一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺制造技术

本发明专利技术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

【技术实现步骤摘要】
一种油井用复合清蜡除垢剂及其不动管柱解堵工艺


[0001]本专利技术涉及油井生产领域，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。

技术介绍

[0002]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。
[0003]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。

技术实现思路

[0004]为了解决上述现有技术的问题，本专利技术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。
[0005]本专利技术通过以下技术方案实现：
[0006]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；
[0007]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；
[0008]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。
[0009]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)。
[0010]进一步的，正己烷、二甲苯和石油醚的体积比为4:2:4。
[0011]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)。
[0012]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。
[0013]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。
[0014]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；
[0015]所述解堵剂的注入体积通过如下公式计算：
[0016]V
j
＝πr
b2
hφ(1+Δp
r
C
r
)
[0017]其中，V
j
为解堵剂需要注入用量，r
b
为解堵半径，h为储层有效厚度，为孔隙度，
△
p
r
为储层压力变化值，C
r
为岩石的等温压缩系数。
[0018]根据如下方程组由井口压力p
jwh
计算出的井底注入压力p
jwf
和注入流量Q。选择井底注入压力p
jwf
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≥V
j
和p
jwf
≤p
ff
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：
[0019][0020][0021][0022][0023][0024]p
jwf
‑
in
＝p
jwf
‑
out
[0025][0026]其中，p
j
为注入泵出口压力，Pa；p
jwh
为井口注入压力，Pa；Q为注入流量，m3/d；A
pip
为地面管线内横截面积，m2；D
pip
为地面管线内直径，m；ρ
w
为解堵剂密度，kg/m3；L
pip
为地面管线长度，m；v为注入流速，m/s；λ
pip
为地面管线内流动摩阻系数，无量纲；Re为雷诺数，无量纲；ε
pip
为地面管线内壁相对粗糙度，ε
pip
＝2
△
pip
/D
pip
，无量纲；
△
pip
为地面管壁绝对粗糙度，mm；μ
w
为解堵剂粘度，mPa
·
s；p
jwf
为井底注入压力，Pa；A
w
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，A
w
＝0.25(D
ci2
‑
D
wo2
)，m2；D
ci
为套管内径，m；D
wo
为油管外径，m；D
w
为井筒直径，m；λ
w
为井筒内流动摩阻系数，无量纲；ε
w
为注入井筒内壁相对粗糙度，ε
w
＝2
△
w
/D
w
，
△
w
为井筒内壁绝对粗糙度，mm；L
w
为井筒井深，m；H
w
为井筒垂深，m；p
na
为注入井射孔段后压力，Pa；p
nf
为注入井射孔段前压力，Pa；A
per
为射孔层流系数，MPa/(m3/d)；B
per
为射孔紊流系数，MPa/(m3/d)；L
per
为射孔孔眼长度，m；K
per
为射孔孔眼压实环渗透率，μm2；N为射孔
孔眼密度，SPM(m
‑1)；h
per
为射孔段厚度，m；r
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
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：V
j
＝πr
b2
hφ(1+Δp
r
C
r
)其中，V
j
为解堵剂需要注入用量，r
b
为解堵半径，h为储层有效厚度，为孔隙度，
△
p
r
为储层压力变化值，C
r
为岩石的等温压缩系数；根据如下方程组由井口注入压力p
jwh
计算出解堵剂的井底注入压力p
jwf
和注入流量Q，选择井底注入压力p
jwf
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≥V
j
和p
jwf
≤p
ff
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：，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：，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：
p
jwf
‑
in
＝p
jwf
‑
out
其中，p
j
为注入泵出口压力，Pa...

【专利技术属性】
技术研发人员：王瑞，白海涛，孙娜娜，吴繁华，陈子豪，李震宇，杨旭鹏，张凤云，
申请(专利权)人：西安石油大学，
类型：发明
国别省市：