CN102277318A - 一种清防蜡菌剂及其应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种清防蜡菌剂及其应用。该菌剂由清蜡菌HP、L-510和防蜡菌UI-3、HT、Po、#6组配而成。实验证明，本发明的菌剂具有较好的清防蜡作用，当加药浓度大于100mg/L时，防蜡率达到50％以上；现场经4口井的清防蜡实验结果表明，该菌剂清防蜡的有效率达100％，加药周期由5天延长到10-28天，且施工工艺简单，用量少，成本低，经济效益高，对结蜡油井适用条件较宽，几乎对所有的结蜡油井都适用。本发明将在石油开采领域的清防蜡中发挥重要作用，应用前景广阔。

Description

一种清防蜡菌剂及其应用

技术领域

本发明属于微生物菌剂，特别是涉及一种适用于石油开采领域中进行清防蜡的清防蜡菌剂。

背景技术

清防蜡是油井生产管理中的一个重要课题(李鸿英，张劲军.蜡对原油流变性的影响，油气储运，2002，21(11)：6-12)。由于原油物性及油井开采状况的差异，油井的结蜡状况各不相同，清防蜡工艺也应随时调整。目前，采油现场主要采用加药(化学清防蜡剂)、安装井下固体缓释剂、热洗清防蜡、树脂涂层防蜡、抗石蜡析出器等方法进行清防蜡，其中化学清防蜡存在用量大、加药频率高、作用时间短、污染环境等问题，随着投产新井的增加，对化学清防蜡剂的消耗量加大，而常用热洗采取热水从高压套管环空进入，通过抽油泵从油管返出，不但影响产量，也对油层产生不同程度的污染。因而，机采井的采油领域迫切需要一种对环境污染低、成本低、作用期长、经济效益高及适用范围宽的清防蜡产品。

发明内容

本发明提供了一种对环境污染低、成本低、作用期长、经济效益高及适用范围宽的清防蜡菌剂。

为解决上述技术问题，本发明采取以下技术方案：一种清防蜡菌剂，由清蜡菌和防蜡菌组成，所述清蜡菌选自蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)HP CGMCC No.1141和枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)L-510 CGMCC No.1563中的一株或两株，所述防蜡菌选自地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)UI-3 CGMCC No.2437、短短芽孢杆菌(Brevibacillus brevis)HT CGMCC No.1142、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)Po CGMCC No.2441和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillusfusiformis)#6 CGMCC No.2439中的一株或几株。

上述清防蜡菌剂中的清蜡菌和防蜡菌的比例可根据实际需要进行调整，针对结蜡严重的井，以清蜡菌为主，比例占70％(wt)以上；针对结蜡不严重的井，以防蜡菌为主，比例占70％(wt)以上。

所述的清防蜡菌剂，所述防蜡菌至少为两种的复配，复配菌种及比例不限。

所述清防蜡菌剂中清蜡菌占10-80％(重量百分比)；所述清防蜡菌剂中防蜡菌占20-90％(重量百分比)。

所述清防蜡菌剂中清蜡菌占30-80％(重量百分比)，防蜡菌占20-80％(重量百分比)。

所述清蜡菌中HP与L-510的复配重量比为(15-60)∶(5-60)，所述防蜡菌中Po∶U1-3∶#6∶HT重量比为(0-20)∶(0-20)∶(0-35)∶(0-35)。

具体的，所述清防蜡菌剂为以下各菌种按重量份复配的配方之一：

配方一：HP、L-510、Po、U1-3、#6和HT按20∶60∶5∶5∶5∶5复配；

配方二：HP、L-510、Po、U1-3和#6按60∶10∶10∶10∶10复配；

配方三：HP、L-510、Po和U1-3按30∶40∶15∶15复配；

配方四：HP、L-510、Po、U1-3和HT按35∶35∶10∶10∶10复配；

配方五：HP、L-510、#6和HT按15∶15∶35∶35复配；

配方六：L-510、Po、U1-3、#6和HT按10∶10∶20∶30∶30复配；

配方七：HP、L-510、Po、U1-3、#6和HT按15∶5∶20∶20∶20∶20复配。

以上所述的清防蜡菌剂在石油开采领域清防蜡中的应用也属于本发明内容。

采用以上设计，本发明提供了由清蜡菌和防蜡菌组成的清防蜡菌剂，主要是利用微生物对原油中的高分子碳链(如石蜡)具有一定的降解作用，及其代谢产物生物表面活性剂和生物乳化剂能改善原油的流动性，增加油井产量。实验证明，本发明的菌剂具有较好的清防蜡作用，经室内性能评价，该菌剂对空白原油的含蜡量和含胶量降低率分别为13.4％～19.0％和10.7％～17.8％，当加药浓度大于100mg/L时，防蜡率达到50％以上；现场经4口油井的清防蜡实验结果表明，该菌剂清防蜡的有效率达100％，加药周期由5天延长到10-28天(有效期长)，施工工艺简单，避免热洗造成的油层损害，而且用量少，成本低，经济效益高，对结蜡油井适用条件较宽(几乎所有的结蜡油井都适用)。综上所述，本发明将在石油开采领域的清防蜡中发挥重要作用，应用前景广阔。

下面结合具体实施例对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1为清、防蜡菌作用前后原油粘度随剪切速率的变化情况

图2为本发明清防蜡菌剂的防蜡效果检测结果

图3为本发明清防蜡菌剂和化学防蜡剂对原油蜡晶形态变化的影响

图4为卫1-14-7井(A幅)和卫1-14-13井(B幅)的电流变化图

图5为卫1-25-4井(A幅)和卫1-11-6(B幅)的电流变化图

具体实施方式

为克服现有化学清防蜡存在用量大、加药频率高、作用时间短、污染环境的缺点，本发明提供了一种在满足基本性能前提下对环境污染低、成本低、作用期长、经济效益高及适用范围宽的清防蜡菌剂。

本发明提供的清防蜡菌剂，由清蜡菌和防蜡菌组成，所述清蜡菌选自蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)CGMCC No.1141(参见CN1236054C，编号HP)、枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)CGMCC No.1563(参见CN100368532C，编号L-510)中的一株或几株，所述防蜡菌选自地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)CGMCC No.2437(参见CN101412979B，编号UI-3)、短短芽孢杆菌(Brevibacillus brevis)CGMCC No.1142(参见CN1236053C，编号HT)、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)CGMCC No.2441(参见CN101407777A，编号Po)和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillusfusiformis)CGMCC No.2439(参见CN101412980B，编号#6)中的一株或几株。

上述清防蜡菌剂中的清蜡菌和防蜡菌的比例可根据实际需要进行调整，针对结蜡严重的井，以清蜡菌为主，比例占70％(wt)以上；针对结蜡不严重的井，以防蜡菌为主，比例占70％(wt)以上。

实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

下述实施例中所用方法如无特别说明均为常规方法。

下述实施例中所用的油水样：卫星油田葡萄花油层地面原油密度平均为0.867g/cm³，原油粘度平均为38.5mPa·s，凝固点平均为35.5℃，含蜡量平均为25.7％，含胶量平均为16.2％。水分析氯离子含量平均为3417.5mg/L，总矿化度平均为8902.3mg/L，水型属NaHCO₃型。

清防蜡菌培养基：NaCl 5g，K₂HPO₄·3H₂O 10g，KH₂PO₄ 4g，MgSO₄·7H₂O 0.25g，(NH₄)₂SO₄1g，蛋白胨10g，用水定容至1L，调pH 6.0～7.0，121℃，蒸汽灭菌20min。

检测方法：

1、原油族组成分析：参照SY/T 5119-1995中的分析方法，用柱层析法检测油样的族组成变化。

2、原油全烃分析：参照SY/T 5120-1997中的分析方法，用HP-6890全烃色谱分析仪检测油样全烃组分。

3、原油流变性分析：用HAAKE RS150流变仪测定，剪切速率范围0.01～10s-1。

4、清防蜡率测定：采用文献(谈媛，易绍金，李向东表面粘附菌膜及微生物清防蜡作用机理研究，石油天然气学报，2008，30(11)：344-346)中记载的方法。

实施例1、清、防蜡菌对原油粘度变化的影响

分别检测蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)HP(CGMCC No.1141)、枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)L-510(CGMCC No.1563)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)UI-3(CGMCC No.2437)、短短芽孢杆菌(Brevibacillus brevis)HT(CGMCC No.1142)、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)Po(CGMCCNo.2441)和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillus fusiformis)#6(CGMCC No.2439)对原油粘度变化的影响。

方法为：将上述菌种按5％(wt)的比例接种于清防蜡菌培养基中，再加入6％～10％(wt)的卫星油田葡萄花油层地面原油，以未接种菌的培养基为空白对照，检测菌种作用前、后原油的流变性变化。

检测结果表明，经上述6株菌分别作用后原油的粘度均有不同程度的下降，其中HT、U1-3、HP、#6菌种作用前、后原油粘度随剪切速率的变化情况如图1所示，可以看出，随着剪切速率的增大，这四株菌作用后的原油粘度不断地下降，菌株U1-3作用后的原油粘度下降的幅度最小，菌株HP作用后的原油粘度下降的幅度最大。

实施例2、清、防蜡菌对原油族组成变化的影响

分别检测蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)HP(CGMCC No.1141)、枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)L-510(CGMCC No.1563)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)UI-3(CGMCC No.2437)、短短芽孢杆菌(Brevibacillus brevis)HT(CGMCC No.1142)、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)Po(CGMCCNo.2441)和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillus fusiformis)#6(CGMCC No.2439)对原油族组成变化的影响。

方法为：将上述菌种分别按5％(wt)的比例接种于清防蜡菌培养基中，再加入6％～10％(wt)的卫星油田葡萄花油层地面原油，以未接种菌的培养基为空白对照，检测菌种作用前、后原油的族组成变化情况。

检测结果如表1所示，同未接菌的空白原油相比，经上述清、防蜡菌作用后原油的饱和烃成分都有所增加，尤以菌种L-510作用后的原油中饱和烃成分的增加量最多，芳烃组分基本上呈现减少趋势。经上述清、防蜡菌作用后原油中的非烃组分变化不大，只有菌株L-510作用后原油中的非烃成分减少，这可能是因为微生物在与原油作用过程中，不只是降解芳烃和长链饱和烃，也涉及到了非烃物质，但这6株菌作用后原油中的沥青质组分均也明显减少。表1给出微生物作用前后原油的族组成变化结果。

表1 清、防蜡菌作用前、后原油族组成变化情况

实施例3、清、防蜡菌对原油含蜡、胶量变化的影响

分别检测蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)HP(CGMCC No.1141)、枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)L-510(CGMCC No.1563)、地衣芽孢杆菌(Bacilluslicheniformis)UI-3(CGMCC No.2437)、短短芽孢杆菌(Brevibacillus brevis)HT(CGMCC No.1142)、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)Po(CGMCCNo.2441)和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillus fusiformis)#6(CGMCC No.2439)对原油含蜡、胶量变化的影响。

方法为：将上述菌种按5％(wt)的比例接种于清防蜡菌培养基中，再加入6％～10％(wt)的卫星油田葡萄花油层地面原油，以未接种菌的培养基为空白对照，按中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 7550-2000原油中蜡、胶质、沥青质含量测定法用柱色层析法检测菌种作用前、后原油的含蜡、胶量变化情况。

结果如表2所示，同未接菌的空白原油相比，经上述清、防蜡菌作用后原油的蜡、胶含量都有所下降，其中菌种Po作用后的原油中含蜡量下降幅度最小，降低率为4.9％，菌种L-510作用后的原油含蜡量下降幅度最大，原油含蜡量由对照原油的24.7％下降到19.4％，降幅达到21.5％，其余菌种作用后的原油含蜡量下降幅度较大，含蜡量由对照原油的24.7％降到21.4％～20.0％，降低率为13.4％～19.0％；菌种#6和Po作用后的原油中含胶量下降幅度较小，分别为6.7％和6.3％，菌种L-510作用后的原油含胶量下降幅度最大，原油含胶量由对照原油的16.7％下降到13.7％，降低率达到17.8％，其余菌种作用后的原油含胶量下降幅度较大，含胶量由对照原油的16.7％降到13.7％～16.0％，降低率为10.7％～17.8％。

表2 清、防蜡菌作用前、后原油的蜡和胶含量变化情况

试验结果证明上述菌种均可用于制备清防蜡菌剂。

实施例4、清防蜡菌剂的制备

本发明清防蜡菌剂的制备方法为：将蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)CGMCCNo.1141(参见CN1236054C，编号HP)、枯草芽孢杆菌(Bacillus subtilis)CGMCCNo.1563(参见CN100368532C，编号L-510)、地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)CGMCC No.2437(参见CN101412979B，编号UI-3)、短短芽孢杆菌(Brevibacillusbrevis)CGMCC No.1142(参见CN1236053C，编号HT)、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)CGMCC No.2441(参见CN101407777A，编号Po)和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillus fusiformis)CGMCC No.2439(参见CN101412980B，编号#6)分别按5wt％量接种于清防蜡菌培养基中，得到各自单菌菌剂。按表3所示配方中的重量份数比将所需单菌菌剂混合，得到清防蜡复合菌剂。清防蜡复合菌剂中的清蜡菌和防蜡菌的比例可根据实际需要进行调整，针对结蜡严重的井，以清蜡菌为主，比例占70％(wt)以上(如配方1、2、3和4)；针对结蜡不严重的井，以防蜡菌为主，比例占70％(wt)以上(如配方5、6和7)。

表3 清防蜡复合菌剂的配方(单位：重量％)

实施例5、清防蜡菌剂的防蜡效果测定

检测实施例4制备的复合清防蜡菌剂的防蜡效果，并以单菌菌剂作为对照，采用静态法进行微生物防蜡率测定，具体方法为：将含蜡原油(混合原油)添加6％～10％(wt)到接种有清防蜡菌剂(菌剂添加量为250mg)的1L清防蜡菌无机盐培养液中，在120r/min、50℃的摇床上培养48h，然后将A3钢片挂于原油中，在1h内将温度由60℃降至25℃，静置30min后取出钢片，用异丙醇洗去原油，然后称量，由作用前、后质量差求得钢片上的结蜡量，与空白试片相比，得出菌剂的防蜡率。

检测结果如表4所示。

表4 各菌剂防蜡效果

表4数据显示，经配方1-7复合菌剂处理后，防蜡率均大于50％，由于实验的原油为混合原油，成分较为复杂，使用复合菌剂的清蜡效果均优于单一菌剂的效果，其中，配方3的效果最为突出，防蜡率62.5％，表明该复合菌剂具有很好的防清蜡的作用；配方8使用单一的防蜡菌种组合的复合菌液，效果上稍逊其他配方的复合菌剂效果，提示在复合菌剂中，最好加入2种或以上的防蜡菌种。

采用上述同样方法以配方3的复合菌剂为例检测不同菌剂添加量对防蜡率的影响，菌剂添加量分别为75、100、150、175、200、250、300、350mg。检测结果如图2所示，显示微生物清防蜡剂的加入浓度超过100mg/L时，防蜡率均达到50％以上，可以满足采油现场应用的技术指标。

实施例6、清防蜡菌剂和化学防蜡剂对原油蜡晶形态变化的影响

检测清防蜡复合菌剂对原油蜡晶形态变化的影响，方法为：将含蜡原油添加6％～10％(wt)到接种有清防蜡复合菌剂(配方3，菌剂添加量为250mg)的1L清防蜡菌无机盐培养液中，在120r/min、50℃的摇床上培养48h，然后将A3钢片挂于原油中，在1h内将温度由60℃降至25℃，静置30min后取出钢片，用异丙醇洗去原油，以加化学防蜡剂(大庆常弘石油化工科技有限公司生产的油基CHHO-3和水基CHHO-4清防蜡剂)为对照，用偏光显微镜观察空白油样、加清防蜡菌剂与加化学防蜡剂后原油蜡晶形态的变化情况。

结果如图3所示，从偏光图片中可以观察到微生物清防蜡菌不仅能分解石蜡组分，改善原油的流动性，而且能影响蜡晶形态的变化；而化学防蜡剂依靠产生的微乳液滴渗入到原油组分中，形成分散的W/O型的空间网状乳状液，抑制蜡晶的形成。因此，这两种防蜡剂的作用机理和使用条件是有明显差别的。

实施例7、清防蜡菌剂的现场应用效果

本发明的清防蜡菌剂在使用时是将其从套管注入井底，利用活体微生物的运移、代谢和繁殖，降解原油中的蜡质组分，生成生物表面活性剂，改善原油的流动性，在井筒内达到清防蜡的目的，进行现场应用的方法如下：

1、选井条件

(1)通常加药周期为5～10天(候选的易结蜡井)；

(2)日产量小于10吨/天；

(3)含水量为20～80％；

(4)井温(泵吸入口温度)小于85℃；

(5)沉没度范围为100～300m；

(6)泵效≥40％。

2、施工方案

挑选一批除采用化学清防蜡剂而无其它清防蜡方法的符合选井条件的井(井号见表5)，热水洗井后，做到井筒无蜡沉积，无有害化学剂。在洗井后直接加菌，一般一天后或第三天，首次加入100Kg菌液，初定为10天为一周期，之后每次加入50Kg菌液(加菌时间及菌量见表5)。选取菌剂加入前一个半月的化学清防蜡剂，购自大庆常弘石油化工科技有限公司生产的油基CHHO-3和水基CHHO-4清防蜡剂，其中油基药剂CHHO-3的加入量为30～100kg/5天，水基药剂CHHO-4的加入量为30～40kg/5天。目的是与化学药剂的试验效果进行对比，使试验更加直观。本试验的目的是为了验证本发明的清防蜡菌剂(表5中井号与复合菌剂配方的对应关系为：卫1-20-12使用配方2的菌剂，卫1-11-6使用配方1的菌剂，卫1-14-7使用配方4的菌剂，卫1-14-13使用配方3的菌剂，卫1-25-4使用配方5的菌剂，卫1-18-9使用配方6的菌剂)在单井清防蜡处理中的实际效果。

表5 清防蜡菌剂现场应用的加菌时间及菌量

3、应用效果

结果通过两个月的试验，除卫1-20-12，卫1-18-9因不出液停机和调参因素使试验终止外，其余4口井都取得了令人满意的效果，其中卫1-11-6、卫1-14-7、卫1-14-13、卫1-25-4四口井只作为有效性试验，取试验前15个工作日的药剂数据和试验后15个工作日的药剂数据与试验中加菌60天的数据对比。

从试验数据上看，电流变化平稳，与试验前的药剂电流和试验后的药剂电流相当或小于，具体结果如下：

卫1-14-7(见图4之A幅)：该井于5月25日进行洗井处理，26日首次加菌液100Kg，第二轮加菌在6月16日，加菌液量为50Kg，以后三次加菌平均为10天左右，加菌液量为50Kg。从测量的电流曲线图上看出加菌期间比加菌前电流下降3个A，与加菌后(即接续加药期间)电流相当。电流变化较为平稳。

卫1-14-13(见图4之B幅)：该井于5月24日进行洗井处理，26日首次加菌100Kg，第二轮加菌在6月16日，加菌量为50Kg，以后三次加菌平均为10天左右，加菌量为50Kg。从测量的电流曲线图上看出加菌期间比加菌前电流下降1个A，与加菌后(即接续加药期间)电流相当。

卫1-25-4(见图5之A幅)：该井于5月25日进行洗井处理，26日首次加菌100Kg，

第二轮加菌在6月16日，加菌量为50Kg，以后三次加菌平均为10天左右，加菌量为50Kg。从测量的电流曲线图上看出加菌期间比加菌前电流比基本平稳，与加菌后(即接续加药期间)电流相当。

卫1-11-6(见图5之B幅，图中上面一条为上电流，下面一条为下电流)：该井于6月24日进行洗井处理，26日首次加菌100Kg，电流保持在29/26A左右，在认定该井加菌有效后，于8月7日最后加菌50Kg后，不再加菌，直到电流有向上的变化趋势为止。

卫1-18-9：该井于5月24日进行洗井处理，26日首次加菌100Kg，电流保持在26/28A左右，由于生产的需要，6月5日该井调参，由6冲次调到8冲次，电流上升到47/48A，对于电流的突然上升，已无法与加菌前的加药期间的电流对比，决定终止该井的试验。

卫1-20-12：该井于6月24日进行洗井处理，26日首次加菌100Kg，电流保持在33/30A左右，由于不出液，7月30日该井洗井后停机，8月4日重新起机出液，决定终止该井的试验。

用正常运行的卫1-11-6、卫1-14-7、卫1-14-13、卫1-25-4四口井再次试用了实施例4中的其它配方(2、6、7和8)2个月，结果复合菌剂均能获清防蜡效果(电流变化平稳，与试验前的药剂电流和试验后的药剂电流相当或小于)，配方1-7均得了令人满意的试验结果，清防蜡有效率达100％，加药周期由5天延长到10-28天。比较而言，配方8中复配的菌种数量只有3种，其中防蜡菌只有1种，其防蜡的效果略差。因为实验的原油为混合原油，成分较为复杂，其它配方中防蜡菌都在2种以上，因此清防蜡效果更明显。

Claims (10)

1.一种清防蜡复合菌剂，包含清蜡菌和防蜡菌的混合菌剂，所述清蜡菌选自蜡状芽孢杆菌(Bacillus cereus)HP CGMCC No.1141和枯草芽孢杆菌(Bacillussubtilis)L-510 CGMCC No.1563中的一株或两株，所述防蜡菌选自地衣芽孢杆菌(Bacillus licheniformis)UI-3 CGMCC No.2437、短短芽孢杆菌(Brevibacillusbrevis)HT CGMCC No.1142、波茨坦短芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)PoCGMCC No.2441和梭形芽孢杆菌(Lysinnibacillus fusiformis)#6 CGMCC No.2439中的一株或几株。

2.根据权利要求1所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清防蜡菌剂中的清蜡菌和防蜡菌的比例可根据实际需要进行调整，针对结蜡严重的井，以清蜡菌为主，比例占70％(重量百分比)以上；针对结蜡不严重的井，以防蜡菌为主，比例占70％(重量百分比)以上。

3.根据权利要求1或2所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述防蜡菌至少为两种的复配，复配菌种及比例不限。

4.根据权利要求1或2所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清防蜡菌剂中包括一种清蜡菌和至少两种防蜡菌的复配，复配菌种及比例不限。

5.根据权利要求1或2所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清防蜡菌剂中包括两种清蜡菌复配和至少两种防蜡菌复配，复配菌种及比例不限。

6.根据权利要求1或2所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清防蜡菌剂中清蜡菌占10-80％(重量百分比)；所述清防蜡菌剂中防蜡菌占20-90％(重量百分比)。

7.根据权利要求5所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清防蜡菌剂中清蜡菌占30-80％(重量百分比)，防蜡菌占20-80％(重量百分比)。

8.根据权利要求7所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清蜡菌中HP与L-510的复配重量比为(15-60)∶(5-60)，所述防蜡菌中Po∶U1-3∶#6∶HT重量比为(0-20)∶(0-20)∶(0-35)∶(0-35)。

9.根据权利要求4或5所述的清防蜡菌剂，其特征在于：所述清防蜡菌剂为以下各菌种按重量份复配的配方之一：

配方一：HP、L-510、Po、U1-3、#6和HT按20∶60∶5∶5∶5∶5复配；

配方二：HP、L-510、Po、U1-3和#6按60∶10∶10∶10∶10复配；

配方三：HP、L-510、Po和U1-3按30∶40∶15∶15复配；

配方四：HP、L-510、Po、U1-3和HT按35∶35∶10∶10∶10复配；

配方五：HP、L-510、#6和HT按15∶15∶35∶35复配；

配方六：L-510、Po、U1-3、#6和HT按10∶10∶20∶30∶30复配；

配方七：HP、L-510、Po、U1-3、#6和HT按15∶5∶20∶20∶20∶20复配。

10.权利要求1-9任一项所述的清防蜡菌剂在石油开采领域清防蜡中的应用。

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