CN102888214A

CN102888214A - 一种乳液型油井降粘清防蜡剂及其使用方法

Info

Publication number: CN102888214A
Application number: CN2012104080203A
Authority: CN
Inventors: 付海兵; 葛小珍; 吕永恒
Original assignee: 吕永恒
Current assignee: Shuanghe Community Service Center of Sinopec Henan Petroleum Exploration Bureau
Priority date: 2012-10-24
Filing date: 2012-10-24
Publication date: 2013-01-23
Anticipated expiration: 2032-10-24
Also published as: CN102888214B

Abstract

本发明属于油田应用化学技术领域，公开了一种乳液型油井降粘清防蜡剂及其使用方法。其质量百分含量组成为：环己烷20～40%、乳化剂1～3%、分散剂MF2～15%、表面活性剂LAS5~15%、氢氧化钠5～7%、渗透剂JFC0.5～3%和水17～66.5%，所述乳化剂为油酸与油酸钠的复配物，其中油酸与油酸钠的重量比为（3~5）：（2~4）。采用带压冲击式加药，承受压力为0.3～4MPa，加药周期为2~3天，加药浓度根据不同油井产出液的蜡和胶质+沥青质含量确定且所述加药浓度计算基数是单口油井的产液量。本发明清防蜡剂能够有效实现防蜡和降粘作用，其防蜡率可大于0.025g/min；降粘率大于30%；并且能够在井筒温度下实现迅速破乳，从而充分发挥有机溶剂清除沉积蜡的作用。

Description

一种乳液型油井降粘清防蜡剂及其使用方法

技术领域

本发明属于油田应用化学技术领域，具体涉及一种乳液型油井降粘清防蜡剂及其使用方法。

背景技术

目前，我国原油含蜡量普遍较高，原油开采过程中蜡的析出严重影响生产。清防蜡剂主要有油基、水基和乳液型，乳液型兼具油基和水基清防蜡剂的优点，既保留了有机溶剂及表面活性剂的清蜡效果，又克服了油基型清防蜡剂对人体毒害性较大和水基型清防蜡剂受温度影响较大的缺点，达到清防蜡的效果。而油井上的加药方式常采用连续性和冲击式两种加药方式，连续加药会造成瞬时加药量小，长期以来还会有蜡晶沉积；而传统的冲击式加药，往往需要停机作业，影响原油正常生产。

发明内容

本发明的目的在于提供一种乳液型油井降粘清防蜡剂及其使用方法，该清防蜡剂是一种兼具降粘和清防蜡功能，且能促进原油脱水的化学剂，实现带压冲击式加药，不影响原油正常生产。

为实现上述目的，本发明采取的技术方案如下：

一种乳液型油井降粘清防蜡剂，其质量百分含量组成为：环己烷 20～40%、乳化剂 1～3%、分散剂MF 2～15%、表面活性剂LAS 5~15%、氢氧化钠 5～7%、渗透剂JFC 0.5～3%和水17～66.5%，所述乳化剂为油酸与油酸钠的复配物，其中油酸与油酸钠的重量比为（3~5）：（2~4）。

使用方法：采用带压冲击式加药，承受压力为0.3～4MPa，加药周期为2~3天，加药浓度根据不同油井产出液的蜡和胶质+沥青质含量确定，以质量百分含量计：当含蜡量＜30%、胶质+沥青质含量不限时，加药浓度150～250mg/l；当含蜡量≥30%、胶质+沥青质含量＜22%时，加药浓度350～450mg/l；当含蜡量≥30%、胶质+沥青质含量≥22%时，加药浓度250～350mg/l；所述加药浓度计算基数是单口油井的产液量。

本发明的优点：本发明清防蜡剂利用表面活性剂LAS和氢氧化钠的协同效应，即氢氧化钠促使LAS形成更低的表面张力，使井筒内壁具有憎油性，从而难以形成蜡的结晶中心，起到防蜡作用；同时，表面活性剂LAS形成的极低的表面张力的作用能够实现有效降粘。根据季节温度调整乳化剂和渗透剂JFC含量，即随着季节温度的提高，在浓度范围内逐渐增加乳化剂和渗透剂的含量（夏季在浓度范围内，增加乳化剂和渗透剂含量，冬季使用浓度范围的最小值），能够保证微乳液在地面温度下的相对稳定，而在井筒温度下实现迅速破乳，从而充分发挥有机溶剂清除沉积蜡的作用。

具体实施方式

以下结合具体实施例对本发明的技术方案做进一步地详细介绍，但本发明的保护范围并不局限于此.。

实施例1

赵凹油田单井，油井生产季节夏季、温度不高于34℃，根据现场油井结蜡实际情况、采出液中各组分的具体含量（质量百分含量）：含蜡量27%、胶质+沥青质含量25%，选择清防蜡降粘剂的各组分的配比（质量%）如下：环己烷40%、乳化剂3%、分散剂MF 15%、表面活性剂LAS 12%、氢氧化钠 5%、渗透剂JFC 3%和水22%，所述乳化剂为油酸与油酸钠的复配物，其中油酸与油酸钠的重量比为5：3。

将上述物料直接搅拌调制而成一种微乳液混合物，即为本发明的乳液型油井降粘清防蜡剂，待用。

加药方式采用车载高压泵的加药方式，实现不停抽的情况下带压冲击式加药。冲击式加药可以使药剂瞬时加药浓度达到极大值，从而高效地清除沉积蜡。其中，高压泵压力（承受压力）为2.5MPa，加药周期为：2天加一次，加药浓度为250mg/L（加药浓度计算基数是单口井的产液量）。

实施例2

张店油田单井，油井生产季节冬季、温度不高于20℃，根据现场油井结蜡实际情况、采出液中各组分的具体含量（质量百分含量）：含蜡量33%、胶质+沥青质含量17%，选择清防蜡降粘剂的各组分的配比（质量%）如下：环己烷 37%、乳化剂 1.2%、分散剂MF5%、表面活性剂LAS 14%、氢氧化钠7%、渗透剂JFC 1.5%和水34.3%，所述乳化剂为油酸与油酸钠的复配物，其中油酸与油酸钠的重量比为4：3。

加药方式采用车载高压泵的加药方式，实现不停抽的情况下带压冲击式加药。冲击式加药可以使药剂瞬时加药浓度达到极大值，从而高效地清除沉积蜡。其中，高压泵压力（承受压力）为2.0MPa，加药周期为：2天加一次，加药浓度为400mg/L（加药浓度计算基数是单口井的产液量）。

实施例3

张店油田单井，油井生产季节春秋季节、温度22℃，根据现场油井结蜡实际情况、采出液中各组分的具体含量（质量百分含量）：含蜡量32%、胶质+沥青质含量23%，选择清防蜡降粘剂的各组分的配比（质量%）如下：环己烷 35%、乳化剂 2%、分散剂MF7%、表面活性剂LAS 13%、氢氧化钠 6%、渗透剂JFC 2.5%和水34.5%，所述乳化剂为油酸与油酸钠的复配物，其中油酸与油酸钠的重量比为3：3。

加药方式采用车载高压泵的加药方式，实现不停抽的情况下带压冲击式加药。冲击式加药可以使药剂瞬时加药浓度达到极大值，从而高效地清除沉积蜡。其中，高压泵压力（承受压力）为2.5MPa，加药周期为：3天加一次，加药浓度为300mg/L（加药浓度计算基数是单口井的产液量）。

根据标准SY/T6300-2009采油用清防蜡剂技术条件要求的测定方法，分别测定实施例1~3获得的清防蜡剂的防蜡率和降粘率，油样为实施例1的赵凹油田一口单井样、实施例2和3的张店油田两口单井样，进行测定：其防蜡率均可大于0.025g/min，远远超出标准要求的0.016g/min的要求；降粘率大于30%，达到纯防蜡剂要求的降粘技术要求。

Claims

1.一种乳液型油井降粘清防蜡剂，其特征在于其质量百分含量组成为：环己烷 20～40%、乳化剂 1～3%、分散剂MF 2～15%、表面活性剂LAS 5～15%、氢氧化钠 5～7%、渗透剂JFC 0.5～3%和水17～66.5%，所述乳化剂为油酸与油酸钠的复配物，其中油酸与油酸钠的重量比为（3~5）：（2~4）。

2.一种如权利要求1所述的乳液型油井降粘清防蜡剂的使用方法，其特征在于：采用带压冲击式加药，承受压力为0.3～4MPa，加药周期为2~3天，加药浓度根据不同油井产出液的蜡和胶质+沥青质含量确定，以质量百分含量计：当含蜡量＜30%、胶质+沥青质含量不限时，加药浓度150～250mg/l；当含蜡量≥30%、胶质+沥青质含量＜22%时，加药浓度350～450mg/l；当含蜡量≥30%、胶质+沥青质含量≥22%时，加药浓度250～350mg/l；所述加药浓度计算基数是单口油井的产液量。