CN103555307A - 一种采油用解堵剂 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种采油用解堵剂。以重量份计，该解堵剂包括甲苯38-43份，二甲苯8-13份，十二烷基磺酸钠18-23份，以及乙二醇单丁醚13-18份。本发明解堵剂是一种能够将采油井井筒中附结的胶质、沥青、蜡等堵塞物质溶解，从而解决井筒堵塞问题的解堵剂。

Description

一种采油用解堵剂

技术领域

本发明涉及油气田开采领域，尤其是涉及应用于油气田开采的解堵剂。

背景技术

稀油在生产过程中，随着温度的降低，在油管内壁析出沥青质和蜡质，这种析出物固结的温度很高（如胶质、沥青加热至80℃才变软）。经历2-3个月，在管壁粘结固化便使得井筒堵塞相当严重。油田通常采用刮蜡等物理方法和加注解堵剂的化学方法解决堵塞，但物理方法存在施工工序复杂、作业风险高、成本高等弊端，而化学方法施工简单、成本低，目前逐渐成为油田行之有效的解堵手段。

化学解堵方法有无机放热型，即利用某些化学药剂（如铝加氢氧化钠）进行反应产生热量，清除油井中沥青、蜡的沉积物。这种方法成本高，效果差，逐渐很少使用。另一种化学解堵方法是有机溶剂法，即使用对沥青、蜡具有强溶解性能的溶剂来清除堵塞。近年来，随着表面活性剂的应用日益广泛，溶剂型解堵剂又有了较大的发展。概括起来可以分为油基清蜡解堵剂、水基清蜡解堵剂、乳液清蜡解堵剂三种类型。

油基清蜡解堵剂是一种溶蜡量很大的溶剂，能将已形成的蜡溶解。目前，国内外采用的溶剂有二硫化碳、四氯化碳、氯仿、苯、二甲苯、汽油、煤油、柴油、凝析油和石油醚等。为了进一步提高清蜡效果，在其中常引入表面活性剂，以提高溶剂的分散、渗透、洗净作用。例如，日本第一工业制药公司parahip PD，美国Dow-ell公司的P121清蜡剂都以溶剂加表面活性剂配制而成。前苏联利用合成橡胶厂的废料配以表面活性剂制得清蜡剂，具有良好的清蜡效果。国内发展的BJ系列清蜡剂，胜利油田的胜利1,2号清蜡剂效果也很好。常用的表面活性剂有烷基或芳基磺酸盐，油溶性烷基季铵盐，聚氧乙烯壬基酚醚，磷酸酯等。油基清蜡剂清蜡效果好，但通常使用的溶剂毒性大，易燃、易爆、易被原油稀释，使其使用受到限制。如清蜡效果较好的CS2，因其毒性大易使炼油催化剂中毒而停止使用。目前，含硫、氯的溶剂因对人体毒害性大，使用越来越少。

常用的清除沥青质沉积的方法是在油井中注入溶剂或分散剂，一般使用的溶剂为芳香族化合物如苯、甲苯、二甲苯等，其中二甲苯的溶解效果最好，适当比例的混合溶剂处理效果更好。现场使用中出现的问题有：溶剂用量大，处理效果维持时间短，作业频繁和环境污染等。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是：提供了一种溶解速度快，配制方便，生产和井场施工工艺简便的针对蜡、沥青的油溶性解堵剂。

为了解决上述技术问题，本发明提供的第一技术方案，一种采油用解堵剂，以重量份计，包括甲苯38-43份，二甲苯8-13份，十二烷基磺酸钠18-23份，以及乙二醇单丁醚13-18份。

前述的采油用解堵剂，所述解堵剂密度0.868-0.870g/cm³，粘度（室温，20℃）<10mPa.s，凝固点<-35℃，外观：白色透明液体。

前述的采油用解堵剂，所述解堵剂解堵速率为0.9452-2.4508mg/ml.min。

前述的解堵剂，所述解堵剂配合热化学剂使用，解堵速率为3.1543-58.3400mg/ml.min。

前述的采油用解堵剂，所述热化学剂为亚硝酸钠与氯化铵的混合物，其中NH₄ ⁺与NO₂ ^-离子物质的量之比为1:1。

前述的采油用解堵剂，所述解堵剂与热化学剂体积比为0.8-1.2：1.6-2.4。

本解堵剂适用于解决稀油区块单井原油中因含胶质、沥青、蜡导致的井筒堵塞的问题，施工时依次注入，关井反应完毕后进行返排。化学解堵后，使得油管恢复油流通道，恢复产能。油田单井井筒解堵有效率在95%以上。

具体实施方式

为充分了解本发明之目的、特征及功效，借由下述具体的实施方式，对本发明做详细说明。

一种采油用解堵剂，以重量份计，包括甲苯38-43份，二甲苯8-13份，十二烷基磺酸钠18-23份，以及乙二醇单丁醚13-18份。

所述采油用解堵剂密度0.868-0.870g/cm³，粘度（室温）<10mPa.s，凝固点<-35℃，外观：白色透明液体。所述解堵剂解堵速率为0.9452-2.4508mg/ml.min。

所述解堵剂配合热化学剂使用，解堵速率为3.1543-58.3400mg/ml.min。热化学剂为亚硝酸钠与氯化铵的混合物，其中NH₄ ⁺与NO₂ ^-离子物质的量之比为1:1。解堵剂与热化学剂使用时体积比为0.8-1.2：1.6-2.4。

本发明解堵剂能够将采油井井筒中附结的胶质、沥青、蜡等堵塞物质溶解，从而解决井筒堵塞问题的解堵剂。在油井解堵施工时，按本发明配方配制的解堵剂使用泵车连续（或间断）注入井筒，即可使油井井筒壁上附结的胶质、沥青、蜡等堵塞物发生溶解、分散，关井反应完毕后进行返排，从而恢复正常生产。在配合热化学剂使用时，使用相同剂量的解堵剂，解堵效果更优。

下面通过具体的实施例来阐述本发明的方法的实施，本领域技术人员应当理解的是，这不应被理解为对本发明权利要求范围的限制。

制备实施例

实施例1

将甲苯43g，二甲苯8g，十二烷基磺酸钠23g，以及乙二醇单丁醚18g混合均匀，得到解堵剂1#。

实施例2和3

实施例2和3采用的制备方法与实施例1相同，不同之处在于：

实施例2（2#）配方为：甲苯38g，二甲苯13g，十二烷基磺酸钠18g，以及乙二醇单丁醚13g。

实施例3（3#）配方为：甲苯40g，二甲苯10g，十二烷基磺酸钠21g，以及乙二醇单丁醚15g。

性能测试实施例

1、井场堵塞物样品简介

试验所用的堵塞物均为塔河油田稀油井生产过程中所析出的黑色固体块状物，例如：S86井块状物表面有煤光泽，易碎，其它井堵塞物均为黑色胶结固块状物质。定性的观察，主要为胶质、沥青质和蜡等有机杂物。

堵塞物来源：前期解堵作业现场收集，放置2-6个月，由于在空气中风干氧化，比在井筒较难处理一点，说明在室内试验条件更为苛刻。

2、溶解速率试验

1）静置试验方法

参照SY／T6300－1997溶解速率试验方法，即静置溶解速率：在一试管或50ml的比色管中加入10ml解堵剂，于45℃或50℃的水浴预热15min，加入0.5g（称量准确至0.0001g）形状相同的堵塞物一整块，记录完全溶解的时间（min），计算溶解速率。

计算公式：

$V=\frac{G}{d.t}$

V———溶解速率，mg/ml.min；G———堵塞物的质量，mg

d———解堵剂的体积，ml；t———完全溶解所需要的时间，min。

2）配合热化学剂的试验方法

吸取解堵剂5ml置于比色管中，再放入一整块质量0.5g（准确至0.0001g）形状相同的各井堵塞物，45℃预热15min，加入10ml热化学剂（亚硝酸钠与氯化铵的混合物，其中NH₄ ⁺与NO₂ ^-离子物质的量之比为1:1），取出比色管，开始计时，测量一定温度下完全溶解的时间，计算溶解速率的公式与上式相同。热化学剂不并入解堵溶剂之列。

3）溶解速率试验条件及结果

详见表1、表2、表3和表4的数据

表1解堵剂静态试验数据

表1TK08剂为山东化工公司提供的油溶性解堵剂，其主要成分为：甲苯含量40-46wt%，渗透剂JFC脂肪醇聚氧乙烯醚含量26-32wt%，表面活性剂亚甲基二甲基二萘磺酸钠含量20-30wt%，溶解速率为0.5683-1.5273mg/ml.min。TK08-1剂为山东化工公司提供的乳液型解堵剂，其主要成分为：壬烷含量5wt%，盐酸含量5wt%，0P-10（烷基酚聚氧乙烯醚）乳化剂含量0.6wt%,酸洗缓蚀剂TMC-5含量0.1wt%，丁醇含量1wt%，水含量88.3wt%，溶解速率为0.8269-4.7558mg/ml.min，但乳液快速分层，很不稳定。

表2油水乳液型解堵剂静态试验数据

表2中为全乳液型解堵剂，TK15剂由TK15A和TK15B按不同比例配制，其中TK15A主要成分为：壬烷C₉H₂₀含量90wt%，AEO（脂肪醇聚氧乙烯醚）乳化剂含量7wt%，脂肪醇ROH(R为个数为8-22的碳链)含量3wt%。TK15B主要成分为：甲醛3wt%，盐酸10wt%，醋酸含量2wt%，水含量85wt%。溶解速率为0.6480-1.9708mg/ml.min，不算太理想。

JX-100剂为京新公司提供的乳液型解堵剂，该药剂主要成分为：壬烷C₉H₂₀含量5wt%，盐酸7wt%，AEO（脂肪醇聚氧乙烯醚）乳化剂2wt%，脂肪醇ROH(R为个数为8-22的碳链)含量15wt%,甲醛2%，醋酸含量1.5wt%，水含量67.5wt%。

表3油溶性解堵剂静态试验数据

表3中本发明油溶性解堵剂，主要成分为：甲苯38-43重量份，二甲苯8-13重量份，十二烷基磺酸钠18-23重量份，乙二醇单丁醚13-18重量份。溶解速率较其他配方快，从0.9452-2.4508mg/ml.min。

将助剂厂家京新公司生产的JS－86、JX－100引入试验，以做对比。JS-86主要成分为：对二甲苯含量46wt%，十二烷基苯磺酸钠含量17wt%，辛基酚聚氧乙烯醚含量25wt%，渗透剂OE-35（脂肪醇与环氧乙烷的缩合物）含量12wt%。可以看出本发明油溶性解堵剂效果要优于京新公司生产的JS－86、JX－100。

表4油溶性解堵剂配合热化学剂试验数据

表4为本发明油溶性解堵剂配合热化学剂使用，热化学剂为亚硝酸钠与氯化铵的混合物，其中NH₄ ⁺与NO₂ ^-离子物质的量之比为1:1。由于热化学剂功能：①产生热，使试验温度升至60℃-90℃。②产生气体，所产生的气体不停的向上窜动，推动堵块翻腾，相当于增加搅拌功能，故溶解速率提高很大，在3.1543-58.3400mg/ml.min之间。

表5解堵剂溶解速率统计表

表5是解堵剂溶解速率统计表。经溶解速率试验及形成溶液对比，本申请解堵剂效果明显优于现有解堵剂，且其与热化学剂配合使用，效果更优。。

5）溶蜡速率试验

试验方法：按SY/T6300-1997标准进行

表6解堵剂溶蜡试验数据表

从表6数据可看出，本发明解堵剂不仅对S86井、TK718井、TK720井、TK618井堵塞物有优异的溶解性能，且对58#白蜡的静置溶解速率达1.8296mg/ml.min，如果配合热化学剂（亚硝酸钠与氯化铵的混合物，其中NH₄ ⁺与NO₂ ^-离子物质的量之比为1:1）溶解速率达55.85mg/ml.min，完全适用于一般高含蜡原油井的解堵施工。

应用实施例

1.T810X（K）解堵情况（本应用实施例为秘密试验）

T810X（K）井在刮蜡过程中下φ38mm、φ62mm和φ64mm刮蜡片在0-4800m段无遇阻，刮蜡深度4800m；下φ68mm刮蜡片在2300-2900m段轻微遇阻,刮蜡深度4800m；下φ69刮蜡片在2256-2266m段严重遇阻,下至2266m不能通过；下φ70刮蜡片在1787-1898m段严重遇阻，下至1900m不能通过；下φ72刮蜡片在1480－1568m段严重遇阻，下至1568m不能通过，根据刮蜡情况分析井内堵塞严重。作业过程中刮蜡片带出堵塞物送至实验室进行分析，该堵塞物常温时外观为黑色有光泽块状物质，遇明火可燃并释放处大量黑烟，在常温时少量溶解于正庚烷中，剩余部分可完全溶解于甲苯中，分析该井堵塞物主要成分为胶质、沥青，少量为油分、蜡等。

用本解堵剂对T810X（K）开始化学解堵作业。12小时后，T810X（K）刮蜡完毕下68mm、69mm、72mm都能下到4800m，无遇阻，说明刮蜡效果明显。

2、S117清蜡情况（本应用实施例为秘密试验）

对S117井下刮蜡片时带出物质在实验室进行定性分析，堵塞物在常温时呈棕色胶状；遇明火不燃烧，但堵物在高温时有融化、滴落现象；常温时堵物大部分可溶解于正庚烷，少量不溶物可溶解于甲苯中，分析该井堵塞物主要成分为蜡等物质，含少量胶质、沥青。

对S117井井筒进行了化学解堵作业，该井油压17.9MPa，套压9.1MPa，产液7.23m³/h。通过用本解堵剂该井清蜡剂解堵作业前后在6mm油嘴下生产情况比较发现，该井用清蜡剂解堵后压力上升，产量上升。清蜡前油压16.8MPa、套压9.1Mpa，清蜡作业后油压17.8-18.0MPa、套压9.1MPa。

S117清蜡前油压16.8MPa,清蜡作业后油压17.8-18.0MPa，后续油压稳定。T810XK化学解堵作业后进行刮蜡，下68mm、69mm、72mm的刮蜡片到4800m，无遇阻。针对以上情况，认为其化学解堵具有一定效果。

Claims (6)

1.一种采油用解堵剂，其特征在于，以重量份计，该解堵剂包括甲苯38-43份，二甲苯8-13份，十二烷基磺酸钠18-23份，以及乙二醇单丁醚13-18份。

2.根据权利要求1或2所述的采油用解堵剂，其特征在于，所述解堵剂密度0.868-0.870g/cm³，粘度（室温）<10mPa.s，凝固点<-35℃，外观：白色透明液体。

3.根据权利要求1所述的采油用解堵剂，其特征在于，所述解堵剂解堵速率为0.9452-2.4508mg/ml.min。

4.根据权利要求1或2所述的采油用解堵剂，其特征在于，所述解堵剂配合热化学剂使用，解堵速率为3.1543-58.3400mg/ml.min。

5.根据权利要求4所述的采油用解堵剂，其特征在于，所述热化学剂为亚硝酸钠与氯化铵的混合物，其中NH₄ ⁺与NO₂ ^-离子物质的量之比为1:1。

6.根据权利要求4或5所述的采油用解堵剂，其特征在于，所述解堵剂与热化学剂体积比为0.8-1.2：1.6-2.4。