CN114989797A - 一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺 - Google Patents

一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺，新型复合清蜡除垢剂，按照体积份数计，包括：100份的清蜡剂，5‑10份的除垢剂；按照体积份数计，所述清蜡剂包括100份的清蜡主剂、1‑3份的互溶剂和2‑8份的表面活性剂；所述清蜡主剂包括石油醚、正己烷和二甲苯中的一种或几种；所述互溶剂为乙二醇丁醚、正丁醚或异丙醇；所述除垢剂包括除垢主剂、缓蚀剂和水；所述除垢主剂为甲酸甲酯；所述缓蚀剂为聚丙烯酸钠。所述新型复合解堵剂对存在结蜡和结垢混合堵塞的情况具有良好的效果，本发明的不动管柱复合解堵工艺方法可以得到不动管柱作业时合适的井口注入压力和流量参数，极大简化作业流程。

Description

一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺
技术领域
本发明涉及油井生产领域，具体涉及一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺。
背景技术
低渗透的老油田，其油藏开发应用最广泛的方式为注水开采。在油井投入生产后，随地层温度和压力不断下降，原油中溶解蜡的轻质成分大量逸出，蜡的结晶体逐渐聚结、聚集、长大形成，同时伴随着结垢。油井结蜡结垢使地层渗流通道堵塞，油流阻力增大。当地层压力的下降，溶解在原油中气体逸出膨胀挥发，蜡不断的从原油中析出结晶沉积，垢继续生成，即油井最常出现的是结蜡和结垢混合堵塞，堵塞通道使油井产量下降，严重的甚至造成停产。单一地进行清蜡和除垢作业，成本高、工艺复杂，所以可进行复合解堵，目前尚未有针对性的复合清蜡除垢解堵剂。
同时，常规解堵措施，要求停产起出生产管柱，平均单井修井作业费用20万，受周期结蜡结垢影响，措施有效期较短，亟需研究低成本解堵工艺，在保障解堵效果的基础上，提高挖潜效益。所以，为了降本增率，提出了不动管柱解堵工艺。国内外不动管柱酸化工艺主要应用在海上油田，陆上油田的应用较少。不动管柱作业的优点是作业周期短、工艺简单、费用低。但不动管柱作业也引发问题，如：因不下入酸化专用管柱，要考虑残酸对泵、油管、抽油杆的腐蚀，以及在井筒存在蜡垢和储层堵塞情况下，地面泵压能否将解堵剂注入储层相应范围且不压裂储层等，需要进行具体设计分析。
发明内容
为了解决上述现有技术的问题，本发明提供一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺，所述复配清蜡剂具有很好的清蜡效果，复合解堵剂对存在结蜡和结垢混合堵塞的情况具有良好的效果。
本发明通过以下技术方案实现：
一种油井用复合清蜡除垢剂，按照体积份数计，组分包括：100份的清蜡剂，5-10份的除垢剂；
按照体积份数计，所述清蜡剂包括100份的清蜡主剂、1-3份的互溶剂和2-8份的表面活性剂；所述清蜡主剂包括石油醚、正己烷和二甲苯中的一种或几种；所述互溶剂为乙二醇丁醚、正丁醚或异丙醇；所述表面活性剂包括聚氧乙烯壬基酚醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、吐温60和乳化剂OP-10中一种或几种；
所述除垢剂包括除垢主剂、缓蚀剂和水；所述除垢主剂为甲酸甲酯；所述缓蚀剂为聚丙烯酸钠。
优选的，所述清蜡主剂包括：正己烷、二甲苯和石油醚，正己烷、二甲苯和石油醚的体积比为(1.33-6.67)：(1.33-5)：(0-6.67)。
进一步的，正己烷、二甲苯和石油醚的体积比为4:2:4。
优选的，所述表面活性剂包括聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚，聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚的体积比为5：(2-5)。
优选的，聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚的体积比为5：2。
优选的，按照体积份数计，所述除垢剂包括3-5份的除垢主剂，0.5份的缓蚀剂，95-97份的水。
一种不动管柱解堵工艺，将解堵剂通过井筒中油管和套管之间的环空注入储层；
所述解堵剂的注入体积通过如下公式计算：
Vj＝πrb 2hφ(1+ΔprCr)
其中，Vj为解堵剂需要注入用量，rb为解堵半径，h为储层有效厚度，
Figure BDA0003740142900000021
为孔隙度，△pr为储层压力变化值，Cr为岩石的等温压缩系数。
根据如下方程组由井口压力pjwh计算出的井底注入压力pjwf和注入流量Q。选择井底注入压力pjwf小于地层破裂压力时所对应的最大井口注入压力作为施工用的井口注入压力，该最大井口注入压力对应的注入流量作为施工用的注入流量，再用流量来计算是注入的解堵剂量否达到要求，即通过是否V≥Vj和pjwf≤pff来判断不动管柱作业是否可行，以及得到详细的合适解堵剂不动管柱解堵注入压力和注入流量参数：
Figure BDA0003740142900000031
Figure BDA0003740142900000032
Figure BDA0003740142900000033
Figure BDA0003740142900000034
Figure BDA0003740142900000035
pjwf-in＝pjwf-out
Figure BDA0003740142900000036
其中，pj为注入泵出口压力，Pa；pjwh为井口注入压力，Pa；Q为注入流量，m3/d；Apip为地面管线内横截面积，m2；Dpip为地面管线内直径，m；ρw为解堵剂密度，kg/m3；Lpip为地面管线长度，m；v为注入流速，m/s；λpip为地面管线内流动摩阻系数，无量纲；Re为雷诺数，无量纲；εpip为地面管线内壁相对粗糙度，εpip＝2△pip/Dpip，无量纲；△pip为地面管壁绝对粗糙度，mm；μw为解堵剂粘度，mPa·s；pjwf为井底注入压力，Pa；Aw为井筒内流动通道横截面积，不动管柱清蜡解堵由环空注入，Aw＝0.25(Dci 2-Dwo 2)，m2；Dci为套管内径，m；Dwo为油管外径，m；Dw为井筒直径，m；λw为井筒内流动摩阻系数，无量纲；εw为注入井筒内壁相对粗糙度，εw＝2△w/Dw，△w为井筒内壁绝对粗糙度，mm；Lw为井筒井深，m；Hw为井筒垂深，m；pna为注入井射孔段后压力，Pa；pnf为注入井射孔段前压力，Pa；Aper为射孔层流系数，MPa/(m3/d)；Bper为射孔紊流系数，MPa/(m3/d)；Lper为射孔孔眼长度，m；Kper为射孔孔眼压实环渗透率，μm2；N为射孔孔眼密度，SPM(m-1)；hper为射孔段厚度，m；rc为射孔孔眼压实环半径，m；rper为射孔孔眼半径，mm；βper为射孔压实环紊流速度系数，m-1；Bw为体积系数，无量纲；pr为地层压力，Pa；S为地层表皮系数，无量纲；rw为井筒半径，m；h为储层有效厚度，m；K为渗透率，μm2；V为解堵剂实际注入用量，m3；i为时间段节点，无量纲；Qi为第i段时间的注入流量，m3/d；△ti第i段时间长度。
优选的，所述解堵剂为本发明所述的油井用复合清蜡除垢剂。
与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
本发明将清蜡剂与除垢剂复合得到复合清蜡除垢剂，不但具有清蜡效果还有具有除垢效果，能方便的同时解决油井储层中存在结蜡和结垢混合堵塞的情况。本发明筛选出了与复配清蜡剂相容性很好的甲酸甲酯作为除垢主剂，能成功得到复合清蜡除垢剂并使其稳定存在，缓蚀剂的加入可以避免不动管柱作业中对管线的腐蚀。本发明的复合清蜡除垢剂不仅可用于油井井筒的解堵，最主要可用于有蜡垢混合堵塞储层的解堵。
进一步的，本发明将正己烷、二甲苯和石油醚组合作为主剂使用，三者之间起到协同作用，清蜡率优于单一主剂。
进一步的，本发明采用聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚共同作为表面活性剂，得到了最优的效果。
本发明的不动管柱解堵工艺方法，参数设计用容积法来确定解堵剂用量，用注入井的节点分析模型来确定解堵剂的注入压力。本发明确定不动管柱解堵注入压力时，用井筒环空内径、内壁粗糙度来表征井筒的蜡垢堵塞程度，用表皮系数来表征储层的蜡垢堵塞程度，最终算出井底注入压力和注入流量，根据地层破裂压力和井底注入压力来判断不动管柱解堵是否可行，以及得到合适的井口注入压力和流量参数。本发明的不动管柱复合解堵工艺方法可以极大简化作业流程，在提高油井解堵效果的同时，显著降低生产成本。
进一步的，将复合清蜡除垢剂与不动管柱解堵工艺相结合，可以极大简化作业流程，在提高油井解堵效果的同时，显著降低生产成本。
附图说明
图1蜡样图；
图2垢样图；
图3带蜡钢挂片图；
图4岩心(a)、带蜡岩心片(b)图；
图5复合清蜡解堵剂对混合堵塞物的溶解图；
图6解堵注入井压力系统划分示意图；
图7Z19-3井解堵前后的采油曲线图；
具体实施方式
为了进一步理解本发明，下面结合实施例对本发明进行描述，这些描述只是进一步解释本发明的特征和优点，并非用于限制本发明的权利要求。
一、实验材料与仪器
1.1实验材料
(1)实验用试剂
主要实验试剂纯度规格和生产厂家见表1所示。
表1主要实验试剂
实验试剂 试剂纯度规格 实验试剂 试剂纯度规格
正己烷 分析纯(AR) 石油醚 分析纯(AR)
异辛烷 分析纯(AR) 吐温60 分析纯(AR)
正庚烷 分析纯(AR) OP-10乳化剂 分析纯(AR)
环己烷 分析纯(AR) 十二烷基苯磺酸钠 分析纯(AR)
无水煤油 分析纯(AR) 互溶剂H1 分析纯(AR)
苯 分析纯(AR) 表面活性剂B1 80％
二甲苯 分析纯(AR) 表面活性剂B2 99％
(2)现场蜡样和垢样和蜡垢混合堵塞物制备
所用的实验材料为取自鄂尔多斯盆地典型低渗透油藏油井，陇东油田Z19-3井的蜡样和垢样，见图1和图2。蜡样的含水率5.68％，析蜡点54.2℃，饱和烃含量74.24％，熔点60℃。垢样的矿物成分：碳酸钙(CaCO3)为50.04％，四氧化三铁(Fe3O4)为38.9％，二氧化硅(SiO2)为11.06％。
将陇东油田Z区块的蜡样与垢样进行1：1混合，用以模拟蜡垢混合堵塞物。其制备过程为，首先称取20g蜡样，放入烧杯中，在70℃恒温水浴中恒温1小时，使蜡样处于完全溶解的状态，然后加入20g垢样，用玻璃棒充分搅拌，30分钟后制作成大小相等、重量相同的圆球状，冷却至恒温后备用。
(3)带蜡钢挂片和岩心片的制备
带蜡钢挂片制备，取一定质量的蜡样于烧杯内，置于70℃恒温水浴锅内预热1小时，待蜡样完全熔化呈液体状态后，将清洗干净的挂片整个放入蜡样溶液中，几秒后迅速取出，冷却得到带蜡钢挂片备用(图3)。
带蜡岩心的制备，将清油后岩心切成2～3cm的岩心片，称重后放入已溶解的蜡液中，在70℃的水浴锅中恒温三小时后取出，晾干冷却得到带蜡岩心片备用。(图4)。
1.2实验仪器
实验所用仪器有电子分析天平、电热恒温干燥箱、电热恒温水浴锅、万用电炉、循环水真空泵等。
二、复合清蜡除垢剂的配制
实施例1清蜡主剂的优选
清蜡主剂是复合清蜡除垢剂清蜡部分的主要成分。本次实验选用的溶蜡单剂有烷烃：正己烷、异辛烷、正庚烷、无水煤油；芳香烃：苯、二甲苯，醚类：石油醚。
实验步骤：将试剂正己烷、异辛烷、正庚烷、苯、二甲苯、无水煤油、石油醚分别取10mL于具塞量筒中，盖好瓶塞，置于45℃恒温水浴锅内预热20min左右，将制备好的带蜡钢挂片编好序号后称重，精确到0.0001g，依次放入不同试剂中，充分反应5分钟后取出带蜡钢挂片，待蜡样挂片完全晾干后再次称重，精确到0.0001g。按下式计算清蜡剂的溶蜡速率：
Figure BDA0003740142900000061
式中，r为溶蜡速率，g/min；m0为反应前带蜡钢挂片的质量，g；m1为反应后带蜡钢挂片的质量，g；t为反应时间，min。
单剂对蜡样的溶解速率见表2所示。
表2单剂溶蜡速率
Figure BDA0003740142900000071
由表3可见，单剂对蜡样溶解速率最高的是石油醚，为8.798×10-2g·min-1，其次是正己烷和二甲苯，溶蜡速率约为8×10-2g·min-1，所以选择正己烷、二甲苯、石油醚这三种试剂作为复合清蜡除垢剂的清蜡部分的主剂成分。并根据单纯形格点设计复配各单剂的用量，其用量比例分配如表3所示。
表3单剂比例分配表
编号 试剂1/mL 试剂2/mL 试剂3/mL
1 10.00 0.00 0.00
2 0.00 10.00 0.00
3 6.67 1.67 1.67
4 5.00 5.00 0.00
5 1.33 1.33 1.33
6 1.67 6.67 1.67
7 0.00 5.00 5.00
8 0.00 0.00 10.00
9 1.67 1.67 6.67
10 5.00 0.00 5.00
按表3依次试剂1正己烷、试剂2二甲苯、试剂3石油醚，按比例加于具塞量筒中，置于45℃恒温水浴锅预热20min左右，将带蜡钢挂片称重后放入复配试剂中溶解，5分钟后取出挂片，待完全晾干后称重，计算溶蜡速。结果见表4所示。
表4复配单剂溶蜡速率
Figure BDA0003740142900000081
由表4可见，单剂复配后对溶蜡速率有一定的提升，正己烷：二甲苯：石油醚的比例为6.67:1.67:1.67和1.67:1.67:6.67时溶蜡速率最高，分别为9.117×10-2g·min-1和9.181×10-2g·min-1。综合考虑，将正己烷:二甲苯:石油醚的体积比为4:2:4的混合物作为复合清蜡除垢剂的清蜡主剂。
实施例2清蜡辅剂的优选
复合清蜡除垢剂的清蜡辅剂主要是互溶剂和表面活性剂。因为不同溶剂相互溶解性不同，密度相差越大，相互溶解性越差。醇醚类试剂是良好的互溶剂，可使试剂更好的溶解，提高溶蜡效果。此外，表面活性剂也被称为蜡分散剂，不仅会起到抑制蜡沉积的作用，还会起到抑制蜡晶体生长的作用。在清蜡主剂中加入表面活性剂不仅可以提高溶蜡效率，还可起到防蜡的作用，尤其是一些具有分散、渗透功能的表面活性剂。
(1)互溶剂的优选
选用三种互溶剂分别为互溶剂H1乙二醇丁醚、互溶剂H2正丁醚、互溶剂H3异丙醇，在清蜡主剂中分别加入占清蜡剂主剂体积分数为1％、2％、3％的互溶剂H1、互溶剂H2、互溶剂H3，通过溶蜡实验，确定出溶蜡速率最好的互溶剂以及含量。
清蜡主剂中加入不同含量的互溶剂后溶蜡速率见表5所示。
表5清蜡主剂中加入互溶剂的溶蜡速率
Figure BDA0003740142900000091
由表5可见，清蜡主剂中加入互溶剂能够在一定程度提高溶蜡速率，其中加入互溶剂H1乙二醇丁醚后溶蜡速率最好，当其含量为2％时，溶蜡速率最高，所以在清蜡主剂中加2％互溶剂H1乙二醇丁醚。
(2)表面活性剂的优选
选择几种性能较好表面活性剂，有表面活性剂B1聚氧乙烯壬基酚醚、表面活性剂B2脂肪醇聚氧乙烯醚、乳化剂T-60(吐温60)、聚山梨酯-80(吐温80)、乳化剂OP-10、山梨醇酐单硬脂酸酯(司盘60)。
将加入互溶剂H1后的主剂作为清蜡主剂R，在清蜡主剂R中分别加入占清蜡主剂体积10％的表面活性剂，在45℃恒温水浴锅内预热一段时间，观察其溶解性，选择溶解性较好的表面活性剂进行溶蜡实验，选出溶蜡效果较好的表面活性剂。最后根据主剂中每种试剂的含量，互溶剂的含量以及表面活性剂的含量确定复配清蜡除垢剂的清蜡部分的配方。
清蜡主剂R与表面活性剂的溶解性实验结果见表6所示，清蜡主剂R中加入不同含量的表面活性剂后溶蜡速率如表7所示。
表6主剂R与表面活性剂的溶解性
表面活性剂 溶解性 表面活性剂 溶解性
B1聚氧乙烯壬基酚醚 溶解性较好 吐温60 溶解性较好
B2脂肪醇聚氧乙烯醚 溶解性较好 吐温80 溶解性较差
乳化剂OP-10 溶解性较好 司盘60 溶解性较差
由表6可见，清蜡主剂R与表面活性剂中的表面活性剂B1、表面活性剂B2、吐温60、乳化剂OP-10的溶解性相对较好，所以将它们作为清蜡主剂的表面活性剂进行实验。表面活性剂体积占清蜡剂主剂体积的2％、5％、8％。
表7主剂R中加入表面活性剂溶蜡速率
Figure BDA0003740142900000101
由表7可见，四种表面活性剂的加入都比较明显提高了溶蜡速率，其中表面活性剂B1聚氧乙烯壬基酚醚和表面活性剂B2聚氧乙烯壬基酚醚的溶蜡速率好于吐温60和乳化剂OP-10。表面活性剂B1随着含量的增加，溶蜡速率先增加后降低，在表面活性剂体积占清蜡剂主剂体积的5％时溶蜡速率达到最大，表面活性剂B2随着含量的增加，溶蜡速率呈轻微下降趋势，表面活性剂体积占清蜡剂主剂体积的2％时溶蜡速率最大，吐温60和乳化剂OP-10随着含量的增加，溶蜡速率不断降低。
由于在清蜡主剂R中加入表面活性剂B1和表面活性剂B2溶蜡速率较好，故将表面活性剂B1和表面活性剂B2进行复配，以表面活性剂B1为主，因为表面活性剂B1体积占清蜡剂主剂体积的5％时，溶蜡速率最高，所以在5％的表面活性剂B1中加入不同含量的表面活性剂B2，测试其溶蜡速率，实验结果见表8所示。
表8主剂R+5％B1中加入表活剂B2溶蜡速率
Figure BDA0003740142900000111
由表8可见，在主剂R和5％的表面活性剂B1中加入表面活性剂B2，当表面活性剂B2的体积占清蜡剂主剂体积的2％和5％时，溶蜡速率高于单种表面活性剂的溶蜡速率，当表面活性剂B2的体积占清蜡剂主剂体积的8％时，溶蜡速率低于单种表面活性剂溶蜡速率，其中表面活性剂B2的体积占清蜡剂主剂体积的2％时，溶蜡速率最高，为12.482×10-2g·min-1。
因此，新型复合清蜡除垢剂的清蜡部分是由4:2:4的正己烷、二甲苯、石油醚、占清蜡剂主剂体积2％的互溶剂H1乙二醇丁醚、占清蜡剂主剂体积5％表面活性剂B1聚氧乙烯壬基酚醚、占清蜡剂主剂体积2％表面活性剂B2脂肪醇聚氧乙烯醚组成，最终配方为：91.75％的主剂(正己烷36.7％、二甲苯18.35％、石油醚36.7％)+1.83％的互溶剂H1乙二醇丁醚+6.42％的表面活性剂(表面活性剂B1聚氧乙烯壬基酚醚为4.59％、表面活性剂B2脂肪醇聚氧乙烯醚为1.83％)，如表9所示。
表9新型复合清蜡除垢剂清蜡部分的配方
Figure BDA0003740142900000112
实施例3除垢主剂的优选
选择三种与水溶解性较好的酸类试剂来溶解垢样，测试其最大溶解量。
实验步骤：取100mL的蒸馏水于锥形瓶中作为空白实验，然后分别取0～5g的酸液S1甲酸甲酯、酸液S2乙酸乙酯、酸液S3乙酸丁酯于锥形瓶中，加入蒸馏水稀释至100mL，摇匀后备用，在配制完成的试剂中加入5g的垢物，密封瓶口，放入60℃烘箱，恒温两小时后取出，用循环水真空泵进行抽滤，将剩余垢物放入烘箱中烘干，干燥至恒重后称重，选出对垢物溶解率最好的酸液以及浓度作为除垢剂主剂。
不同含量的各种酸液对垢样的溶解率见表10所示。
表10不同酸液对垢样的溶垢率
Figure BDA0003740142900000121
由表13可见，酸液S1、酸液S2、酸液S3随着含量的增加，溶垢率不断升高，酸液S1的溶垢率比酸液S2和酸液S3的溶垢率好，当酸液S1含量为5g时，两小时后对垢物的溶解量为3.2077g，溶垢率为61.05％，所以选择5g的酸液S1甲酸甲酯用蒸馏水稀释至100mL作为除垢主剂，其浓度为0.05g/mL。
实施例4除垢辅剂的优选
除垢辅剂的优选主要是选出合适的缓蚀剂。因为不动管柱解堵时，不下入酸化专用管柱，所以要考虑残酸对泵、油管、抽油杆的腐蚀。现选择四种缓蚀剂D1水溶性咪挫林、D2聚天冬氨酸氨、D3聚环氧琥珀酸、D4聚丙烯酸钠进行评价。实验材料为N80钢制挂片(三个一组)，挂片的表面积为13.74cm2，中孔为3mm。
实验步骤：在除垢主剂中加入0.5％的缓蚀剂，将打磨光滑的挂片悬挂在除垢剂中，密封瓶口，放入60℃烘箱，恒温4小时后取出，用酸洗液清洗挂片表面腐蚀产物，再用无水乙醇浸泡，干燥至恒重后称重。最后在除垢主剂中加入缓蚀效果最好的缓蚀剂。
除垢主剂中加入四种缓蚀剂后腐蚀速率见表11所示。
表11除垢剂主剂加入缓蚀剂后腐蚀速率
Figure BDA0003740142900000131
由表11可知，除垢主剂加入0.5％缓蚀剂后对挂片的腐蚀速率明显降低，其中加入缓蚀剂D4后，平均腐蚀速率为1.0207g/(m2·h)，平均缓蚀率为95.50％，符合行业标准SY/T5405-1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中平均腐蚀速率小于5g/(m2·h)的要求，所以在除垢主剂中加入0.5％的缓蚀剂D4作为除垢辅剂，形成复合清蜡除垢剂除垢部分，其配方如表12所示。
表12新型复合清蜡除垢剂除垢部分的配方
Figure BDA0003740142900000132
实施例5新型复合清蜡除垢剂的复配
对于工程现场最常出现的蜡、垢混合堵塞的现象，使用单一的清蜡剂和除垢剂解堵都难以达到良好的解堵效果，所以可复配新的复合清蜡除垢剂。这就需要考虑清蜡剂与除垢剂间的溶解性。以上述清蜡部分为主，加入占其体积5％、10％、15％、20％的除垢部分，观察其相互溶解性，结果见表13所示。
表13清蜡剂与除垢剂的溶解性
加入除垢剂比例/％ 5 10 15 20
溶解性 溶解 部分溶解 不溶解 不溶解
由表13可知，加入5％除垢部分后溶解性较好，所以在清蜡部分中加入其体积5％除垢剂复配为新型复合清蜡除垢剂，其最终配方如表14所示：
表14新型复合清蜡除垢剂总的配方
Figure BDA0003740142900000141
三、新型复合清蜡除垢剂的性能评价
实施例6复合清蜡除垢剂对混合堵塞物的室内实验评价
本次实验是以现场清蜡剂XC-30作为对比，判断新型复合清蜡除垢剂对混合堵塞物的溶解效果，实验样品为混合堵塞物。实验步骤：分别取现场清蜡剂、新型复合清蜡除垢剂50mL于烧杯中，在45℃恒温水浴锅中预热一段时间，放入混合堵塞物，不同时间段内进行拍照观察剩余堵塞物，20min后将剩余堵塞物取出晾干称重，计算已溶解堵塞物以及溶解率，结果见表15和图5所示。
表15不同解堵剂对混合堵塞物的溶解率
Figure BDA0003740142900000142
Figure BDA0003740142900000151
由表15可知，新型复合清蜡除垢剂对混合堵塞物的溶解率最大，为94.91％，较现场清蜡剂XC-30对混合堵塞物的溶解率增长了36.64％，可见复合清蜡除垢剂的解堵性能优良。
实施例7复合清蜡除垢剂对带蜡岩心片的室内实验评价
进行新型复合清蜡除垢剂对带蜡岩心片的溶蜡实验，实验步骤：取三个玻璃瓶分别倒入30ml复合清蜡除垢剂，将带蜡岩心片放入其中，在60℃的水浴锅中恒温10小时后取出，晾干称重。实验结果如表16所示。
表16复配清蜡剂对岩心片的解堵效果
Figure BDA0003740142900000152
从实验结果看出，岩心片前后重量相差很少，复配解堵剂对蜡堵的岩心片有较好的溶解率，解堵效果好。
实施例8新型复合清蜡除垢剂的不动管柱注入参数设计和现场应用评价
对新型复合清蜡除垢剂进行现场应用评价。Z区Z19-3井2014年8月31日投产，投产层位Y71。初期日产液8.82m3，日产油6.93t，含水6.5％，动液面1343m；2020年7月地层堵塞，日产油1.83t，动液面1346m，7月进行挤清蜡剂，措施后日产液3.26m3，日产油2.39t，含水12.8％，动液面1365m，有效期3天；7月24日功图显示供液不足，日产油由2.39t下降到1.7t，动液面1279m。目前日产液1.23m3，日产油0.9t，含水13.1％，动液面1325m。该井功图呈周期波动，分析该井再次地层堵塞。
对该井用本发明所研发的新型复合清蜡除垢剂进行不动管柱清蜡解堵，最主要是不像常规解堵那样起出油管，而直接由环空将复合清蜡除垢剂注挤进入储层，进行复合清蜡除垢解堵，以降本增效。其工艺主要参数设计为加药量和注入压力，确定方法为：
(1)加药量的确定
复合清蜡除垢剂用量采用容量法计算，由下式确定。
Vj＝πrb 2hφ(1+ΔprCr) (1)
式中，Vj为复合清蜡除垢剂需要注入用量，m3；rb为堵塞区半径，也为解堵半径，m；h为储层有效厚度，m；
Figure BDA0003740142900000161
为孔隙度，％；△pr为储层压力变化值，MPa；Cr为岩石的等温压缩系数，MPa-1；
根据7月时解堵有效期较短的情况，适当增加解堵规模，设计Y71层解堵半径rb＝4.5m，Y71层段厚度即储层有效厚度h＝2.7m，射孔段2.0m，Y71层孔隙度即储层孔隙度
Figure BDA0003740142900000163
若忽略岩石的压缩性，则设计进入地层处理液量：Vj＝πre 2hφ＝16m3。所以，本次注挤复合清蜡除垢剂用量16m3。
(2)注入压力的确定
进行不动管柱复合清蜡除垢解堵时，注入压力的限制条件是：不仅要能满足地面泵压，且在井筒存在蜡垢和储层堵塞情况下要能注入储层，又要低于地层破裂压力，按≤25.0MPa。用注入井节点分析模型来计算分析注入压力，先分析其压力系统，再对所建节点分析模型进行求解，从而得到不同井口注入压力下井底的注入压力和注入流量。
注入井压降系统的划分如图6所示，各部分压降计算式为：
①地面管流压降
Figure BDA0003740142900000162
式中，pj为注入泵出口压力，Pa；pjwh为井口注入压力，Pa；Q为注入流量，m3/d；Apip为地面管线内横截面积，m2；Dpip为地面管线内直径，m；v为注入流速，m/s；λpip为地面管线内流动摩阻系数，为雷诺数和管壁相对粗糙度的函数，无量纲；Re为雷诺数，无量纲；εpip为地面管线内壁相对粗糙度，εpip＝2△pip/Dpip，无量纲；△pip为地面管壁绝对粗糙度，mm。
②井筒管流压降
Figure BDA0003740142900000171
式中，pjwf为井底注入压力，Pa；Aw为井筒内流动通道横截面积，不动管柱清蜡解堵由环空注入，Aw＝0.25(Dci 2-Dwo 2)，m2；Dw为井筒内直径，m；λw为井筒内流动摩阻系数，为雷诺数井筒管壁相对粗糙度的函数，无量纲；εw为注入井筒内壁相对粗糙度，εw＝2△w/Dw，无量纲；△w为井筒内壁绝对粗糙度，可在修井或验泵时实测得到，mm；
③射孔段压降
Figure BDA0003740142900000172
式中，pna为注入井射孔段后压力，Pa；pnf为注入井射孔段前压力，Pa；Aper为射孔层流系数，MPa/(m3/d)；Bper为射孔紊流系数，MPa/(m3/d)；Lper为射孔孔眼长度，m；Kper为射孔孔眼压实环渗透率，μm2；N为射孔孔眼密度，SPM(m-1)；hper为射孔段厚度，m；rc为射孔孔眼压实环半径，m；rper为射孔孔眼半径，mm；βper为射孔压实环紊流速度系数，m-1。
④注入液在地下的渗流压降
Figure BDA0003740142900000173
式中，pr为地层压力，Pa；re为注入压力波及半径，m；S为地层表皮系数，无量纲；其它参数如表17所示。
注入井节点分析模型，以井底流压为求解点，流入(井筒内流动)曲线和流出(储层中渗流)曲线方程组成节点分析方程组：
Figure BDA0003740142900000174
式中，pjwf-in为流入节点井底压力，Pa；pjwf-out为流出节点井底压力，Pa；pjwf-in＝pjwf-out。由此组成复合解堵注入井的节点分析模型，对其求解采用试算法。
利用上述注入井节点分析模型，结合流体、井筒和储层数据可进行不动管柱复合清蜡除垢解堵的工艺分析和设计，如用井筒环空内径、内壁粗糙度来表征井筒的蜡垢堵塞程度，用表皮系数来表征储层的蜡垢堵塞程度，最终由井口压力pjwh计算出的井底注入压力pjwf和注入流量Q。结合注入时，注入压力随时间的变化，利用下式可算得复合清蜡除垢剂注入的量：
Figure BDA0003740142900000181
式中，V为复合清蜡除垢剂实际注入用量，m3；i为时间段节点，无量纲；Qi为第i段时间的注入流量，m3/d；△ti第i段时间长度，d；因式(7)是离散的，所以还可以进行不动管柱压力脉冲解堵时分析，即注入压力不是恒定的，而以压力脉冲的方式进行，可以设定几段不同的井口注入压力进行。最后，通过是否V≥Vj和pjwf≤pff来判断不动管柱作业是否可行，以及得到详细的合适复合清蜡除垢剂不动管柱解堵注入压力和流量参数。
设计计算输入注入井的节点分析模型的已知参数有：延71层解堵半径：4.5m，延71层段厚度2.7m，射孔段2.0m，延71层孔隙度即储层孔隙度15.03％，即h＝2.7m，
Figure BDA0003740142900000183
re＝4.5m。其它参数如表17所示，本发明中注入液即指解堵剂。
表17注入井节点分析模型输入的已知参数
Figure BDA0003740142900000182
注入压力设计，用复合解堵注入井的节点分析模型计算不同井口注入压力下的井底注入压力和注入流量，结果如表18所示，计算得井底注入压力应低于地层破裂压力pff，所以井口注入压力应为5MPa。
表18不同井口注入压力下的井底注入压力和注入流量
Figure BDA0003740142900000191
所以本次采用不动管柱复合清蜡除垢解堵工艺是可行的。复合复合清蜡除垢剂由油套环空注入，设计其用量16m3，井口注入压力5MPa，注入流量12.08m3/d，注入时长1.25天，措施后关井反应24h后返排完井。之后该井生产方式为抽油机，泵径28mm，泵深1367.08m，冲程1.8，冲次4.2。
该井解堵后的生产数据和采油曲线见表19和图7所示。
表19Z19-3井生产解堵前后的生产数据
井号 日期 油压/MPa 套压/MPa 单量时间/h 日产液量/m<sup>3</sup>/d 日产油量/m<sup>3</sup>/d 日产水量/m<sup>3</sup>/d 含水/％ 备注
Z19-3 2021/4/10 1.00 0.10 24 1.21 0.91 0.13 10.8 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/11 1.00 0.10 24 1.18 0.87 0.15 12.8 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/12 1.00 0.10 24 1.18 0.87 0.15 12.8 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/13 1.00 0.10 24 1.18 0.87 0.15 12.8 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/14 1.00 0.10 24 1.18 0.87 0.15 12.8 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/15 1.00 0.10 24 1.18 0.87 0.15 12.8 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/16 1.00 0.10 24 1.19 0.88 0.14 12.2 功图量油蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/17 1.00 0.10 24 1.19 0.88 0.14 12.2
Z19-3 2021/4/18 1.00 0.10 24 1.19 0.88 0.14 12.2
Z19-3 2021/4/19 1.00 0.10 24 1.19 0.88 0.14 12.2 蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/20 0 0 0 措施解堵24h
Z19-3 2021/4/21 0 0 0 措施解堵24h
Z19-3 2021/4/22 0 0 0 措施解堵24h
Z19-3 2021/4/23 0 0 0 措施解堵24h
Z19-3 2021/4/24 0 0 0 措施解堵24h
Z19-3 2021/4/25 0 0 0 措施解堵24h
Z19-3 2021/4/26 1.00 0.10 24 4 0 4 100 措施完井开全24h
Z19-3 2021/4/27 1.00 0.10 3.9 0.56 3.33 85.6 核实含水蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/28 1.00 0.10 24 3.6 2.34 1.21 34.1 核实含水蹩压加清蜡剂
Z19-3 2021/4/29 1.00 0.10 24 3.6 2.35 1.22 34.2
Z19-3 2021/4/30 1.00 0.10 24 3.6 2.35 1.23 34.4
Z19-3 2021/5/1 1.00 0.10 24 3.6 2.34 1.25 34.8
Z19-3 2021/5/2 1.00 0.10 24 3.6 2.35 1.24 34.5
Z19-3 2021/5/3 1.00 0.10 24 3.6 2.35 1.26 34.9
Z19-3 2021/5/4 1.00 0.10 24 3.6 2.35 1.25 34.7
Z19-3 2021/5/5 1.00 0.10 24 3.6 2.36 1.26 34.8
由图7可见，复合解堵剂对Z19-3井的不动管柱解堵，工艺可行，效果较好，经过加注解堵剂后，油井日产液量和日产油量得到恢复，解堵前Z19-3井日产液量为1.19m3/d，日产油量为0.88m3/d，解堵后油井日产液量为3.6m3/d，日产油量为2.36m3/d。
本发明实施例总结如下：
(1)通过溶蜡单剂的优选、单剂的复配、互溶剂的优选、表面活性剂的优选以及表面活性剂的复配，最终成功配制复合清蜡除垢剂的清蜡部分，配方主要由91.75％的主剂(正己烷36.7％、二甲苯18.35％、石油醚36.7％)、1.83％的互溶剂H1、6.42％的表面活性剂(表面活性剂B1为11.59％、表面活性剂B2为1.83％)组成。
(2)通过对比不同酸液、不同浓度对垢物的溶解率，最终确定除垢剂主剂，由5g的酸液S1稀释至100mL组成，其浓度为0.05g/mL，由于除垢剂主剂对井筒管壁存在一定的腐蚀性，为了达到酸化解堵标准，在主剂中加入四种缓蚀剂，结果发现在主剂中加入0.5％缓蚀剂D4时，平均腐蚀速率为1.0207g/(m2·h)，缓蚀效果较好，符合酸化缓蚀评价指标，最终成功复配复合清蜡除垢剂的除垢部分，配方由浓度为0.05g/mL酸液S1和0.5％缓蚀剂D4组成。
(3)将清蜡部分与除垢部分进行复配，考虑到试剂之间的相互溶解性，以清蜡部分为主，加入5％的除垢部分，复配成复合清蜡除垢剂，通过室内实验评价验证，复合清蜡除垢剂对混合堵塞物的溶解率良好。
(4)复合清蜡除垢剂的不动管柱，最主要技术特征是不起出油管，而直接由环空将解堵剂注挤进入储层。其工艺主要参数设计为加药量和注入压力。注入压力设计计算采用节点分析的方法，可确定出满足地面泵压，在井筒存在蜡垢和储层堵塞情况下，能注入储层又不压破油层的井口注入压力。
(5)现场应用评价验证，复合清蜡除垢剂对蜡垢混合油井的解堵增产效果良好。

Claims (8)

1.一种油井用复合清蜡除垢剂，其特征在于，按照体积份数计，组分包括：100份的清蜡剂，5-10份的除垢剂；
按照体积份数计，所述清蜡剂包括100份的清蜡主剂、1-3份的互溶剂和2-8份的表面活性剂；所述清蜡主剂包括石油醚、正己烷和二甲苯中的一种或几种；所述互溶剂为乙二醇丁醚、正丁醚或异丙醇；所述表面活性剂包括聚氧乙烯壬基酚醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、吐温60和乳化剂OP-10中一种或几种；
所述除垢剂包括除垢主剂、缓蚀剂和水；所述除垢主剂为甲酸甲酯；所述缓蚀剂为聚丙烯酸钠。
2.根据权利要求1所述的油井用复合清蜡除垢剂，其特征在于，所述清蜡主剂包括：正己烷、二甲苯和石油醚，正己烷、二甲苯和石油醚的体积比为(1.33-6.67)：(1.33-5)：(0-6.67)。
3.根据权利要求2所述的油井用复合清蜡除垢剂，其特征在于，正己烷、二甲苯和石油醚的体积比为4:2:4。
4.根据权利要求1所述的油井用复合清蜡除垢剂，其特征在于，所述表面活性剂包括聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚，聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚的体积比为5：(2-5)。
5.根据权利要求1所述的油井用复合清蜡除垢剂，其特征在于，聚氧乙烯壬基酚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚的体积比为5：2。
6.根据权利要求1所述的油井用复合清蜡除垢剂，其特征在于，按照体积份数计，所述除垢剂包括3-5份的除垢主剂，0.5份的缓蚀剂，95-97份的水。
7.一种不动管柱解堵工艺，其特征在于，将解堵剂通过井筒中油管和套管之间的环空注入储层；
所述解堵剂的需要注入用量通过如下公式计算：
Vj＝πrb 2hφ(1+ΔprCr)
其中，Vj为解堵剂需要注入用量，rb为解堵半径，h为储层有效厚度，
Figure FDA0003740142890000011
为孔隙度，△pr为储层压力变化值，Cr为岩石的等温压缩系数；
根据如下方程组由井口注入压力pjwh计算出解堵剂的井底注入压力pjwf和注入流量Q，选择井底注入压力pjwf小于地层破裂压力时所对应的最大井口注入压力作为施工用的井口注入压力，该最大井口注入压力对应的注入流量作为施工用的注入流量，再用该施工用的注入流量来计算解堵剂的注入量是否达到要求，即通过是否V≥Vj和pjwf≤pff来判断不动管柱作业是否可行，以及得到解堵剂不动管柱解堵井口注入压力和注入流量参数：
Figure FDA0003740142890000021
Figure FDA0003740142890000022
Figure FDA0003740142890000023
Figure FDA0003740142890000024
Figure FDA0003740142890000025
pjwf-in＝pjwf-out
Figure FDA0003740142890000026
其中，pj为注入泵出口压力，Pa；pjwh为井口注入压力，Pa；Q为注入流量，m3/d；Apip为地面管线内横截面积，m2；Dpip为地面管线内直径，m；ρw为解堵剂密度，kg/m3；Lpip为地面管线长度，m；v为注入流速，m/s；λpip为地面管线内流动摩阻系数，无量纲；Re为雷诺数，无量纲；εpip为地面管线内壁相对粗糙度，εpip＝2△pip/Dpip，无量纲；△pip为地面管壁绝对粗糙度，mm；μw为解堵剂粘度，mPa·s；pjwf为井底注入压力，Pa；Aw为井筒内流动通道横截面积，不动管柱清蜡解堵由环空注入，Aw＝0.25(Dci 2-Dwo 2)，m2；Dci为套管内径，m；Dwo为油管外径，m；Dw为井筒直径，m；λw为井筒内流动摩阻系数，无量纲；εw为注入井筒内壁相对粗糙度，εw＝2△w/Dw，△w为井筒内壁绝对粗糙度，mm；Lw为井筒井深，m；Hw为井筒垂深，m；pna为注入井射孔段后压力，Pa；pnf为注入井射孔段前压力，Pa；Aper为射孔层流系数，MPa/(m3/d)；Bper为射孔紊流系数，MPa/(m3/d)；Lper为射孔孔眼长度，m；Kper为射孔孔眼压实环渗透率，μm2；N为射孔孔眼密度，SPM(m-1)；hper为射孔段厚度，m；rc为射孔孔眼压实环半径，m；rper为射孔孔眼半径，mm；βper为射孔压实环紊流速度系数，m-1；Bw为体积系数，无量纲；pr为地层压力，Pa；S为地层表皮系数，无量纲；rw为井筒半径，m；h为储层有效厚度，m；K为渗透率，μm2；V为解堵剂实际注入用量，m3；i为时间段节点，无量纲；Qi为第i段时间的注入流量，m3/d；△ti第i段时间长度。
8.根据权利要求7所述的不动管柱解堵工艺，其特征在于，所述解堵剂为权利要求1-6任一项所述的油井用复合清蜡除垢剂。
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