一种具有缓蚀、阻垢、防蜡三重功效固体颗粒药剂的设计制备

通过化学法合成了一种具有缓蚀、阻垢、防蜡三重功效的固体颗粒药剂,利用失重挂片、电化学测试手段研究了其在地层水环境下对碳钢的缓蚀效果;采用行业标准规范对合成药剂的阻垢、防蜡能力进行了测定。结果表明,制备的三防固体颗粒药剂能够有效抑制地层水环境下N80碳钢的腐蚀,此外还具有优异的阻垢以及防蜡能力。

新型可溶性输油管道清蜡球的研制及性能评价

针对传统清蜡球功能单一、不具备溶解性且容易发生卡球、蜡堵事故的不足,设计制备了一种适用于油田集输系统、既具有物理清蜡功能、又具备化学防蜡效果的可溶性清蜡球。采用挂片法及自制动态防蜡率测试装置对所选防蜡剂进行静态防蜡率及动态防蜡率测试,通过压力机及自制室内动态溶解模拟装置对清蜡球进行物理性能及溶解性能评价实验,最后进行了现场测试。防蜡率测试结果表明,防蜡剂防蜡率最高可达50%且在应用于实际情况时效果更加明显;物理性能测试结果表明,所制不同配方的清蜡球承压能力均在2 MPa以上,在管线中运行时,均不会发生破碎,从而实现物理清蜡的作用;清蜡球动态溶解释放性能测试结果表明,清蜡球溶解释放速率随温度的上升逐渐增加,随含水率的增加逐渐减小,另外随着防蜡组分中防蜡剂含量的增加,其溶解释放速率呈现下降趋势,最高为0.28 g/h,最低为0.08 g/h,溶解释放速率较慢且可控,可满足不同管线防蜡需求。通过现场应用试验进行验证,取得了较好的结果。

一种改进药剂在A油田的应用

针对A油田应用的清蜡剂、防蜡剂存在安全隐患问题,开展了药剂改进与优选。通过优选并确定药剂配方,经过室内检测,其优选配方的清蜡速率、防蜡率等主要技术指标均达到了预期要求。通过试验,明确了加药周期为50 d、单次加药量为50 kg。现场开展115口井大规模验证,取得了预期效果,平均生产92 d未发生异常情况。改进药剂应用后,A油田平均单井年药剂费用减少1398元,年减少洗井用水量约134.4 m^(3),检泵周期内洗井用水量减少411.6 m3,平均时率由原来的96.68%提高至97.76%。年减少用电量约126×10^(4)kWh。

油溶性清防蜡剂CL-92

针对胜利油田纯梁油区高含蜡 (10 %— 2 5 % )高凝点原油的特点 ,开发了由有机溶剂、表面活性剂、蜡晶改进剂、加重剂等组成的油溶性清防蜡剂 ,牌号为CL 92。室内性能测定结果如下 :溶蜡速度 6 .48g/mL·min(5 0℃ ) ;防蜡率 6 8.9%和 73.9% (加量 0 .1% ,两口井原油样 ) ;2 0— 40℃降粘度 >90 %— 70 %。CL 92可用于油井的清蜡、防蜡及原油集输管线的清防蜡。纯梁油田在含蜡 15 %以下的 2 0口油井定期批量加药 ,在含蜡高于 2 0 %的 5口油井连续加药 ,在梁北 2 0号计量站集输管线连续加药进行清防蜡 ,均取得了良好的效果。讨论了清防蜡机理。

连续清防蜡工艺技术在中原油田的应用

针对低能量抽油井中 ,使用常规清防蜡工艺存在费用高、影响产量、污染油层、效果差且不适应下层封堵等问题 ,分析了影响油井结蜡的因素 ,介绍了复合防蜡、强磁防蜡和自动清蜡 3项连续清防蜡工艺技术。现场应用结果证明 ,这 3项连续清防蜡工艺能有效解决低能量抽油井的清防蜡问题 。

结蜡油井化学防蜡方式优化

河南油田第一采油厂油井含蜡量高（25％～45％），平均含水已〉85％，使用脂肪胺起始双嵌段聚醚AE0604为清防蜡剂，由环空加入，单次加药15．0～61．7kg，加药周期9.6～31．5天。取油井沉没度、产液量、加药量为变量，分4组完成了近100井次的加药试验，测定加药后产出液中药剂浓度随时间的变化并求出有效药剂浓度（20～200mg／kg）维持时间，得到如下结果：药剂产出峰很陡，峰值出现在加药后5～20小时；有效药剂浓度维持3～8天，受沉没度影响大，产液量的影响次之；加大单次加药量不能延长有效药剂浓度维持时间；加药后水冲洗作业对药剂井下存留时间影响很大。据此制定了加药规范：单次加药量4～15kg，加药周期1～7天，冲洗水流量〈20L／min，冲洗时间〈5min。以沉没度和产液量为参数编制了优化的加药量、加药周期表。采用优化加药方式后，全厂400余口加药油井检泵周期（197→271天）、热洗周期（44→54天）延长，泵效率增大（44．9％→50．1％）。图1表5参2。

孤岛渤3断块微生物清防蜡技术的应用

微生物采油技术作为一项成熟的工艺已经成功地应用于不同的油井 ,与孤岛采油厂合作在孤岛 30 4队针对渤 3断块的高含蜡生产井进行了现场试验 ,取得明显效果。通过定期加微生物菌液 ,不仅停加了清、防蜡剂 ,而且停止了热洗 ,使生产井的电流及载荷明显得到了下降 ,彻底改变了以前蜡卡的现象 ,取得一定增油效果。该区块共 9口试验井 ,全部见到了效果 。

微生物防蜡技术的研究与应用

通过分析含蜡原油组分的特点，有针对性地筛选出具有防蜡作用的细菌DM-1菌组，通过实验室性能检测，成功地将其应用于油井现场。室内试验验证，菌液含菌大于10^8个／mL。DM-1微生物防蜡剂对现场蜡块（2种原油）的乳化降解率分别为22．9％和17．4％；原油培养液表面张力降低率40％～47％，菌液pH值由7．4降至6．2～6．5，原油流动性得到了很大的改善。经现场20多口油井试验证明，应用DM-1微生物防蜡剂后，检泵周期有效延长1倍以上，单井修井成本降低1000元以上，微生物清蜡比化学剂清蜡成本低20％～30％。

高含水油井新型防蜡降粘剂HW-01

本文介绍了根据高含水油井采出液特点研制的高含水油井新型防蜡降粘剂ＨＷ０１，给出了ＨＷ０１的乳化降粘性能、对水包油型原油乳状液油珠聚结温度的降低作用、防蜡效果以及以ＨＷ０１为乳化剂配制的水包油型原油乳状液的热沉降脱水性能，并与ＡＥ１９１０进行了比较。本文还探讨了高含水油井防蜡降粘剂的作用机理，提出了高含水油井防蜡降粘剂研制开发的新思路。

防蜡剂与清蜡剂的研究概况及其发展趋势

对油井防蜡剂和清蜡剂的类型进行了综述,给出了一些配方,并指出其发展趋势。

油田清防蜡技术发展现状

油井结蜡是目前国内外油田面临的重要问题之一,文章介绍了近几年国内外常用的清防蜡技术及清防蜡机理,重点介绍了微生物清防蜡技术、化学清防蜡技术的发展现状及研究方向,提出了一种新型的固体防蜡工艺技术。清防蜡既要重视效果,同时也应重视安全、环保。无污染、安全、有效的清防蜡工艺技术是今后发展的方向。

微生物清防蜡技术矿场试验研究

从辽河油田曙光采油厂和锦州采油厂高蜡油井中采集的 40多个油水样中分离到了 3种能以固体石蜡为唯一碳源生长的微生物 ,并将其应用于该区块 4口井的清防蜡矿场试验研究。结果表明混合菌的清防蜡效果显著 ,4口井在 4个月试验期共增油 5 6 1t,节约热洗 16次 ,加药 44次 ,创直接经济效益 5 6 .3万余元。

水包油微乳液型清蜡剂的制备及性能评价

以柠檬烯作为有机溶剂,Tween-80、Span-80和烷基糖苷(APG)为表面活性剂,筛选出互溶剂为甲醇,加入乙二醇单丁醚、水,复配出水包油微乳液型清蜡剂,探究柠檬烯/水比、甲醇加量、表面活性剂加量,对清蜡剂溶蜡速率、洗油率的影响。结果表明,清蜡剂的最佳配方为柠檬烯11.6%,水11.6%,乙二醇单丁醚14.0%,烷基糖苷11.6%,甲醇23.2%,复配表面活性剂28.0%;其中复配表面活性剂的比例为m(Tween-80)∶m(Span-80)=1∶1。该清蜡剂的溶蜡速率为0.0574 g/min,洗油率为93.72%,表面张力为25.36 mN/m。

准噶尔盆地春光油田清防蜡剂试验研究

采用溶液法合成了苯乙烯-马来酸高碳醇酯-丙烯酰胺三元共聚物,通过评价清蜡、分散和防蜡性能筛选出表面活性剂AP-4、JFC和CDA,正交试验优选出了表面活性剂比例,在优选出的表面活性剂型清蜡分散体系中加入不同量的三元共聚物制备出了清防蜡剂CPB。结果表明,表面活性剂复配体系的清蜡率可以达到85%,防蜡率为25.38%;通过加入8%三元共聚物于活性剂混合体系后防蜡率大幅提高,复配试剂加量为0.8%时,原油凝固点降低7℃,防蜡率大于60%。

油基清防蜡剂FLO的研究与应用

FLO油基清防蜡剂主要由 1 # 、2 # 活性剂、降粘剂和有机溶剂组成。室内实验表明 ,溶蜡速率大于 0 0 2g/min ,静态防蜡率大于 5 0 % ,降粘率大于 3 0 % ,动态防蜡率大于 60 %。现场试验表明 ,采用定期加药方式 ,可减少洗井次数 ,提高油井产油量。

机采井微生物清防蜡工艺及应用效果评价

针对现有机采井化学清防蜡存在药剂用量大、加药频率高、作用时间短、污染环境等问题,开发了一种微生物清防蜡菌剂。通过现场8口易结蜡井试验,发现试验期间机采井电流变化较小,基本处于平稳状态;微生物清防蜡菌剂用量比化学清防蜡药剂减少40%以上,成本节约20%～50%,加药周期延长1倍以上,该微生物清防蜡菌剂效果优于或等效于化学清防蜡药剂,经济效益显著。

一种气井井筒用新型中性清防垢剂的研究与应用

针对苏里格下古气田因出水引起井筒缓慢堵塞,导致部分井产量下降的问题,开展了堵塞原因分析。为了减少入井液对管柱的腐蚀、延缓检修周期,开发出一种中性清防垢剂。产品室内评价结果表明:该产品16h对堵塞物溶解率可达到95%以上,对管柱腐蚀极低;质量浓度为40mg/L时,对不同种类无机垢的阻垢率达到80%以上,可延缓井筒结垢周期。产品现场应用3井次,解除了井筒堵塞,平均单井日产气量提高了213.3%。

热溶复合型高效油井清蜡解堵剂的研制

原油开采中油井的清蜡防蜡是保证原油产量的重要措施，研制的Ｏ／Ｗ乳液型清蜡剂以化学法清蜡为主，在体系中引入发热剂，借助发热剂的化学反应的热效应，实现热溶清蜡作用。室内试验结果表明，复合型清蜡剂的溶蜡速率可达３２４．２４ｇＬ（－１）ｈ（－１），比油基型清蜡剂的溶蜡速率提高３．０１倍，比单纯乳液型清蜡剂的溶蜡速率提高５９．２％。该清蜡剂还具有使用方便、安全、耐候性好等特点。

塔河油田四、六区清防蜡及降粘工艺研究

塔河油田原油具有粘度大、凝固点高 ,含蜡等特点 ,影响油井正常生产 ,需进行化学清防蜡降粘以实现原油增产稳产及远距离输送。对新研制的 DC- 6油溶性高分子化学清防蜡降粘剂进行了室内试验评价 ,结果表明 ,该清防蜡剂能适合塔河油田需要 ,改善原油流动状态 ,减缓油井结蜡趋势 ,降低生产成本 。

解除气井有机沉积物堵塞用的解堵剂JD-3

新场气田气井堵塞物为有机垢 ,含微晶蜡～ 6 5 %、胶质～ 2 5 %、有机杂质～ 10 %。针对该气田井下有积液气井研制了由蜡乳化剂、胶质乳化剂、全氟表面活性剂、高分子表面活性剂及有机溶剂组成的水分散性解堵剂JD 3。讨论了对该气田气井解堵剂的要求和解堵机理 ,介绍了所研制产品的特性。室内测试表明 ,在动态下稠状堵塞物瞬时间即在JD 3中溶解、分散 ,硬块状堵塞物和矿物石蜡溶解分散稍慢 (<5 0min ,15℃和 4 0℃ ) ,生成的溶液 分散液在用等体积 7× 10 5mg L盐水稀释时不凝聚不生成沉淀 ,加等质量 7× 10 4 mg L盐水稀释的JD 3即使在 10℃下仍能缓慢溶解、分散堵塞物。JD 3不腐蚀橡胶密封和油管钢材。在 3口气井上进行了 13井次解堵都获得成功 ,单井每次注入 30～ 10 0kgJD 3,解堵作业后气井气压上升 ,产量增加 ,解堵作业有效期 10～ 4 0d。表 2。