本发明属于石油化工领域中油田化学品技术领域，具体地说涉及一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物及其制备方法。
背景技术
在我国，中高渗油藏开发稳产技术相对比较成熟，但对于低渗、超低渗透油藏如何实现增产、持续稳产及老井激活、复苏，如何获得较高的最终采收率和经济效益，是国内诸多油气田共同面临的一大挑战。因此，如何提高采油采气技术水平，增加现有油气藏的采收率，具有重要的经济价值和战略意义。提高油田、气田采收率不仅是石油工业界当前面临的核心问题，也是政府及整个社会普遍关心重视的问题。三次驱油技术及新型采气技术就是在这种情况下提出并发展起来的。三次采油技术及新型采气技术的应用，极大地延缓了国内各大油气田产量递减的速度，已成为油气田产量持续稳定的主要措施。随着新型复合技术体系的应用，化学品在储层的大量积聚，造成储层油水体系紊乱，对储层岩石的骨架和胶结构有严重的伤害，也对油层造成伤害，导致油层渗透率降低，油水井及气井普遍存在严重结垢的现象。
在油田进入高含水开发阶段，三次采油及新型采气技术的广泛应用，是保证增产及持续稳产的重要手段之一，在矿场试验中发现，最为突出的问题是采出井及近井地带结垢严重，导致井筒运行环境恶化，经常出现杆滞后、杆断、卡泵等现象，造成机采井检泵率升高、检泵周期缩短、最短检泵周期甚至不到30天，严重影响了机采井的正常生产。目前，油气井采出端及注入端除垢解卡解堵主要以酸、碱为主，虽然取得了一定的除垢效果，但是效果还不理想，普遍存在酸性、碱性药剂对杆、管、泵、近井地带及井下工具腐蚀破坏严重、络合产品及微生物产品成本高、效能低等问题。因此，怎样安全环保高效的除垢解卡解堵是我们亟待解决的问题。
技术实现要素：
针对现有技术的种种不足，现提出一种能够高效、安全的解堵剂组合物及其制备方法。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物，包含以下组分：脂肪醇与环氧乙烷缩合物、乙二胺四乙酸钠盐、烷基酚与环氧乙烷缩合物、烷芳基聚醚醇、羟基亚乙基二膦酸、苯甲酸钠、酒石酸钠、p-环糊精、渗透剂jfc、乳化剂tx-10和去离子水。
进一步，按重量分数计，包含8～12份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、14～20份乙二胺四乙酸钠盐、8～13份烷基酚与环氧乙烷缩合物、4～6份烷芳基聚醚醇、1～3份羟基亚乙基二膦酸、1～2苯甲酸钠、2份酒石酸钠、1～3份p-环糊精、3～5份渗透剂jfc、2份乳化剂tx-10、余量为去离子水。
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物的制备方法，其特征在于：包括以下步骤：
s1：将反应釜中加注去离子水，将脂肪醇与环氧乙烷缩合物、乙二胺四乙酸钠盐、烷基酚与环氧乙烷缩合物、按顺序依次添加，并搅拌均匀，得到基料a；
s2：将反应釜中加注去离子水，将烷芳基聚醚醇、羟基亚乙基二膦酸、苯甲酸钠按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料b；
s3：将反应釜中加注去离子水，按顺序依次添加p-环糊精、酒石酸钠，并搅拌均匀，得到添加剂c；
s4：将反应釜中加注去离子水，将渗透剂jfc、乳化剂tx-10按顺序依次添加，并搅拌均匀，得到添加剂d；
s5：将a、b基料混合，均匀搅拌20分钟，依次加入添加剂c、d和去离子水，在40-70℃条件下，搅拌反应60分钟。
进一步，所述添加剂c的搅拌反应温度为45～60℃。
进一步，所述反应釜为开式搪瓷聚合釜。
本发明的有益效果是：
1、用药量少、效能高、成本低、除垢能力强，腐蚀率极低。
2、对碳酸盐垢、硅酸盐垢、硫酸盐垢及钡锶钙镁铁等均有较好的祛除效果。
3、反应温和、产品质量好，热稳定性好，可生物降解，产品保质期可达三年以上。
4、合成过程中所要求的条件容易控制，能耗低，操作简单，整个生产过程中无“三废”排放，安全环保，属于清洁生产工艺。
5、该解卡解堵剂组合物成品为液态，可根据需要配制成任一浓度工作液，按设计压力和排量，通过高压泵车注入井筒有效部位，以静态浸泡或动态循环施工作业，工艺简单、安全可靠。
具体实施方式
为了使本领域的人员更好地理解本发明的技术方案，下面对本发明的技术方案进行清楚、完整的描述，基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的其它类同实施例，都应当属于本申请保护的范围。
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物，包含以下组分：脂肪醇与环氧乙烷缩合物、乙二胺四乙酸钠盐、烷基酚与环氧乙烷缩合物、烷芳基聚醚醇、羟基亚乙基二膦酸、苯甲酸钠、酒石酸钠、p-环糊精、渗透剂jfc、乳化剂tx-10和去离子水。按重量分数计，包含8～12份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、14～20份乙二胺四乙酸钠盐、8～13份烷基酚与环氧乙烷缩合物、4～6份烷芳基聚醚醇、1～3份羟基亚乙基二膦酸、1～2苯甲酸钠、2份酒石酸钠、1～3份p-环糊精、3～5份渗透剂jfc、2份乳化剂tx-10、余量为去离子水。
所述油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物的制备方法包括以下步骤：将反应釜中加注离子水，将脂肪醇与环氧乙烷缩合物、乙二胺四乙酸钠盐、烷基酚与环氧乙烷缩合物按顺序依次添加，并搅拌均匀，得到基料a；将反应釜中加注去离子水，将烷芳基聚醚醇、羟基亚乙基二膦酸、苯甲酸钠按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料b；将反应釜中加注定量去离子水，按顺序依次添加p-环糊精、酒石酸钠，在45～60℃的条件下搅拌均匀，得到添加剂c；将反应釜中加注定量去离子水，将渗透剂jfc、乳化剂tx-10按顺序依次添加，并搅拌均匀，得到添加剂d；将基料a、基料b混合，均匀搅拌20分钟，依次加入添加剂c、添加剂d和去离子水，在40-70℃条件下，搅拌反应60分钟，即可制得所述解堵剂。
实施例一：
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物，其按照如下重量份数计：8份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、20份乙二胺四乙酸钠盐、8份烷基酚与环氧乙烷缩合物、6份烷芳基聚醚醇、3份羟基亚乙基二膦酸、2份苯甲酸钠、1份p-环糊精、5份渗透剂jfc、2份酒石酸钠、2份乳化剂tx-10、去离子水。
将开式搪瓷聚合釜加注去离子水，按重量份数计，将8份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、20份乙二胺四乙酸钠盐、8份烷基酚与环氧乙烷缩合物按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料a；开式搪瓷聚合釜加注去离子水，将6份烷芳基聚醚醇、3份羟基亚乙基二膦酸、2份苯甲酸钠按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料b；开式搪瓷聚合釜加注定量去离子水，按顺序依次添加1份p-环糊精、2份酒石酸钠，在45～60℃条件下，搅拌均匀，得到添加剂c；开式搪瓷聚合釜加注定量去离子水，顺序依次添加5份渗透剂jfc、2份乳化剂tx-10搅拌均匀，得到添加剂d；将基料a、基料b混合，均匀搅拌20分钟，依次加入添加剂c、添加剂d和余量去离子水，在40-70℃条件下，搅拌反应60分钟。
实施例二：
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物，其包括以下组分，按照重量份数计：12份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、14份乙二胺四乙酸钠盐1、10份烷基酚与环氧乙烷缩合物、4份烷芳基聚醚醇、3份羟基亚乙基二膦酸、1份苯甲酸钠、3份p-环糊精、3份渗透剂jfc、2份酒石酸钠、2份乳化剂tx-10，余量为去离子水。
将开式搪瓷聚合釜加注去离子水，将12份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、14份乙二胺四乙酸钠盐、10份烷基酚与环氧乙烷缩合物按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料a；在开式搪瓷聚合釜加注去离子水，将4份烷芳基聚醚醇、3份羟基亚乙基二膦酸、1份苯甲酸钠按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料b；在开式搪瓷聚合釜加注去离子水，按顺序依次添加3份p-环糊精、2份酒石酸钠，在45～60℃条件下，搅拌均匀，得到添加剂c；在开式搪瓷聚合釜加注去离子水，顺序依次添加3份渗透剂jfc、2份乳化剂tx-10，搅拌均匀，得到添加剂d；将基料a、基料b混合，均匀搅拌20分钟，依次加入添加剂c、添加剂d和余量去离子水，在40-70℃条件下，搅拌反应60分钟。
实施例三：
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物，其包括以下组分，按照重量份数计：13份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、16份乙二胺四乙酸钠盐、9份烷基酚与环氧乙烷缩合物、5份烷芳基聚醚醇、5份羟基亚乙基二膦酸、1份苯甲酸钠、3份p-环糊精、3份渗透剂jfc，2份酒石酸钠物、2份乳化剂tx-10，余量为去离子水。
将开式搪瓷聚合釜加注去离子水，将13份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、16份乙二胺四乙酸钠盐、9份烷基酚与环氧乙烷缩合物按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料a；在开式搪瓷聚合釜加注去离子水，将5份烷芳基聚醚醇、5份羟基亚乙基二膦酸、1份苯甲酸钠按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料b；在开式搪瓷聚合釜加注定量去离子水，3份p-环糊精、3份渗透剂jfc，2份酒石酸钠、2份乳化剂tx-10按顺序依次添加，搅拌均匀，得到添加剂e；将a、b基料混合，均匀搅拌20分钟，加入添加剂e和余量去离子水，在40-70℃条件下，搅拌反应60分钟。
实施例四：
一种油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物，其包括以组分，按照重量份数计：13份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、16份乙二胺四乙酸钠盐、9份烷基酚与环氧乙烷缩合物、5份烷芳基聚醚醇、5份羟基亚乙基二膦酸、1份苯甲酸钠、3份p-环糊精、3份渗透剂jfc、2份酒石酸钠、2份乳化剂tx-10，余量为去离子水。
在开式搪瓷聚合釜加注去离子水，将13份脂肪醇与环氧乙烷缩合物、16份乙二胺四乙酸钠盐、9份烷基酚与环氧乙烷缩合物、5份烷芳基聚醚醇、5份羟基亚乙基二膦酸、1份苯甲酸钠按顺序依次添加，搅拌均匀，得到基料a；开式搪瓷聚合釜加注去离子水，按顺序依次添加3份p-环糊精、2份酒石酸钠，搅拌均匀，得到添加剂c；开式搪瓷聚合釜加注去离子水，按顺序依次添加3份渗透剂jfc、2份乳化剂tx-10，搅拌均匀，得到添加剂d；向基料a中依次缓慢注入添加剂c、添加剂d和余量去离子水，在40-70℃条件下，搅拌反应60分钟。
使用时，将油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物根据需要配成10％-30％工作液(也可按任意比例)，按设计压力、排量和用量，通过高压泵车和井口工作撬装设备，注入地层、井筒有效部位，静态浸泡48h或动态循环12h施工作业，正常开井。
以下是微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物(a型)和微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物(b型)，配制工作液浓度均在20％时，与垢样的反应试验结果。
以下是45℃条件下，20％药剂浓度，腐蚀监测记录。
本批次实验采用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物(a型，工作液浓度分别为10％、20％、30％)和微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物(b型，工作液浓度分别为10％、20％、30％)；药剂进行溶垢实验，试片为n80标准腐蚀监测试片，工作液浓度20％效果最好。
本次实验采用垢样为取自大庆油田第三采油厂垢样，得出认识结论：
1、实验数据表明，针对送检垢样，微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物a\b两型(20％工作液)平均除垢率为83.19％，能够满足现场应用的要求。
2、微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物a型(20％工作液)平均腐蚀率为0.0414(g/m2·h)，能够满足现场应用的要求。
3、实验过程反应平和、稳定、无异味、无强烈挥发，未检出有毒、有害气体。
以下为大庆油田第三采油厂第二油矿采油203工区b2-351-p54井解堵解卡为例：
该井在2018年4月作业后生产时抽油杆泵的上行电流值45a，正常生产时上行电流值34a左右，在2017年10月23日作业时选用相对密度1.58，漏斗粘度58s泥浆8m3反压井成功，泵沉没度323.9m，炮眼有一定堵塞，当前该井处于因垢卡死状态，分析认为炮眼、泵筒和油管存在结垢，为了恢复该井正常生产，采用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物对该井泵吸入口和油管内进行解卡；本次施工目的仅对抽油机解卡。
一、生产井动静态生产数据
1、基础数据
三元复合驱b2-351-p54井基础数据
2、生产数据
三元复合驱b2-351-p54井生产数据
三元复合驱b2-351-p54井见垢后检泵数据
3、离子数据
三元复合驱b2-351-p54井离子数据
二、配方设计
设计地层炮眼附近、泵吸入口和油管除垢解卡，根据泵挂深度883.59m和油层井段933～999.1m，泵吸入口井筒容积量计算约8.8m3，泵吸入口到井口油管容积量为1.5m3，泵吸入口到油层中深容积量为0.98m3，泵吸入口200m处油套环空容积顶替液用量6.8m3，微分子级常温中性钳式除垢解卡剂使用浓度40％。
1、油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物：淡水+40％中性钳式除垢解堵剂，配置8m3；
2、顶替液：淡水+3％中性钳式除垢解卡解堵剂组合物，配置10m3；
备注：施工时入井液均按要求加热60度以上。
三、施工方式及参数
1、施工方式：套管反替、套管反挤中性钳式除垢解卡工作液；
2、施工泵压：≤15mpa；
3、施工排量：尽可能大排量施工；
4、施工温度：油气田专用微分子级中性钳式解卡解堵剂组合物工作液现场加热至60度以上。
四、施工步骤
1、施工准备：井口按要求做好防护工作，准备检查好施工工具，注入水取样检测浊度值小于20ntu。关井后放套管和油管压力至出口无油气返出，手持h2s便携式检测仪检测套管出头是含有h2s气体，若浓度小于10ppm，则正常施工，若浓度大于10ppm，则采取相应防护措施后进行下步工序。检查液压控制系统，确保安全阀、排气阀处于打开状态。
2、地面管线试压：联接好地面施工管线，关闭井口生产阀门，开泵管线试压15mpa，管线不刺不漏为合格。
3、套管反替中性钳式解卡解堵组合物：开套管、油管生产阀门，将驴头放置下死点或开井注入，拧紧井口盘根盒，确保光杆与盘根盒密封性。
(1)热水反循环洗井10-20m3(热水温度在80℃以上)，施工排量控制0.5～1m3/min。
(2)用泵车将8m3中性钳式解卡解堵组合物从油套环形空间泵入，压力不超过15mpa。
(3)反替中性钳式解卡解堵组合物3m3，观察出口出液情况。
(4)关油管闸门，通过套管闸门从油套环形空间反挤中性钳式解卡解堵组合物4m3，关套管闸门反应至少24h。
4、正反循环：关井24小时后，接通泵车管线，在泵车、药液灌和井口间建立循环系统，先通过套管阀门反循环2周，再通过油管阀门正循环2周。
5、试抽：连接井口流程，废液进入生产干线，试抽，正常开井生产。出口取样，测残液ph值和原油脱水效果。
五、现场施工
本井于2018年6月29日8:30开始布井场并严格按照设计施工，至11:20替液结束，关井。关井24h后，开井，建立循环，试抽，抽油机正常运行，解卡成功，顺利开井。