具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

目前，针对油井结蜡堵塞的问题，最常用、最有效的防蜡技术是化学防蜡，化学防蜡又包括液体防蜡剂防蜡和固体防蜡剂防蜡两大类，但是，现有技术中的防蜡技术或多或少存在各种弊端。比如，液体防蜡剂容易吸附在井筒上，防蜡剂作用范围小，防蜡效果差。又比如，固体防蜡剂需借助特定的装置接在油井抽油泵上部或下部或者投入井底，这种情况下，会使井筒节流，并且需要动生产管柱导致作业成本增高。再比如，若是将防蜡剂覆膜在石英砂表面，将防蜡剂石英砂和支撑剂按照固定比例填充在人造裂缝中，这种情况下，防蜡剂有效体积少，有效期短，水力压裂结束后存在部分防蜡剂覆膜石英砂返吐、高闭合压力下导流能力下降幅度大。

有鉴于此，本发明提供一种水力压裂防蜡的方法，通过将第一预设体积的压裂液注入井内的同时注入固体颗粒防蜡剂(第一预设体积为压裂液总体积的3/4)，在将第二预设体积的压裂液注入井内时不添加固体颗粒防蜡剂(第二预设体积为压裂液总体积的1/4)，使水力压裂结束时固体颗粒防蜡剂能铺设在井下人造裂缝的中远端，防蜡剂作用范围广，防蜡效果好，并且可防止固体颗粒防蜡剂在井口放喷阶段出现返吐现象。另外，本发明提供的水力压裂防蜡的方法，防蜡剂同压裂液一同注入井内，不需要进行单独施工，简单，安全，防蜡成本低。

下面参考附图并结合具体的实施例描述本发明。

水力压裂是一项有广泛应用前景的油气井增产措施，水力压裂是利用地面高压泵，通过井筒向油层挤注具有较高粘度的压裂液。当注入压裂液的速度超过油层吸收能力时，则在井底油层上形成很高的压力，当这种压力超过井底附近油层岩石的破裂压力时，油层将被压开并产生裂缝。这时继续不停地向油层挤注压裂液，裂缝就会继续向油层内部扩张。为了保持压开的裂缝处于张开状态，接着向油层挤入带有支撑剂的携砂压裂液，携砂压裂液进入裂缝之后，一方面可以使裂缝继续向前延伸，另一方面可以支撑已经压开的裂缝，使其不至于闭合。接着注入顶替液，将井筒的携砂压裂液全部顶替进入裂缝，用支撑剂支撑起来。最后，注如的高粘度压裂液会自动降解排出井筒之外，在油层中留下一条或多条长、宽、高不等的裂缝，使油层与井筒之间建立起一条新的流体通道。

实施例

图1为本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法的一种流程图，参考图1所示，本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法包括：

步骤101、提供固体颗粒防蜡剂和压裂液。

步骤103、将第一预设体积的压裂液注入井内，且在第一预设体积的压裂液注入过程中同时注入固体颗粒防蜡剂。

步骤105、将第二预设体积的压裂液再次注入井内。

其中，第一预设体积为3/4V，第二预设体积为1/4V，V为提供的压裂液的总体积

石蜡和石蜡沉积物存在于各种级别的原油中，在采油期间，含油混合物从井底采出，并随着环境(压力和温度)而改变。当环境发生改变时，这些成分也会随着改变。石蜡一旦与油一起流出来，它们会作为一种单独、半固体液相从油中被分离出来，变得无法流动，并在出油管线、管道上和其它所能够接触到的设备上形成沉积物而引起油井停机和维修。

步骤101中提供的固体颗粒防蜡剂正是一种阻止石蜡沉积和生长的固体化学药剂，相比液体防蜡剂，它能随压裂液一同进入井下人造裂缝，铺设在人造裂缝的中远端，不会吸附在井筒壁上，防蜡剂作用范围广，防蜡效果好，不会造成防蜡剂浪费。

而将固体防蜡剂做成颗粒状可避免需要借助其他特定装置(比如防蜡管或防蜡器等)，可直接同压裂液一同注入井内，不需要单独施工，简单，安全，防蜡成本低，并且颗粒状可增加与蜡作用时接触的面积，提高防蜡剂的防蜡效果，防蜡有效时间更长。

其中，固体颗粒防蜡剂可以由载体和主剂组成，载体可以包括淀粉、琼脂、聚丙烯酰胺、聚乙烯醇等中的其中一种或其中多种，载体主要用于承载主剂并将防蜡剂制作成固体颗粒状，主剂可以包括稠环芳烃、表面活性剂、高分子蜡等中的其中一种或其中多种，主剂则用于干扰蜡晶的形成和生长。

需要说明的是，本发明并不限制固体颗粒防蜡剂的具体种类，只要对具体区块起到长期防蜡效果，并且不影响所选区块加砂压裂改造后的裂缝导流能力即可。

步骤101中提到的压裂液是由多种添加剂按一定配比形成的非均匀不稳定的化学体系，是对油气层进行压裂改造时使用的工作液，它主要用于将地面设备形成的高压传递到地层中，使地层破裂形成裂缝并沿裂缝输送固体颗粒防蜡剂以及下文中将要提到的支撑剂。

步骤103中，在将第一预设体积的压裂液注入井内的同时一同注入固体颗粒防蜡剂，使注入井内的第一预设体积的压裂液中含有固体颗粒防蜡剂，其中，第一预设体积为压裂液总体积的3/4，如此，可使固体颗粒防蜡剂铺设在井下人造裂缝的中端和远端，可在源头上防止结蜡，提高防蜡剂的覆盖作用范围从而提高防蜡效果。

步骤105中，将第二预设体积的压裂液再次注入井内时，不再添加固体颗粒防蜡剂，其中第二预设体积为压裂液总体积的1/4，这就意味着，在人造裂缝靠近地面的一端不含有固体颗粒防蜡剂，可防止井口放喷阶段固体颗粒防蜡剂出现返吐现象。

图2为在图1基础上本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法的另一种流程图，参考图2所示，第一预设体积的压裂液注入过程中同时注入固体颗粒防蜡可以包括：

将压裂液和固体颗粒防蜡剂同时向井内注入，判断注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若达到，则停止将固体颗粒防蜡剂向井内注入，若未达到，则压裂液和固体颗粒防蜡剂继续向井内注入，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

即本发明提供的水力压裂防蜡的方法可以包括：

步骤101、提供固体颗粒防蜡剂和压裂液。

步骤103a将压裂液和固体颗粒防蜡剂同时向井内注入，判断注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若达到，则停止将固体颗粒防蜡剂向井内注入，若未达到，则压裂液和固体颗粒防蜡剂继续向井内注入，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

步骤105、将第二预设体积的压裂液再次注入井内。

其中，第一预设体积为3/4V，第二预设体积为1/4V，V为提供的压裂液的总体积。

其中，步骤101和步骤105与上述实施例提到相同，在此不再赘述。

步骤103a中，在将压裂液和固体颗粒防蜡剂向井内注入时，可通过电子设备以及人工观察来检测和判定注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若注入井内的压裂液的体积已达到第一预设体积(即压裂液总体积的3/4)，则停止将固体防蜡剂注入井内，若注入井内的压裂液的体积未达到第一预设体积，则继续向井内注入压裂液和固体颗粒防蜡剂，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

图3为在图2基础上本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法的另一种流程图，参考图3所示，本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法还包括：在第一预设体积的压裂液注入过程中同时注入第一支撑剂。

即本发明提供的水力压裂防蜡的方法可以包括：

步骤101、提供固体颗粒防蜡剂和压裂液。

步骤103b、将压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂同时向井内注入，判断注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若达到，则停止将固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂向井内注入，若未达到，则压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂继续向井内注入，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

步骤105、将第二预设体积的压裂液再次注入井内。

其中，第一预设体积为3/4V，第二预设体积为1/4V，V为提供的压裂液的总体积，每立方压裂液中第一支撑剂大于0千克小于或等于800千克。

其中，步骤101和步骤105与上述实施例提到相同，在此不再赘述。

在石油天然气深井开采时，高闭合压力低渗透性矿床经压裂处理后，含油气岩层裂开，油气从裂缝形成的通道中汇集而出，此时需要流体注入岩石基层，以超过地层破裂强度的压力，使井筒周围岩层产生裂缝，形成一个具有高层流能力的通道，为保持压裂后形成的裂缝开启，油气产物能顺畅通过，步骤103b中，用第一支撑剂随同压裂液一同进入地层填充在岩层裂缝中，起到支撑裂缝不因应力释放的作用，从而保持高导流能力，使油气畅通，增加产量。

支撑剂是指具有一定粒度和级配的天然砂或人造高强陶瓷颗粒，可以是陶粒支撑剂，陶粒支撑剂以铝矾土为原料，通过粉末制粒，烧结而成，具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、高强度、高导流能力、低密度、低破碎率等特点。需要说明的是，本发明中对支撑剂的材料及制成方式不做任何限制，可支撑裂缝不闭合即可。

为保证支撑剂的作用效果又不会使支撑剂过多造成浪费，本发明实施例中，每注入一立方第一预设体积的压裂液的同时注入的第一支撑剂大于0千克小于或等于800千克。

当然，本发明不限于此，在本发明提供的一些实施例中，固体颗粒防蜡剂占固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂的质量和的百分比大于或等于2％且小于或等于100％。

具体的，固体颗粒防蜡剂占固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂的质量和的2％-100％，具体值需要在目的层压力下，按照Q/SY125-2007《压裂支撑剂性能指标及评价测试方法》进行短期导流能力试验，在保证添加固体颗粒防蜡剂后加支撑剂裂缝导流能力值降低幅度小于或等于10％的前提下，固体颗粒防蜡剂尽量多加，可以使防蜡针对性好，防蜡效果优，人造裂缝导流能力高。

例如，在某油田井下目的层有效闭合压力为45MPa，当铺设支撑剂浓度为5kg/㎡和闭合压力为45MPa时，如果未添加固体颗粒防蜡剂，加支撑剂裂缝导流能力为43.7D.cm，如果加固体颗粒防蜡剂占固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂的质量和分别为2％、5％和8％时，对应的裂缝导流能力分别为41.2D.cm、39.5D.cm和36.2D.cm，裂缝导流能力下降率分别为5.72％、9.61％和17.2％，由于需要将裂缝导流能力值降低幅度小于或等于10％作为前提，所以取9.61％所对应的固体颗粒防蜡剂占比5％，即固体颗粒防蜡剂占固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂的质量和的5％为最优占比。

图4为在图3基础上本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法的另一种流程图，参考图4所示，本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法还可以包括：在第二预设体积的压裂液注入过程中同时注入第二支撑剂，且第二支撑剂为覆膜支撑剂。

即本发明提供的水力压裂防蜡的方法可以包括：

步骤101、提供固体颗粒防蜡剂和压裂液。

步骤103b、将压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂同时向井内注入，判断注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若达到，则停止将固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂向井内注入，若未达到，则压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂继续向井内注入，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

步骤105a、将第二预设体积的压裂液再次注入井内的同时注入第二支撑剂。

其中，第一预设体积为3/4V，第二预设体积为1/4V，V为提供的压裂液的总体积，每立方压裂液中第一支撑剂为大于0千克小于或等于800千克，第二支撑剂为覆膜支撑剂。

步骤105a中，将第二支撑剂也就是覆膜支撑剂同第二预设体积的压裂液注入井内，覆膜支撑剂将铺设在人造裂缝靠近地面的一端，当压裂地层被支撑开时，地层压力将高分子覆膜支撑剂挤压在一起，这时覆膜支撑剂之间形成相互贯通的毛细管，当油气和水通过该毛细管时，由于覆膜支撑剂是通过调配，高温处理的物质，亲油疏水，当油气迅速浸润毛细管壁，毛细管中液面呈凹型，形成的弯曲液面产生的附加压力指向毛细管，有利于油气通过覆膜支撑剂形成的毛细管，而水不能浸润覆膜支撑剂的毛细管壁，因毛细管中液面呈凹型，形成的弯曲液面产生的附加压力背离毛细管，阻止水通过毛细管，从而实现促进油气透过，阻止水桶的功能。并且，在裂缝的近地面端，被挤压的覆膜支撑剂形成的网状，可以防止含在第一预设体积压裂液中的少量固体颗粒防蜡剂在井口放喷阶段出现返吐现象。

图5为在图4基础上本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法的另一种流程图，参考图5所示，在第二预设体积的压裂液注入过程中同时注入第二支撑剂，包括：将第二预设体积的压裂液和第二支撑剂同时向井内注入，当第二预设体积的压裂液全部注入完成时，则停止将第二支撑剂向井内注入。

即本发明提供的水力压裂防蜡的方法可以包括：

步骤101、提供固体颗粒防蜡剂和压裂液。

步骤103b、将压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂同时向井内注入，判断注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若达到，则停止将固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂向井内注入，若未达到，则压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂继续向井内注入，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

步骤105b、将第二预设体积的压裂液和第二支撑剂同时向井内注入，当第二预设体积的压裂液全部注入完成时，则停止将第二支撑剂向井内注入。

其中，第一预设体积为3/4V，第二预设体积为1/4V，V为提供的压裂液的总体积，每立方压裂液中第一支撑剂为大于0千克小于或等于800千克，第二支撑剂为覆膜支撑剂。

在本发明的一些实施例中，固体颗粒防蜡剂的粒径包括下述粒径中的任意一个：10/20目、20/40目、30/50目、40/60目、40/70目、60/80目、100目。并且固体颗粒防蜡剂的粒径等于或小于第一支撑剂的粒径，第一支撑剂的粒径等于或小于第二支撑剂的粒径。

容易理解的是，将固体防蜡剂的粒径制作成等于或小于第一支撑剂的粒径，可使固体颗粒防蜡剂不受裂缝的挤压作用，破碎率小，从而使防蜡效果时间长，并且将固体防蜡剂的粒径制作成等于或小于第一支撑剂的粒径对导流能力影响小。

固体颗粒防蜡剂包括多种粒径，可与各种支撑剂相匹配，增加各种工况的适应性。

可以理解的是，第一支撑剂的粒径等于或小于第二支撑剂的粒径，可使裂缝宽度从远地面端到近地面端呈从小到大趋势，使油气能顺利通过，增加油气生产速率。

图6为在图5基础上本发明实施例提供的水力压裂防蜡的方法的另一种流程图，参考图6所示，在将第一预设体积的压裂液注入井内之前还包括：向井内注入前置液。

在第二预设体积的压裂液注入井内之后，还包括：向井内注入后置液。

即本发明提供的水力压裂防蜡的方法可以包括：

步骤101、提供固体颗粒防蜡剂和压裂液。

步骤102、向井内注入前置液。

步骤103b、将压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂同时向井内注入，判断注入井内的压裂液的体积是否达到第一预设体积，若达到，则停止将固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂向井内注入，若未达到，则压裂液、固体颗粒防蜡剂和第一支撑剂继续向井内注入，直到注入井内的压裂液的体积达到第一预设体积。

步骤105b、将第二预设体积的压裂液和第二支撑剂同时向井内注入，当第二预设体积的压裂液全部注入完成时，则停止将第二支撑剂向井内注入。

步骤106、向井内注入后置液。

其中，第一预设体积为3/4V，第二预设体积为1/4V，V为提供的压裂液的总体积，每立方压裂液中第一支撑剂为大于0千克小于或等于800千克，第二支撑剂为覆膜支撑剂。

步骤102中，前置液是在注入压裂液之前，对储层进行预冲洗的液体。前置液能够调整储层吸收能力，或者作为缓冲液体以提高注液效率和处理效果或减少地层损害。

步骤106中，后置液的作用主要是将压裂液、固体颗粒防蜡剂和支撑剂由井筒顶替入地层中，避免压裂液、固体颗粒防蜡剂和支撑剂对井筒造成堵塞。

可选地，前置液中可以包括第三支撑剂，且第三支撑剂的粒径小于第一支撑剂的粒径。

在将第一预设体积的压裂液注入井内之前注入的前置液中含有第三支撑剂且第三支撑剂的粒径小于第一支撑剂的粒径，可降低井筒摩阻，并且可提前激活高角度的裂缝，起到预先支撑起裂缝的效果。

本发明提供的水力压裂防蜡的方法，通过将第一预设体积的压裂液注入井内的同时注入固体颗粒防蜡剂(第一预设体积为压裂液总体积的3/4)，在将第二预设体积的压裂液注入井内时不添加固体颗粒防蜡剂(第二预设体积为压裂液总体积的1/4)，使水力压裂结束时固体颗粒防蜡剂能铺设在井下人造裂缝的中远端，防蜡剂作用范围广，防蜡效果好，并且可防止固体颗粒防蜡剂在井口放喷阶段出现返吐现象。另外，本发明提供的水力压裂防蜡的方法，防蜡剂同压裂液一同注入井内，不需要进行单独施工，简单，安全，防蜡成本低。

在本发明的描述中，需要理解的是，所使用的术语“中心”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“顶端”、“底端”、“上”、“下”、“左”、“右”、“前”、“后”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”“轴向”、“周向”等指示方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的位置或原件必须具有特定的方位、以特定的构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等应做广义理解，例如可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成为一体；可以是机械连接，也可以是电连接或者可以互相通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以使两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。