一种油井用、返排液入流程的解堵剂及其使用方法与流程

1.本发明涉及解堵剂技术领域，更具体地说涉及一种油井用、返排液入流程的解堵剂及其使用方法。


背景技术：

2.在油田开发生产过程中，会产生垢质、运移的黏土颗粒等逐渐沉积在井筒、油管和地层岩石中，导致油井减产。化学解堵作为一种油井增产的重要措施受到不同程度的限制。其中酸化解堵技术主要利用酸的腐蚀性酸蚀堵塞储层流通孔隙中的堵塞物和矿物质，达到提高油井产量的目的；螯合解堵技术则主要利用螯合剂与储层中的金属离子形成配位化合物、多核络合物或螯合物，从而有效解除储层堵塞。
3.就常规油井酸化解堵措施而言，其返排液会导致破乳剂失效、平台掉电等生产流程的波动，严重制约了油井酸化解堵应用，无法满足油田增产上产需求。据不完全统计，海上油井酸化作业的数量仅为水井酸化作业的1/6。
4.为解决此问题，近年来发展了螯合解堵体系，用于中性解堵作业，随着逐渐推广应用，部分井存在解堵效果差或作业后含水上升问题。其原因可能在于螯合类解堵剂以分散解除碳酸盐垢、锈垢以及硫酸盐垢为主，粘土类堵塞适用性差。近几年的经验表明，螯合解堵作业多轮次的解堵效果以及对黏土运移形成的堵塞解堵效果较差。


技术实现要素：

5.本发明克服了现有技术中的不足，现有的解堵剂存在限制过多、对粘土类堵塞适用性差的问题，提供了一种油井用、返排液入流程的解堵剂及其使用方法，该解堵剂安全可靠，对管柱和生产流程腐蚀性小，能有效溶蚀黏土、长石等储层矿物，解堵剂返排液ph值为6～7，对生产流程影响小，可直接进入生产流程，有效规避了油井酸化返排液处理困难的问题。
6.本发明的目的通过下述技术方案予以实现。
7.一种油井用、返排液入流程的解堵剂，由有机弱酸、有机弱酸铵盐、供氟剂、储层保护添加剂和水构成，其中，各个组份的组成如下，按重量分计：
[0008][0009][0010]
其中，供氟剂采用氟化氢铵、氟化铵、氢氟酸中的一种或多种，储层保护添加剂为缓蚀剂、防膨剂、互溶剂、破乳助排剂、沉淀抑制剂的混合物；缓蚀剂采用4-甲基吡啶、环烷基咪唑啉中的一种或其混合物，防膨剂采用氯化铵或有机阳离子聚合物中的一种或其混合
物，互溶剂采用乙二醇单丁醚，破乳助排剂为壬基酚聚氧乙烯醚、聚乙氧基化脂肪醇中的一种或其混合物，沉淀抑制剂采用二乙烯三胺五乙酸或双1,6-亚己基三胺五亚甲基膦酸或丙烯酸-马来酸酐共聚物中的一种或其混合物。
[0011]
有机弱酸采用甲酸、乙酸、氯乙酸中的一种或多种。
[0012]
有机弱酸铵盐采用甲酸铵盐、乙酸铵盐、氯乙酸铵盐中的一种或多种。
[0013]
该解堵剂具有较高的ph值，既能够有效溶蚀储层矿物同时还能保护储层骨架，解堵剂ph值为4-5，其对黏土矿物溶蚀率为20-30％，其对碳酸钙溶蚀率大于85％，其对二氧化硅溶蚀率小于1％。
[0014]
该解堵剂在井下反应后得到的返排液ph值为6-7，返排液电导率小于4s/m，对乳化原油破乳性能无影响，也不需加碱中和。
[0015]
一种油井用、返排液入流程的解堵剂的使用方法，向井下泵入该解堵剂，并向井下泵注顶替液将该解堵剂顶入地层内，关闭泵注闸门，使解堵剂在井下反应12-48小时后开井，启动电泵，检测返排液ph值是否为6-7，若ph值为6-7，油井恢复正常生产；若ph值不为6～7，则继续延长关井反应时间，直至返排液ph值为6-7后，再恢复正常生产。
[0016]
本发明的有益效果为：本发明解堵剂通过有机弱酸和有机弱酸铵盐相互作用，使得体系具有较高的ph值，同时，供氟剂的加入确保了体系对黏土矿物的溶蚀能力，体系具有较强的缓速能力，措施后返排液ph值为6～7，不需加减中和，不会对管柱、流程造成强腐蚀，返排液电导率低，不会对生产流程产生影响；
[0017]
本发明解堵剂的使用方法简单，与常规解堵作业相仿，但较常规解堵作业减少了后置液注入流程、返排流程，返排液直接注入生产流程，规避了常规解堵作业返排液处理困难的问题，作业更加便利。
具体实施方式
[0018]
下面通过具体的实施例对本发明的技术方案作进一步的说明。
[0019]
实施例一
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本发明的实施例一提供了一种油井用、返排液入流程的解堵剂，由以下物质按照重量份组成：甲酸3份、甲酸铵1份、氟化氢铵5份、4-甲基砒啶2份、有机阳离子聚合物1份、乙二醇单丁醚1份、壬基酚聚氧乙烯醚1份、水86份。
[0021]
实验测得解堵剂ph值为4.1，对膨润土溶蚀率为21.67％，碳酸钙溶蚀率为86.47％，二氧化硅溶蚀率为0.14％，反应12小时后，残液ph为6.2，电导率3.57s/m，对乳化原油破乳性能无影响。
[0022]
采用上述油井用、返排液入流程的解堵剂进行解堵作业时，体系组分会随近况、储层条件等情况进行适当调节，具体使用方法如下：连接解堵挤注管线，并对挤注流程试压；导通挤注流程，泵注解堵剂，泵注顶替液，挤注完毕后，关闭闸门，拆挤注管线，反应12-48小时，12-48小时后开井，测试返排液ph值，若为6～7，则正常启泵生产，若不为，则延长关井反应时间12小时后，继续测试ph值，至ph值为6～7后，正常生产。
[0023]
实施例二
[0024]
本发明的实施例二提供了一种油井用、返排液入流程的解堵剂，由以下物质按照重量份组成：甲酸3份、乙酸3份、氯乙酸3份、甲酸铵1份、乙酸铵1份、氯乙酸铵1份、氟化氢铵
4份、氟化铵3份、氢氟酸1份、环烷基咪唑啉4份、氯化铵4份、乙二醇单丁醚2份、聚乙氧基化脂肪醇1.5份、二乙烯三胺五乙酸0.5份、水68份。
[0025]
实验测得解堵剂ph值为4.2，对膨润土溶蚀率为28.43％，碳酸钙溶蚀率为94.75％，二氧化硅溶蚀率为0.56％，反应48小时后，残液ph为6.4，电导率3.27s/m，对乳化原油破乳性能无影响。
[0026]
采用上述油井用、返排液入流程的解堵剂进行解堵作业时，体系组分会随近况、储层条件等情况进行适当调节，具体使用方法如下：连接解堵挤注管线，并对挤注流程试压；导通挤注流程，泵注解堵剂，泵注顶替液，挤注完毕后，关闭闸门，拆挤注管线，反应12-48小时，12-48小时后开井，测试返排液ph值，若为6～7，则正常启泵生产，若不为，则延长关井反应时间12小时后，继续测试ph值，至ph值为6～7后，正常生产。
[0027]
实施例三
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本发明的实施例三提供了一种油井用、返排液入流程的解堵剂，由以下物质按照重量份组成：乙酸6份、乙酸铵3份、氟化氢铵8份、4-甲基吡啶2份、环烷基咪唑啉2份、氯化铵3份、有机阳离子聚合物1份、乙二醇单丁醚1份、壬基酚聚氧乙烯醚1份、聚乙氧基化脂肪醇1份、二乙烯三胺五乙酸0.5份、丙烯酸-马来酸酐共聚物0.5份、水71份。
[0029]
实验测得解堵剂ph值为4.4，对膨润土溶蚀率为29.66％，碳酸钙溶蚀率为87.24％，二氧化硅溶蚀率为0.62％，反应48小时后，残液ph为6.3，电导率2.57s/m，对乳化原油破乳性能无影响。
[0030]
采用上述油井用、返排液入流程的解堵剂进行解堵作业时，体系组分会随近况、储层条件等情况进行适当调节，具体使用方法如下：连接解堵挤注管线，并对挤注流程试压；导通挤注流程，泵注解堵剂，泵注顶替液，挤注完毕后，关闭闸门，拆挤注管线，反应12-48小时，12-48小时后开井，测试返排液ph值，若为6～7，则正常启泵生产，若不为，则延长关井反应时间12小时后，继续测试ph值，至ph值为6～7后，正常生产。
[0031]
实施例四
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本发明的实施例四提供了一种油井用、返排液入流程的解堵剂，由以下物质按照重量份组成：乙酸6份、乙酸铵2份、氟化氢铵5份、氢氟酸0.5份、环烷基咪唑啉2份、氯化铵1份、乙二醇单丁醚1份、双1,6-亚己基三胺五亚甲基膦酸0.5份、丙烯酸-马来酸酐共聚物0.5份、水81.5份。
[0033]
实验测得解堵剂ph值为4.2，对膨润土溶蚀率为27.51％，碳酸钙溶蚀率为90.14％，二氧化硅溶蚀率为0.23％，反应24小时后，残液ph为6.1，电导率2.24s/m，对乳化原油破乳性能无影响。
[0034]
采用上述油井用、返排液入流程的解堵剂进行解堵作业时，体系组分会随近况、储层条件等情况进行适当调节，具体使用方法如下：连接解堵挤注管线，并对挤注流程试压；导通挤注流程，泵注解堵剂，泵注顶替液，挤注完毕后，关闭闸门，拆挤注管线，反应12-48小时，12-48小时后开井，测试返排液ph值，若为6～7，则正常启泵生产，若不为，则延长关井反应时间12小时后，继续测试ph值，至ph值为6～7后，正常生产。
[0035]
以上对本发明做了示例性的描述，应该说明的是，在不脱离本发明的核心的情况下，任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。