聚驱油井用水基清防蜡剂 技术领域：
本发明涉及油田采油工程领域所用的一种药剂，尤其是聚合物驱油井采出液所用的药剂，属于聚驱油井用水基清防蜡剂。背景技术：
目前油田由于驱油方式发生了变化，由水驱变为聚驱，导致了采出液性质发生了很大变化，尤其是随着采出液的聚合物浓度逐年上升，杆管偏磨、清防蜡困难等问题日益严重，表现为抽油机井上行负荷和下行阻力增大，容易造成杆管断脱、卡泵井检修次数增大，造成的产量损失和其它能耗也十分可观。解决的办法一般是采用化学清防蜡剂、机械清蜡、热洗清蜡、微生物等，对于每种清防蜡技术均有各自的优缺点和应用的最佳条件，如机械清蜡方式不受原油性质影响，成本低，但劳动强度较大；热洗清蜡效果良好，但对产量影响较大，尤其是高压蒸汽热洗成本较高；近年来发展起来的微生物清蜡效果不错，但成本较高，并且在深井应用由于微生物的耐温性能，其使用范围受限，而且加微生物前油井必须清洗干净，操作难度较大；化学清防蜡方式与合适的加药装置配套使用，效果较好，广泛应用的油基清防蜡剂溶蜡速度快，清蜡效果明显，但防蜡和降粘效果不好，随着油田开发进入中后期，油井采出液进入高含水阶段，如大庆油田，平均含水率在80％以上，采出液综合含水增高，意味着采出液比重增加，加之油基清防蜡剂由于比重较低，很难沉于井底，加药后无法达到清防蜡的预期效果，影响油田的开发效果。发明内容：
为了克服现有清防蜡技术的使用范围受限及现用油基清防蜡剂在加药后无法达到清防蜡的预期效果的不足，本发明提供一种聚驱油井用水基清防蜡剂，该清防蜡剂比重大、成本低，能达到较好的清防蜡效果。
可采用的技术方案是：该聚驱油井用水基清防蜡剂，其各成分及配比按重量份如下：蜡晶改进剂1～10份、分散剂1～10份、助溶剂5～20份、表面活性剂1～15份及水60～80份。
上述的蜡晶改进剂及表面活性剂为非离子型，助溶剂为单分子醇，分散剂为非离子型。
本发明地有益效果是：该发明是以水为分散介质，以水溶性表面活性剂及蜡晶改进剂为主要成分，无燃烧和爆炸的因素，安全可靠；表面活性剂的两亲分子吸附于油管、抽油杆等金属或蜡晶体表面，形成定向的排列吸附层，降低界面的自由能，从而可以有效地改变固体表面的润湿性能，使表面呈亲水性质，这样随后从原油中析出的蜡晶就不容易在这些表面被吸附和沉积，因而也就可以达到防蜡的目的。并促使油井采出液中的W/O型乳状液转变为O/W型乳状液，原油粘度便大幅度下降，达到降粘目的；另外该清防蜡剂比重大，一般大于0.95，对高含水原油井可以从套管加入并易于沉于井底，清防蜡效果好，凝点低于-35℃，适宜寒冷季节使用。具体实施方式：
下面将对本发明作进一步的说明：
该聚驱油井用水基清防蜡剂，其特征在于：各成分及配比按重量份如下：蜡晶改进剂1～10份、分散剂1～10份、助溶剂5～20份、表面活性剂1～15份及水60～80份，蜡晶改进剂及表面活性剂采用非离子水溶性，助溶剂为单分子醇，分散剂为非离子型。
可采取如下三种方案进行说明，各方案的效果参数如下：
实施例1：大庆北3-J6-P33井一口聚驱井，原来采用热洗及现有清防蜡剂进行清防蜡，防蜡率为65.3％，降粘率为50.6％，而应用了上述方案2的清防蜡剂，PH值为8，对采出设备无腐蚀性，防蜡率为81.3％，降粘率为65.6％，热洗周期由原来的30天至98天，延长热洗周期68天。
实施例2：大庆北2-4-P58井一口聚驱井，原来采用热洗及现有清防蜡剂进行清防蜡，防蜡率为59.3％，降粘率为45.6％，而应用了上述方案2的清防蜡剂，PH值为8，对采出原油无腐蚀性，防蜡率为82.3％，降粘率为65.2％，热洗周期由原来的25天至90天，延长热洗周期75天。
实施例3：大庆北2-J4-P51井一口聚驱井，原来采用热洗及现有清防蜡剂进行清防蜡，防蜡率为68.7％，降粘率为56.4％，而应用了上述方案2的清防蜡剂，PH值为8，对采出原油无腐蚀性，防蜡率为84.9％，降粘率为62.1％，热洗周期由原来的30天至98天，延长热洗周期68天。
由上表各成分的配比及产生的效果及现场应用情况说明：该清防蜡剂是以水为分散介质，以水溶性表面活性剂及蜡晶改进剂为主要成分，无燃烧和爆炸的因素，安全可靠；加之油管和熔点较高的蜡晶体改进剂的表面能较高，与一般液体接触后，其体系表面能有较大的降低，固体表面吸附着表面活性剂，形成定向的排列吸附层，使表面呈亲水性质，使得随后从原油中析出的蜡晶就不容易在这些表面被吸附和沉积，达到防蜡目的，防蜡率一般在80％以上，成本低廉；另外该清防蜡剂比重大，一般大于0.95，对高含水原油井可以从套管加入并易于沉于井底，清防蜡效果好，凝点低于-35℃，适宜寒冷季节使用。