CN114015425A - 油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法 - Google Patents
油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114015425A CN114015425A CN202111405623.3A CN202111405623A CN114015425A CN 114015425 A CN114015425 A CN 114015425A CN 202111405623 A CN202111405623 A CN 202111405623A CN 114015425 A CN114015425 A CN 114015425A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- mixed solution
- oil well
- oil
- density
- paraffin remover
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 81
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 76
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 7
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 72
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 26
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical group OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 claims description 5
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims description 5
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PZDUWXKXFAIFOR-UHFFFAOYSA-N hexadecyl prop-2-enoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCOC(=O)C=C PZDUWXKXFAIFOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 3
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 3
- 239000001993 wax Substances 0.000 abstract description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 6
- 238000002844 melting Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008018 melting Effects 0.000 abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 239000004200 microcrystalline wax Substances 0.000 description 4
- 235000019808 microcrystalline wax Nutrition 0.000 description 4
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 acrylic acid cetyl alcohol ester Chemical class 0.000 description 1
- 229960000541 cetyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 229920006226 ethylene-acrylic acid Polymers 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N n-hexadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCO BXWNKGSJHAJOGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明涉及油井清蜡剂技术领域，是一种油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法，该油井中密度乳液清蜡剂原料按质量百分比计包括油溶性溶剂35%至45%，增效剂1%至5%，高分子聚合物1%至5%，重质芳烃5%至10%，渗透剂2%至5%，互溶剂2%至5%，余量为水；其中，增效剂为脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐或A‑烯烃磺酸盐，互溶剂为醇类。本发明油井中密度乳液清蜡剂能够安全高效地清除油井井筒内的熔点高、密度高的蜡质，同时可以延缓结蜡速率，降低修井频次，有效减少作业费用，提高油井生产时率。采用本发明油井中密度乳液清蜡剂进行现场应用，有效率达到100%。
Description
技术领域
本发明涉及油井清蜡剂技术领域，是一种油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法。
背景技术
目前，随着油田开发进入中后期，油井结蜡越来越严重，现有化学清防蜡剂普遍针对性不强，造成油井因蜡卡泵、泵漏，导致无法正常生产，进行修井检泵作业后方能恢复油井生产，这大大降低油井生产效率，极大影响了油井产量。
以克拉玛依油田某井区油井为例，从近年管理过程中发现每年因蜡检泵所占修井维护费用居高不下，并呈逐年增加趋势。主要原因是该井区原油析蜡点高，在30℃左右，蜡质致密，密度达1.12g/cm3，结蜡井段深度超过1200米以下，并且其所结蜡质组分中胶质含量占比40%以上，造成该区块油井所结的蜡熔点高，常规热洗清防蜡很难起到作用。近年该区块油井清防蜡方式也进行了由热洗清蜡向化学清蜡的转变，但未取得明显效果，究其原因是由于油井开发前期蜡密度在0.86g/cm3至0.95g/cm3之间，市面上的针对这一蜡密度配制的油溶性清蜡剂通常为低密度油溶性清蜡剂，密度一般为0.85g/cm3至0.88g/cm3。油田开发进入中后期后，井区原油析蜡点高、蜡密度高，采用这种低密度油溶性清蜡剂周期性套管加入后，依靠分子运动作用，伴随着油套环空液体缓慢进入井筒深部结蜡段，使得与蜡质接触处的药剂浓度较低，无法起到渗透分散蜡的效果，造成清蜡后不彻底。而且常规低密度油溶性清蜡剂闪点较低，易燃易爆，危险性较大,对加药施工人员形成较大安全隐患。
综上所述，现阶段急需研制出针对性强的中密度乳液清蜡剂产品，以满足清除井筒结蜡或延缓结蜡速率、降低修井频次的要求。
发明内容
本发明提供了一种油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有低密度油溶性清蜡剂无法清除密度较大的蜡质的问题。
本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种油井中密度乳液清蜡剂，原料按质量百分比计包括油溶性溶剂35%至45%，增效剂1%至5%，高分子聚合物1%至5%，重质芳烃5%至10%，渗透剂2%至5%，互溶剂2%至5%，余量为水；其中，增效剂为脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐或A-烯烃磺酸盐，互溶剂为醇类。
下面是对上述发明技术方案之一的进一步优化或/和改进：
上述油井中密度乳液清蜡剂的按下述方法得到：第一步，将所需量的油溶性溶剂与增效剂混合，在温度30℃至40℃的条件下，搅拌30min至45min，得到第一混合液；第二步，向第一混合液中滴加渗透剂和高分子聚合物，滴加过程控制第一混合液温度为35℃至45℃，搅拌10min至20min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水和互溶剂，搅拌30min至45min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液中加入重芳烃调整其密度，使其密度达到1.02g/cm3至1.08g/cm3，得到油井中密度乳液清蜡剂。
上述油溶性溶剂为质量比为6:3:1的粗苯、二甲苯、三乙醇胺的混合液。
上述渗透剂为质量比为3:2的脂肪醇聚氧乙烯醚和乙二醇丁醚的混合物。
上述互溶剂为甲醇或乙二醇。
上述高分子聚合物为乙烯-醋酸乙烯共聚物或丙烯酸十六醇酯。
本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种上述技术方案之一的油井中密度乳液清蜡剂的制备方法，按下述步骤进行：
第一步，将所需量的油溶性溶剂与增效剂混合，在温度30℃至40℃的条件下，搅拌30min至45min，得到第一混合液；第二步，向第一混合液中滴加渗透剂和高分子聚合物，滴加过程控制第一混合液温度为35℃至45℃，搅拌10min至20min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水和互溶剂，搅拌30min至45min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液中加入重芳烃调整其密度，使其密度达到1.02g/cm3至1.08g/cm3，得到油井中密度乳液清蜡剂。
本发明的技术方案之三是通过以下措施来实现的：一种上述技术方案之一的油井中密度乳液清蜡剂的使用方法，按下述步骤进行：将油井中密度乳液清蜡剂加入到油套环空中，每次加药量为150kg至200kg,间隔加药时间为25天至35天。
本发明油井中密度乳液清蜡剂能够安全高效地清除油井井筒内的熔点高、密度高的蜡质，同时可以延缓结蜡速率，降低修井频次，有效减少作业费用，提高油井生产时率。采用本发明油井中密度乳液清蜡剂进行现场应用，有效率达到100%。
附图说明
附图1为本发明实施例12中52120油井生产载荷曲线图。
附图2为本发明实施例13中52274油井生产载荷曲线图。
附图3为本发明实施例14中5D6062油井生产载荷曲线图。
附图4为本发明实施例15中5D2272油井生产载荷曲线图。
附图1至附图4中横坐标为日期，纵坐标为生产载荷，单位是KN。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本发明中的常温、室温一般指15℃到25℃的温度，一般定义为25℃。
下面结合实施例对本发明作进一步描述：
实施例1：该油井中密度乳液清蜡剂，原料按质量百分比计包括油溶性溶剂35%至45%，增效剂1%至5%，高分子聚合物1%至5%，重质芳烃5%至10%，渗透剂2%至5%，互溶剂2%至5%，余量为水；其中，增效剂为脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐或A-烯烃磺酸盐，互溶剂为醇类。
本发明针对油田开发进入中后期井区蜡质致密的特点，首先，选用脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐、A-烯烃磺酸盐的组合，大幅度增加了低温溶蜡速率；其次，采用重芳烃调整其密度，使其密度达到1.02g/cm3至1.08g/cm3，得到与油井中蜡质密度接近的油井中密度乳液清蜡剂。
实施例2：该油井中密度乳液清蜡剂的按下述方法得到：第一步，将所需量的油溶性溶剂与增效剂混合，在温度30℃至40℃的条件下，搅拌30min至45min，得到第一混合液；第二步，向第一混合液中滴加渗透剂和高分子聚合物，滴加过程控制第一混合液温度为35℃至45℃，搅拌10min至20min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水和互溶剂，搅拌30min至45min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液中加入重芳烃调整其密度，使其密度达到1.02g/cm3至1.08g/cm3，得到油井中密度乳液清蜡剂。
实施例3：作为上述实施例的优化，油溶性溶剂为质量比为6:3:1的粗苯、二甲苯、三乙醇胺的混合液。
针对克拉玛依井区原油蜡熔点高，根据蜡组分和碳数分布测定，蜡组分中胶质含量占比达45%（其中蜡质含量23%，沥青质含量1.2%），胶质含量占比极高；由碳数分布发现该井区蜡的主要碳数分布在C12至C70之间，C24以上长碳链分子占比60%，所以在本发明中选用粗苯、二甲苯、三乙醇胺的组合作为油性溶剂的组分可以有效地溶解长碳链分子。
实施例4：作为上述实施例的优化，渗透剂为质量比为3:2的脂肪醇聚氧乙烯醚和乙二醇丁醚的混合物。
实施例5：作为上述实施例的优化，互溶剂为甲醇或乙二醇。
实施例6：作为上述实施例的优化，高分子聚合物为乙烯-醋酸乙烯共聚物或丙烯酸十六醇酯。
实施例7：该油井中密度乳液清蜡剂的使用方法，按下述步骤进行：将油井中密度乳液清蜡剂加入到油套环空中，每次加药量为150kg至200kg,间隔加药时间为25天至35天。
实施例8：该中密度乳液清蜡剂按下述制备方法得到：第一步，向带有温度计和搅拌器的四口瓶中加入油溶性溶剂105g、脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐15g，搅拌30min，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中滴加6g渗透剂和3g乙烯-醋酸乙烯共聚物，滴加过程中温度控制在40℃，搅拌10min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水150g和甲醇6g，搅拌30min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液加入15g重质芳烃混合均匀，得到密度为1.02g/cm3乳白色均一液体，即为油井中密度乳液清蜡剂。
实施例9：该中密度乳液清蜡剂按下述制备方法得到：第一步，向带有温度计和搅拌器的四口瓶中加入油溶性溶剂135g，、脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐6g，搅拌45min，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中滴加15g渗透剂和9g乙烯-醋酸乙烯共聚物，滴加过程中温度控制在40℃，搅拌20min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水135g和甲醇15g，搅拌45min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液加入30g重质芳烃混合均匀，得到密度为1.05g/cm3乳白色均一液体，即为油井中密度乳液清蜡剂。
实施例10：该中密度乳液清蜡剂按下述制备方法得到：第一步，向带有温度计和搅拌器的四口瓶中加入油溶性溶剂115g、A-烯烃磺酸盐8g，搅拌30min，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中滴加8g渗透剂和12g丙烯酸十六醇酯，滴加过程中温度控制在40℃，搅拌10min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水123g和乙二醇12g，搅拌30min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液加入22g重质芳烃混合均匀，得到密度为1.04g/cm3乳白色均一液体，即为油井中密度乳液清蜡剂。
实施例11：该中密度乳液清蜡剂按下述制备方法得到：第一步，向带有温度计和搅拌器的四口瓶中加入油溶性溶剂125g、A-烯烃磺酸盐12g，搅拌30min，得到第一混合液；第二步，在第一混合液中滴加12g渗透剂和10g丙烯酸十六醇酯，滴加过程中温度控制在40℃，搅拌15min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水111g和乙二醇10g，搅拌40min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液加入20g重质芳烃混合均匀，得到密度为1.03g/cm3乳白色均一液体，即为油井中密度乳液清蜡剂。
实施例12：采用实施例8制得的油井中密度乳液清蜡剂对52120油井进行现场实施，该油井中蜡质主要为碳数在C18至C50的微晶蜡。具体操作如下：将实施例8制得的油井中密度乳液清蜡剂150kg加入到油井油套环空中，随着泵抽吸进入油管中，施工后连续跟踪油井生产动态。由图1可以看出，于2021/1/24加入油井中密度乳液清蜡剂后，52120井自动化生产载荷数据差值减小，表明起到了良好的清蜡效果。
实施例13：采用实施例9制得的油井中密度乳液清蜡剂对52274油井进行现场实施，该油井中蜡质主要为碳数在C18至C50的微晶蜡。具体操作如下：将实施例9制得的油井中密度乳液清蜡剂160kg加入到油井油套环空中，随着泵抽吸进入油管中，间隔加药时间为30天，施工后连续跟踪油井生产动态。由图2可以看出，于2021/1/13和2021/2/12分别加入油井中密度乳液清蜡剂后，52274井自动化生产载荷数据差值减小，表明起到了良好的清蜡效果。
实施例14：采用实施例10制得的油井中密度乳液清蜡剂对5D6062油井进行现场实施，该油井中蜡质主要为碳数在C18至C50的微晶蜡。具体操作如下：将实施例10制得的油井中密度乳液清蜡剂180kg加入到油井油套环空中，随着泵抽吸进入油管中，间隔加药时间为27天，施工后连续跟踪油井生产动态。由图3可以看出，于2021/2/8和2021/3/7加入油井中密度乳液清蜡剂后，5D6062井自动化生产载荷数据差值减小，表明起到了良好的清蜡效果。
实施例15：采用实施例11制得的油井中密度乳液清蜡剂对5D2272油井进行现场实施，该油井中蜡质主要为碳数在C18至C50的微晶蜡。具体操作如下：将实施例11制得的油井中密度乳液清蜡剂200kg加入到油井油套环空中，随着泵抽吸进入油管中，间隔加药时间为35天，施工后连续跟踪油井生产动态。由图4可以看出，于2021/1/31和2021/3/7分别加入油井中密度乳液清蜡剂后，5D2272井自动化生产载荷数据差值减小，表明起到了良好的清蜡效果。
性能测试：
对实施例8至实施例11制得的油井中密度乳液清蜡剂，按照SY/T6300-2009标准要求中的溶蜡速率测试方法进行性能测试，其结果见表1。如表1所示，溶蜡速率均在0.025g/min以上，远高于行业标准指标的标准溶蜡速率0.016g/min。
对实施例8至实施例11制得的油井中密度乳液清蜡剂进行稳定性测试，在25℃条件下和45℃条件下静止放置，测试该油井中密度乳液清蜡剂开始出现分层的时间，其结果见表2。如表2所示，从表中数据看出在25℃条件下稳定时间大于24小时，在45℃条件下稳定时间大于16小时，稳定性良好。
综上所述，本发明油井中密度乳液清蜡剂能够安全高效地清除油井井筒内的熔点高、密度高的蜡质，同时可以延缓结蜡速率，降低修井频次，有效减少作业费用，提高油井生产时率。采用本发明油井中密度乳液清蜡剂进行现场应用，有效率达到100%。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。
Claims (8)
1.一种油井中密度乳液清蜡剂，其特征在于原料按质量百分比计包括油溶性溶剂35%至45%，增效剂1%至5%，高分子聚合物1%至5%，重质芳烃5%至10%，渗透剂2%至5%，互溶剂2%至5%，余量为水；其中，增效剂为脂肪酸甲酯的乙氧基化物磺酸盐或A-烯烃磺酸盐，互溶剂为醇类。
2.根据权利要求1所述的油井中密度乳液清蜡剂，其特征在于按下述方法得到：第一步，将所需量的油溶性溶剂与增效剂混合，在温度30℃至40℃的条件下，搅拌30min至45min，得到第一混合液；第二步，向第一混合液中滴加渗透剂和高分子聚合物，滴加过程控制第一混合液温度为35℃至45℃，搅拌10min至20min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水和互溶剂，搅拌30min至45min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液中加入重芳烃调整其密度，使其密度达到1.02g/cm3至1.08g/cm3，得到油井中密度乳液清蜡剂。
3.根据权利要求1或2所述的油井中密度乳液清蜡剂，其特征在于油溶性溶剂为质量比为6:3:1的粗苯、二甲苯、三乙醇胺的混合液。
4.根据权利要求1至3任一项所述的油井中密度乳液清蜡剂，其特征在于渗透剂为质量比为3:2的脂肪醇聚氧乙烯醚和乙二醇丁醚的混合物。
5.根据权利要求1至4任一项所述的油井中密度乳液清蜡剂，其特征在于互溶剂为甲醇或乙二醇。
6.根据权利要求1至4任一项所述的油井中密度乳液清蜡剂，其特征在于高分子聚合物为乙烯-醋酸乙烯共聚物或丙烯酸十六醇酯。
7.一种根据权利要求1或3或4或5或6所述的油井中密度乳液清蜡剂的制备方法，其特征在于按下述步骤进行：第一步，将所需量的油溶性溶剂与增效剂混合，在温度30℃至40℃的条件下，搅拌30min至45min，得到第一混合液；第二步，向第一混合液中滴加渗透剂和高分子聚合物，滴加过程控制第一混合液温度为35℃至45℃，搅拌10min至20min，得到第二混合液；第三步，向第二混合液中加入水和互溶剂，搅拌30min至45min，得到第三混合液；第四步，向第三混合液中加入重芳烃调整其密度，使其密度达到1.02g/cm3至1.08g/cm3，得到油井中密度乳液清蜡剂。
8.一种根据权利要求1至6任一项所述的油井中密度乳液清蜡剂的使用方法，其特征在于按下述步骤进行：将油井中密度乳液清蜡剂加入到油套环空中，每次加药量为150kg至200kg,间隔加药时间为25天至35天。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111405623.3A CN114015425A (zh) | 2021-11-24 | 2021-11-24 | 油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111405623.3A CN114015425A (zh) | 2021-11-24 | 2021-11-24 | 油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114015425A true CN114015425A (zh) | 2022-02-08 |
Family
ID=80066159
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111405623.3A Pending CN114015425A (zh) | 2021-11-24 | 2021-11-24 | 油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114015425A (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5183581A (en) * | 1990-08-24 | 1993-02-02 | Petroleo Brasileiro S.A. | Process for the dewaxing of producing formations |
| CN103614128A (zh) * | 2013-11-11 | 2014-03-05 | 中国石油天然气集团公司 | 一种应用于三次采油油井的微乳液重质蜡晶乳化分散剂 |
| CN108467717A (zh) * | 2018-04-26 | 2018-08-31 | 威海翔泽新材料科技有限公司 | 水基清防蜡剂及其制备方法 |
| CN109321222A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-02-12 | 中国石油工程建设有限公司华北分公司 | 一种乳液型清蜡剂及其制备方法和应用 |
| US20190055459A1 (en) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising aromatic compounds for use in oil and/or gas wells and related methods |
| CN109762545A (zh) * | 2019-02-27 | 2019-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十二采油厂 | 一种油井井筒深部起效型清防蜡剂及其制备方法 |
| CN110552202A (zh) * | 2019-07-31 | 2019-12-10 | 浙江汉邦化工有限公司 | 一种羊涤毛混纺织物精练剂 |
-
2021
- 2021-11-24 CN CN202111405623.3A patent/CN114015425A/zh active Pending
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5183581A (en) * | 1990-08-24 | 1993-02-02 | Petroleo Brasileiro S.A. | Process for the dewaxing of producing formations |
| CN103614128A (zh) * | 2013-11-11 | 2014-03-05 | 中国石油天然气集团公司 | 一种应用于三次采油油井的微乳液重质蜡晶乳化分散剂 |
| US20190055459A1 (en) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising aromatic compounds for use in oil and/or gas wells and related methods |
| CN108467717A (zh) * | 2018-04-26 | 2018-08-31 | 威海翔泽新材料科技有限公司 | 水基清防蜡剂及其制备方法 |
| CN109321222A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-02-12 | 中国石油工程建设有限公司华北分公司 | 一种乳液型清蜡剂及其制备方法和应用 |
| CN109762545A (zh) * | 2019-02-27 | 2019-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十二采油厂 | 一种油井井筒深部起效型清防蜡剂及其制备方法 |
| CN110552202A (zh) * | 2019-07-31 | 2019-12-10 | 浙江汉邦化工有限公司 | 一种羊涤毛混纺织物精练剂 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 陈刚等: "聚丙烯酸酯类防蜡剂的合成与性能研究", 《石油与天然气化工》 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2513275B1 (fr) | Composition lubrifiante biodegradable et son utilisation dans un fluide de forage | |
| EP3201297B1 (en) | Asphaltene inhibition | |
| CN101519585B (zh) | 剪切交联敏感性堵漏剂及制备方法 | |
| CN112745816B (zh) | 钻井液用堵漏剂及其制备方法 | |
| CN109763127B (zh) | 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法 | |
| CN109762545B (zh) | 一种油井井筒深部起效型清防蜡剂及其制备方法 | |
| CN115418211B (zh) | 稠油降粘驱油剂及其制备方法 | |
| CN114015425A (zh) | 油井中密度乳液清蜡剂及其制备和使用方法 | |
| CN106147729B (zh) | 一种油基钻井液及其制备方法 | |
| CN109971445B (zh) | 防垢降粘型乳液清防蜡剂及其制备方法 | |
| CN110484227B (zh) | 沥青质分散剂及其应用和抑制稠油中沥青质析出及清除稠油沥青质沉积物的方法 | |
| CN115785940A (zh) | 一种压裂酸化用破乳助排剂及其制备方法和使用方法 | |
| CN107459980B (zh) | 一种钻井液用温敏性可控释放润滑剂及其制备方法 | |
| CN110157396B (zh) | 一种自堵漏防窜固井液 | |
| CN115044358B (zh) | 一种环保型清防蜡剂及其制备方法 | |
| CN112322274B (zh) | 可重复水基压裂液的制备方法、破胶剂及破胶剂的应用 | |
| CA3041834A1 (en) | Aqueous compositions of paraffin inhibitors | |
| CN108690589B (zh) | 一种油井解堵剂及其制备方法和应用 | |
| CN113736441A (zh) | 一种可实时变粘的抗温抗盐压裂液及其一体化应用方法 | |
| CN115434676A (zh) | 气井泡沫排水采气用泡排剂及其使用方法 | |
| CN110713822A (zh) | 一种高温高密度油基钻井液 | |
| CN114316936B (zh) | 一种采油用双功能解聚溶垢剂及其制备和应用 | |
| CN114517084B (zh) | 一种原油沥青质分散剂、制备方法及其应用 | |
| CN117304900A (zh) | 油井井筒胶质堵塞物溶解剂及其制备方法 | |
| CN108641684B (zh) | 一种钻井液用复合树脂润滑防塌剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20220208 |