。
新型固体防蜡技术计划实施3井次，井号为雷2612、雷观2和雷2311井。雷2612和雷观2井于2008年8月中旬下入固体清防蜡短节，截止于2008年12月25日为止，已正常生产132多天。雷2311井于2008年08月下旬下入固体清防蜡短节，截止于2008年12月25日为止，已正常生产60多天。雷2612和雷观2井洗井周期延长了4倍；雷2311井洗井周期延长了1倍多。
3.7、机械刮蜡
机械自动清蜡器，在油井不停产的前提下，除蜡器主体串在抽油杆上，随着抽油机上下冲程运动，起到了清蜡的作用。并采用无棱角工艺，不划伤管壁，又不因阻力而撞掉零部件，起到了产品延时及保护油管的作用。
2008年机械刮蜡共实施1井次。雷2212井于7月17日下入机械刮蜡，日产液7.8 t/d，日产油4.6 t/d，含水45%。08年12月平均日产液3.6 t/d，日产油2.6 t/d，含水为22%。雷2212井原洗井周期为30天，下入机械自动清蜡器后，截止于12月31日，一直未洗井，洗井周期延长了5倍。
雷2212井产量和电流对比：
雷2212井日產液对比
雷2212井电流对比
从日产液和日产油对比来看，雷2212井8月和9月，日产液和日产油呈下降的趋势，08月以后，日产液和日产油趋于平稳。分析其原因，8月和9月受作业洗井的影响，08月以后是反映油井的真实产量。
从电流对比来看，08月后油井电流呈上升的趋势。如果油井结蜡。油井下行电流减少，上行电流增加。而雷2212井上下电流都增加，未显示油井结蜡，只是电流正常波动。
4、结论及下步建议
我们在前几年清防蜡工艺试验的基础上，借鉴其它油田成功的清防蜡经验，决定采取以下清防蜡技术，解决雷家油井结蜡的问题。
4.1、雷64区块清防蜡方案
鉴于雷64区块地层压力已接近或达到泡点压力，油井结蜡严重，且油井产量高原油不含水，开展以化学防蜡和电加热清蜡为主的工艺技术试验与应用，以化学防蜡为主，空心杆电加热清蜡为辅。化学防蜡在进一步完善配方和加工工艺的基础上优选一批井，进行现场试验，待工艺可行、经济合理后，在雷64块进行推广应用。空心杆电加热清蜡主要针对产量较高、产气量较小的油井，采取间断送电加热或连续送电加热的方式，来实现油井清、防蜡的目的。引进大功率（150KW）的空心杆电加热工艺技术，实现30――40 t/d油井井口产液温度达到60℃，满足清蜡需要。
4.2、雷家老区清防蜡方案
将雷家老区油井按含水分类管理，不同含水的油井采用不同的清蜡工艺。含水0――30%的油井为第一类；含水大于30%，并小于70%的油井为第二类；含水大于70%的油井为第三类。低含水的第一类油井采用油溶性化学防蜡剂以滴注形式加入的防蜡工艺防蜡；含水在30％――70％的第二类油井以机械清防蜡和磁防蜡工艺为主要清防蜡工艺，重点是机械刮蜡；第三类油井结蜡较轻，以热洗清蜡为主。
参考文献：
[1] 王鸿勋，等.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1989.
[2] 胡博仲.国外近期采油工程技术选编[M].黑龙江：黑龙江人民出版社，1995.
注：文章内所有公式及图表请用PDF形式查看。