一种凝油化学助采剂及应用 技术领域 本发明涉及一种凝油化学助采剂及应用，更具体地说，涉及一种用来降低高凝油凝固点，改善高凝油低温流动性，以实现高凝油在低于凝固点温度以下降凝冷采的凝油化学助采剂及应用。
背景技术 在现有技术中，尚未发现能将高凝油乳化降凝的水溶性凝油化学助采剂。在凝油开采过程中，凝油因其蜡质含量高，凝固点就高，导致凝油的流动性随温度的降低和蜡的析出、聚结、沉积并凝固在近井地带和井筒中，难以流动，为凝油的开采带来困难。国内外现有的高凝油开采技术主要应用热力开采，即注蒸汽加热法来解决高凝油开采问题；还有利用井筒辅助掺热水、空心抽油杆加热载体、电热杆等方法解决凝油井的堵塞的问题。上述凝油开采技术能耗高、投资大、设备要求特殊，工艺复杂，并会因具体条件限制而不能普遍采用。
发明内容 本发明的目的在于提供一种凝油化学助采剂，在不加热的条件下，将凝油化学助采剂的水溶液注入地层和井筒，利用物理化学方法，调节地层油水界面张力，乳化凝油降低凝油的凝固点，改善高凝油在低温下的流动性，有效实现凝油冷采和凝油井筒降凝。
为了达到上述目的，本发明提供了如下的技术方案：研制一种凝油化学助采剂，含有表面活性剂、高分子聚丙烯酰胺或改性高分子聚丙烯酰胺，所述的助采剂是具有如下成份及重量份数的混合物：非离子表面活性剂3～15份，阴离子表面活性剂5～40份，高分子聚丙烯酰胺1～5份，水10～50份，所述的非离子型表面活性剂是C8～C12烷基酚聚氧乙烯醚类、山梨醇酯类和聚氧乙烯山梨醇酯类之一种或其几种任意比例的混合物，所述的阴离子表面活性剂为C8～C18烷基芳基磺酸钠之一种或其几种任意比例的混合物，所述的聚丙烯酰胺是分子量为600万～3000万的高分子聚丙烯酰胺或改性的高分子聚丙烯酰胺。凝油化学助采剂地水溶液与凝油接触后，在油层表面发生吸附、铺展、渗透、润湿、乳化和分散作用，形成水包油(O/W)的乳液均匀并均匀分散在水中，保持凝油的较好流动性。阻止高凝油中的蜡在低于凝固点温度下析出、聚结、沉积和凝固，降低高凝油的凝固点。表面活性剂在凝油助采剂中起调节油-水-岩石表面张力，亲水亲油性的作用、起对凝油的渗透、润湿、乳化和分散作用。水溶性高分子聚丙烯酰胺(polyacrylamind)，在凝油助采剂中起增稠、水分散体稳定作用。使用本发明的凝油化学助采剂后，能保证凝油的凝固点在+5℃以下至零度以上，高凝油仍为流动态，从而有效实现了高凝油的顺利冷采和井筒降凝。
本发明较好的技术方案是：助采剂混合物中含有黄原胶1～5份。黄原胶即黄单胞菌多糖(Xc，xanthan gun)，溶于低温水中，是一种假塑性流体，具有“剪切变稀”的特点，加入少量黄原胶，既有利于降低高凝油的粘度，又有利于保持高凝油在加入助采剂形成的水分散体的稳定性，便于实现顺利冷采。
本发明较好的技术方案可以是：助采剂是具有如下成份及重量份数的混合物：非离子表面活性剂8～10份，阴离子表面活性剂20～30份，高分子聚丙烯酰胺3～4份，水25～35份，本配方是本发明的最佳配方，各成份的比例适中，使用调节地层油水界面张力，改善高凝油在低温下的流动性效果极佳。
本发明较好的技术方案又可以是：助采剂混合物中含有黄原胶2～3份。按权利要求3的配方使用，没有必要加入较多的黄原胶，加的太少则对降低高凝油粘度和保持水分散体的稳定性无显著作用。
本发明较好的技术方案又可以是：烷基酚聚氧乙烯醚是辛基酚聚氧乙烯醚、壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基酚聚氧乙烯醚。上述三种化合物廉价易得，产品的性能也较好，更加适合采用。
本发明较好的技术方案也可以是：山梨醇酯类即斯盘类表面活性剂是山梨醇单月桂酸酯(斯盘-20)、山梨醇单棕榈酸酯(斯盘-40)、山梨醇单硬脂酸酯(斯盘-60)、山梨醇三硬脂酸酯(斯盘-65)、山梨醇单油酸酯(斯盘-80)、山梨醇倍半油酸酯(斯盘-83)、山梨醇三油酸酯(斯盘-85)。均是较好的乳化剂，适合于制造助采剂使用。
本发明较好的技术方案还可以是：聚氧乙烯山梨醇酯类即吐温类表面活性剂是聚氧乙烯山梨醇单月桂酸酯(吐温-20)、聚氧乙烯(4)山梨醇单月桂酸酯(吐温-21)、聚氧乙烯山梨醇单棕榈酸酯(吐温-40)、聚氧乙烯山梨醇单硬脂酸酯(吐温-60)、聚氧乙烯(4)山梨醇单硬脂酸酯(吐温-61)、聚氧乙烯山梨醇三硬脂酸酯(吐温-65)、聚氧乙烯山梨醇单油酸酯(吐温-80，81)、聚氧乙烯山梨醇三油酸酯(吐温-85)。上述吐温类化合物均是乳化剂，由斯盘类乳化剂分子中的羟基和氧化乙烯缩合而成，溶于水且易分散，如与斯盘类乳化剂混合使用效果更佳。
本发明较好的技术方案又可以是：烷基芳基磺酸钠为十二烷基苯磺酸钠、十二烷基萘基磺酸钠。上述两种化合物是最常用的阴离子型表面活性剂，具有优良的湿润性，是较好的湿润剂、乳化剂及分散剂，适合于作为助采剂的成份使用。
本发明助采剂的应用：用于高凝油冷采时，通过凝油井的井筒或套管将助采剂注入地层，实现凝油的地层乳化降凝降粘，或通过凝油井的井筒或套管将助采剂注入井筒，实现凝油的井筒乳化降凝降粘。注入地层后，凝油化学助采剂的水溶液与凝油接触后，在油层表面发生吸附、铺展、渗透、润湿、乳化和分散作用形成水包油(O/W)的乳液，保持凝油的较好流动性，阻止高凝油中的蜡在低于凝固点温度下析出、聚结、沉积和凝固，可以使高凝油的凝固点降低并达到+5℃以下，零度以上，有效实现凝油的化学冷采。用于高凝油井筒降凝时，通过凝油井的井筒或套管将助采剂注入井筒，有效实现凝油的井筒乳花降凝降助采。
与现有技术相比，本发明具有如下明显的优点：1、技术效果好：本发明的助采剂降凝效率高，可以使高凝油的凝固点降低到+5℃以下至零度以上，有效实现凝油的化学冷采；2、制造简单且水溶性好：制造时，将所述的非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂、聚丙烯酰胺以及黄原胶和水各成份按计量混合搅拌即可，与溶剂型凝油助采剂相比，无消防禁忌，运输及使用安全；3、使用方便：通过石油稠油井的井筒或套管直接将助采剂注入地层，在油层表面发生吸附、铺展、渗透、润湿、乳化和分散作用形成水包油(O/W)的乳液，保持凝油的较好流动性，阻止高凝油中的蜡在低于凝固点温度下析出、聚结、沉积和凝固，可以使高凝油的凝固点降低并达到+5℃以下至零度以上，有效实现凝油的化学冷采；4、节能低耗：避免了使用热力开采，不需其它辅助设施，能耗低、投资小，节能降耗效果显著，由于不需其它辅助设施，使用时不会受到条件限制，因而可以普遍采用，还可利用油田回注水稀释，循环使用，节约用水；5、环保：本发明助采剂成份中无有机磷、有机氯、强碱、重金属等对地层、油层和地下水造成伤害的元素和物质，无污染，对高凝油的后续加工无影响，且对金属管道具有一定的缓蚀作用。
具体实施方式 以下通过具体的实施方式对本发明进行更加详细的描述：
实施例1 助采剂的制备
例1-1 称取表面活性剂辛基酚聚氧乙烯醚15克、斯盘-20(山梨醇单月桂酸酯)25克、十八烷基苯基磺酸钠180克、分子量为2000万的聚丙烯酰胺20克、水200克，加入500ml容积的烧杯中，搅拌至全部溶解呈溶液态即可。
实施例1-2～1-10 方法同例1-1，具体计量见表1。
表1 助采剂成份配比一揽表 单位：克 成份 例1-2 例1-3 例1-4 例1-5 例1-6 例1-7 例1-8 例1-9 1-10 A 20 7 B 15 10 C 30 13 D 30 120 65 E 60 70 F 125 25 G 25 100 110 H 40 80 105 S-20 20 S-40 5 15 S-60 30 S-65 18 S-80 15 S-83 7 S-85 10 T-20 3 T-21 37 T-40 5 T-60 5 T-61 12 T-65 8 T-80 15 T-81 5 T-85 25 I 5 25 18 15 20 20 23 12 16 J 5 25 20 水 120 200 150 180 250 160 60 120 150
表中：A-辛基酚聚氧乙烯醚，B-壬基酚聚氧乙烯醚，C-十二烷基酚聚氧乙烯醚，D-十二烷基苯磺酸钠，E-十二烷基萘基磺酸钠，F-辛烷基萘基磺酸钠，G-十八烷基苯磺酸钠，H-十八二烷基萘基磺酸钠，I-聚丙烯酰胺，J-黄原胶，S-斯盘类化合物，具体化学名称见前，T-吐温类化合物，具体化学名称见前。
其中，例1-3，5，7的助采剂中含有黄原胶，其含量分别为1，5，4份，其余实施例中不含有黄原胶。
实施例2-1～2-10使用的聚丙烯酰胺分子量依次分别为600万，1000万，1200万，1500万，2000万，2200万，3000万。
实施例2 助采剂的应用
例2-1称取凝固点40℃的凝油样100克，加入实施例1-2的助采剂100克，稍微搅拌，在45℃的恒温水浴锅中放置30分钟，取出烧杯中的样品并将其放置在低温室中观测温度降低后杯中凝油水分散体的流动性，用水银温度计读取温度，温度降低过程中至5℃凝油停止流动，并在此温度下恒温2小时，观测稳定情况并读取数据。凝油化学助采剂凝固点降低的度数为：40-5＝35℃。
例2-2取实施例1-3的助采剂100克，用江苏省宿迁4#管凝油100克，测得凝油的凝固点为40℃，用实施例2-1的方法处理并测定加入助采剂后的凝固点为+3℃，凝油化学助采剂凝固点降低的度数为：40-3＝37℃。将实施例1-3的助采剂通过凝油井的井筒注入地层，实现了+3℃以上凝油的冷采。
例2-3取实施例1-6的助采剂100克，用江苏省宿迁3#管凝油100克，测得凝油的凝固点为43℃，用实施例2-1的方法处理并测定加入助采剂后的凝固点为+5℃，凝油化学助采剂凝固点降低的度数为：43-5＝38℃。将实施例1-6的助采剂通过凝油井的套管注入地层，实现了+5℃以上凝油的冷采。
例2-4取实施例1-7的助采剂100克，用辽河凝油100克，测得凝油的凝固点为53℃，用实施例例2-1的方法处理并测定加入助采剂后的凝固点为+5℃，凝油化学助采剂凝固点降低的度数为：53-5＝48℃。将实施例1-7的助采剂通过凝油井的井筒注入地层，实现了+5℃以上凝油的冷采。