方群，張永剛，李明忠

（1.中國(guó)石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南鄭州450000；2.中國(guó)石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，河南鄭州450042）

一種乳液型清防蠟劑的研制與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

方群1，張永剛1，李明忠2

（1.中國(guó)石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南鄭州450000；2.中國(guó)石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，河南鄭州450042）

涇河油田原油具有高含蠟、高凝特點(diǎn)，生產(chǎn)過(guò)程中熱洗周期短，易發(fā)生蠟卡，現(xiàn)用水基清防蠟劑溶蠟速率低，無(wú)法滿(mǎn)足生產(chǎn)需求。為解決這一問(wèn)題，實(shí)驗(yàn)室模擬涇河油田地層溫度條件進(jìn)行溶蠟率及防蠟率實(shí)驗(yàn)，通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果優(yōu)選出以150號(hào)溶劑油與二乙二醇丁醚復(fù)配的油基清防蠟劑為主劑，與聚氧乙烯醚類(lèi)表面活性劑FL-1、FL-2、FL-3復(fù)配形成乳液型清防蠟劑QFJ-1，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)電流載荷下降明顯，熱洗周期延長(zhǎng)一倍，且具有較好經(jīng)濟(jì)性。

涇河油田；清防蠟劑；溶蠟速率；防蠟率

涇河油田為裂縫、斷裂發(fā)育的致密砂巖油藏，主要生產(chǎn)層位為長(zhǎng)8層，原油密度0.872～0.924 g/cm3，平均密度0.90 g/cm3，凝固點(diǎn)16～28℃，平均22℃，含蠟量13%～15%，平均14%，屬于高含蠟高凝油藏。由于原油含蠟量高導(dǎo)致生產(chǎn)過(guò)程中易蠟卡，而目前現(xiàn)場(chǎng)使用的水基清防蠟劑在地層溫度下溶蠟速率僅為0.000 33 g/min，使用濃度1%時(shí)，防蠟率僅為70%，無(wú)法滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)清防蠟需求。

目前使用的清防蠟劑包括水基、油基及乳液型三種類(lèi)型，其中乳液型清防蠟劑是將油基清防蠟劑加入水及乳化劑形成水包油乳液，結(jié)合了油基清防蠟劑溶蠟率高、水基清防蠟劑使用安全的優(yōu)點(diǎn)。因此，研制適合涇河油田的乳液型清防蠟劑，提高溶蠟率，減少蠟質(zhì)在桿柱的聚集，對(duì)油田的有效開(kāi)發(fā)具有重要意義。

1 實(shí)驗(yàn)藥品及儀器

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器及藥品

實(shí)驗(yàn)所用儀器主要包括清防蠟劑評(píng)價(jià)儀、恒溫水浴、電子天平、電動(dòng)往復(fù)振蕩機(jī)、不銹鋼測(cè)試杯及配方瓶等。

實(shí)驗(yàn)所需藥品包括：150號(hào)溶劑油，柴油，石油醚，工業(yè)煤油，二乙二醇丁醚，聚丙烯酸酯，聚苯乙烯—乙酸乙烯—丙烯酸十八酯，油酸，石油磺酸鹽，三種聚氧乙烯醚類(lèi)乳化劑FL-1、FL-2、FL-3，58號(hào)石蠟及涇河油田JH17P1井油水樣，該油水樣的性質(zhì)見(jiàn)表1、表2。

表1 涇河油田油樣分析Table 1 Crude oil sample analysis of Jinghe oilfield

表2 涇河油田水樣分析Table 2 Water sample analysis of Jinghe oilfield

1.2 實(shí)驗(yàn)過(guò)程

清防蠟劑的主要性能指標(biāo)為溶蠟率及防蠟率，實(shí)驗(yàn)時(shí)模擬涇河油田地層溫度（55℃）條件，測(cè)試方法參考標(biāo)準(zhǔn)《SY/T 6300-2009采油用清、防蠟劑技術(shù)條件》。

溶蠟率測(cè)試：記錄58號(hào)石蠟在固定體積藥劑中的溶解時(shí)間，經(jīng)公式計(jì)算后可得藥劑的溶蠟率[1]。

式中：V1為溶蠟速率，g/min；m0為蠟球質(zhì)量，g；t為溶蠟時(shí)間，min。

防蠟率測(cè)試：將含水50%的JH17P1井油水樣在不銹鋼測(cè)試杯中攪拌降溫，降溫過(guò)程中油水樣與測(cè)試杯壁存在溫度梯度，從而產(chǎn)生石蠟沉積，通過(guò)測(cè)定加藥和未加藥情況下不銹鋼測(cè)試杯內(nèi)壁上沉積的石蠟量差異來(lái)評(píng)價(jià)清防蠟劑的防蠟效果[2]。

式中：V2為防蠟率，%；m1為空測(cè)試杯質(zhì)量，g；m2為殘留蠟樣與測(cè)試杯總質(zhì)量，g。

2 新型清防蠟劑的配制與評(píng)價(jià)

乳液型清防蠟劑[3]的溶劑選擇應(yīng)遵循“極性相似”、“溶劑化”和“不含有機(jī)氯、二硫化碳”等原則。

2.1 油基清防蠟劑的篩選與復(fù)配

油基清防蠟劑以清蠟為主，具有溶蠟速率快的特點(diǎn)，因此，以溶蠟速率高于0.016 g/min作為油基清防蠟劑的篩選標(biāo)準(zhǔn)。查閱目前國(guó)內(nèi)外化學(xué)清防蠟劑相關(guān)材料[4-5]，優(yōu)選出150號(hào)溶劑油、柴油、石油醚、工業(yè)煤油和二乙二醇丁醚等五種清防蠟劑，在相同條件下，測(cè)試五種清蠟劑的溶蠟速率，結(jié)果為：石油醚（0.013 g/min）＞150號(hào)溶劑油（0.012 g/min）＞二乙二醇丁醚（0.009 g/min）＞工業(yè)煤油（0.008 g/min）＞柴油（0.007 g/min）?？紤]到石油醚易于揮發(fā)，二乙二醇丁醚具有很好的滲透作用，溶解后的物質(zhì)呈細(xì)小的顆粒，且分散均勻等因素，優(yōu)選出150號(hào)溶劑油和二乙二醇丁醚作為清蠟劑單劑。

以150號(hào)溶劑油為主劑，二乙二醇丁醚為輔劑進(jìn)行復(fù)配實(shí)驗(yàn)（圖1），實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，150號(hào)溶劑油：二乙二醇丁醚=15：1時(shí)兩者產(chǎn)生較好協(xié)同反應(yīng)，溶蠟速率最高，達(dá)0.021 g/min，溶蠟性能優(yōu)于清蠟單劑，故以該比例的復(fù)配混合溶劑記為A劑。

圖1 不同復(fù)配比例混合藥劑的溶蠟速率Fig.1 Wax dissolution rates of different mixing ratios of medicament

2.2 乳化劑的篩選與復(fù)配

由于油基清防蠟劑的溶蠟速率較快，篩選乳化劑時(shí)以防蠟率為主要指標(biāo)。根據(jù)目前常用的乳化劑種類(lèi)[6-7]，優(yōu)選出聚丙烯酸酯、聚苯乙烯—乙酸乙烯—丙烯酸十八酯、油酸、石油磺酸鹽、三種聚氧乙烯醚類(lèi)表面活性劑FL-1、FL-2、FL-3等七種乳化劑，在相同條件下測(cè)試其防蠟率，結(jié)果為FL-1（56.49%）＞FL-2（53.32%）＞FL-3（49.8%）＞油酸（41.36%）＞石油磺酸鹽（34.89%）＞聚苯乙烯—乙酸乙烯—丙烯酸十八酯（34.64%）＞聚丙烯酸酯（25.24%）。優(yōu)選出聚氧乙烯醚類(lèi)乳化劑FL-1、FL-2、FL-3作為乳化劑單劑。

按枚舉法設(shè)計(jì)不同比例的乳化劑FL-1、FL-2、FL-3復(fù)配（表3），實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明當(dāng)FL-1：FL-2：FL-3=2：2：1時(shí)藥劑間協(xié)同效應(yīng)最優(yōu)，此時(shí)防蠟率最高為72.56%，故以此比例復(fù)配的混合藥劑記為B劑。

表3 不同復(fù)配比例混合藥劑的防蠟率Table 3 Wax inhibiting rates of different mixing ratios of medicament

2.3 新型清防蠟劑的配制

依據(jù)已有實(shí)驗(yàn)結(jié)果，將A劑作為主劑，B劑作為輔劑，在相同實(shí)驗(yàn)條件下復(fù)配測(cè)試其溶蠟速率及防蠟率（圖2）。當(dāng)A：B=4：1時(shí)混合藥劑的溶蠟速率為0.020 g/min，防蠟率為72.66%，達(dá)到預(yù)期效果，故新型清防蠟劑QFJ-1配方為A：B=4：1。

3 新型清防蠟劑性能評(píng)價(jià)

3.1 清防蠟性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)QFJ-1的溶蠟率及防蠟率（圖3、圖4）。當(dāng)QFJ-1濃度達(dá)到0.3%以上時(shí)，防蠟率＞80%，且在不同溫度下均具有較強(qiáng)溶蠟?zāi)芰?，溶蠟速率均大?.016 g/min，當(dāng)溫度高于45℃時(shí)，溶蠟率大幅增加。新型清防蠟劑QFJ-1溶蠟率及防蠟率均達(dá)到了預(yù)期要求。

圖2 不同復(fù)配比例實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.2 Experiment results of different mixing ratios

圖3 不同藥劑濃度下QFJ-1防蠟率測(cè)試Fig.3 Medicament QFJ-1 wax inhibiting rate testing under different concentration

圖4 不同溫度下QFJ-1溶蠟率測(cè)試Fig.4 Medicament QFJ-1 wax dissolution rate testing under different temperature

3.2 配伍性評(píng)價(jià)

取JH17P1井的地層水樣與濃度1%的新型清防蠟劑QFJ-1做配伍性實(shí)驗(yàn)（表4），實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：QFJ-1與涇河油田地層水有較好配伍性。

4 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果

2014年9月在涇河油田進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，采取每三天加注一次，每次加注濃度為0.3%的加藥制度，試驗(yàn)效果見(jiàn)表5。加注后電流下降2A，載荷下降3.8 kN，液量提高1.1 t/d，油量提高1.2 t/d，且加注后熱洗周期由1個(gè)月延長(zhǎng)為2個(gè)月，試驗(yàn)效果明顯。以該加藥制度推算，，對(duì)QFJ-1進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)（表6）。使用新型清防蠟劑QFJ-1每年可節(jié)省熱洗檢泵等費(fèi)用3.35萬(wàn)元，且與之前使用的水基清防蠟劑相比每年可節(jié)省費(fèi)用0.72萬(wàn)元，具有較好經(jīng)濟(jì)效益。

5 結(jié)論

1）模擬涇河油田地層溫度實(shí)驗(yàn)條件，以清蠟率及防蠟率為主要指標(biāo)，優(yōu)選出150號(hào)溶劑油：二乙二醇丁醚=15：1為油基清防蠟劑，三種聚氧乙烯醚類(lèi)乳化劑FL-1：FL-2：FL-3=2：2：1為乳化劑，兩者以4：1復(fù)配即為新型清防蠟劑QFJ-1。

2）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，新型清防蠟劑QFJ-1在不同溫度下均具有較強(qiáng)溶蠟?zāi)芰?，?dāng)濃度達(dá)到0.3%以上時(shí)，防蠟率達(dá)80%以上，并與涇河油田地層水有較好配伍性。

表4 QFJ-1與JH17P1井水樣的配伍性實(shí)驗(yàn)Table 4 Compatibility experiment of medicament QFJ-1 and well JH17P1

表5 QFJ-1現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果Table 5 Field application results of medicament QFJ-1

表6 QFJ-1經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)Table 6 Economic evaluation of medicament QFJ-1

3）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，試驗(yàn)井電流、載荷下降明顯，熱洗周期延長(zhǎng)一倍，清防蠟效果較好，且新型清防蠟劑具有較好經(jīng)濟(jì)性，可在涇河油田推廣使用。

[1]李明忠，趙國(guó)景，張貴才，等.油基清蠟劑性能研究[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2004，28（2）：61-63.

[2]張風(fēng)芹.采油用清防蠟劑防蠟率測(cè)定法[J].油氣田地面工程，2002，21（3）：27-28.

[3]陳勇，周江，李昀昀.ZS-1型乳液清防蠟劑的室內(nèi)研究[J].新疆石油科技，2007，17（1）：36-38.

[4]陳馥，曲金明，王福祥，等.油井清防蠟劑的研究現(xiàn)狀及發(fā)展方向[J].石油與天然氣化工，2003，32（4）：243-245.

[5]翟建華，枚新民，艾爾肯·吐?tīng)柕兀?百口泉油田機(jī)抽井油基清防蠟劑的試驗(yàn)與應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2006，13（5）：75-76.

[6]商紅巖，應(yīng)學(xué)海，黃蒼峰，等.新疆油田防蠟劑的研制與性能評(píng)價(jià)[J].中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2013，37（1）：167-172.

[7]陳馥，曲金明，劉福梅.乳液型清防蠟劑QFJ-1的研制[J].應(yīng)用化學(xué)，2005，23（12）：1375-1377.

（編輯：尹淑容）

Research and field application of a new emulsion paraffin inhibitor

Fang Qun1,Zhang Yonggang1and Li Mingzhong2
(1.Engineering and Technology Research Institute,North China Company,SINOPEC,Zhengzhou,Henan 450000,China; 2.Down-hole Operation Branch,North China Petroleum Engineering Co.,Ltd.,SINOPEC,Zhengzhou,Henan 450042,China)

Due to the characteristics of high wax content and high pour point,the problems of short hot washing period and wax blockage occur in production process of Jinghe oilfield.The wax dissolution rate of current water base paraffin inhibitor is too low to meet production.In order to solve this problem,the experiment of wax dissolution rate and wax inhibiting rate was conducted by simulating formation temperature of Jinghe oilfield in the laboratory.According to the results,oil base paraffin inhibitor that is com?posed by No.150 solvent oil and diethylene glycol monobutyl is selected out.Emulsion paraffin inhibitor QFJ-1 is composed of this oil base paraffin inhibitor and polyoxyethylene ether surface acting agent FL-1、FL-2、FL-3.Field application shows that current loading decreases obviously and thermal washing cycle is double.Meanwhile,this new emulsion paraffin inhibitor has good econom?ical efficiency.

Jinghe oilfield,paraffin inhibitor,wax dissolution rate,wax inhibiting rate

TE358+.2

A

2015-02-10。

方群（1988—），女，助理工程師，提高采收率技術(shù)研究。