本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种油田无返排地层解堵剂及其解堵方法。
背景技术：
在油田开采过程中，由于油井深入地下岩层几千米，水温高、矿化度高，油层抽动时错流和温差的变化，国内外的许多油田在注水开采中都不同程度地被结垢伤害所困扰，尤其在开采进入中、后期阶段，随着石油含水量的增加，结垢问题变得更加普遍和严重。而油井极易结垢、结蜡和腐蚀。而水垢和结蜡是互不相溶的相界，容易造成油层堵塞，会使渗透率下降，导致产油量下降。随着三元复合体系的使用，碱用量的积聚，对油层岩石的骨架和胶结物有严重的伤害，也造成对油层的伤害，降低了油层渗透率，注入压力下降，油水井结垢严重，对三次采油中常用的石油磺酸盐，对多价阳离子水溶液中发生的沉淀等有一定程度的影响和伤害，因此，对应用三元复合体系的采油井，需要使用解堵除垢产品来消除不良影响。而常规酸化是油田储层解堵最常见的技术措施。酸液与岩石反应易产生二次沉淀；对设备、套管腐蚀严重；酸液原材料运输、储存、使用过程中存在安全隐患等问题。如何设计一种可以安全扩大解堵增渗半径，更大范围提高地层渗透率和原油流动性，且安全无需返排以提高油井产量的技术是目前急需要解决的问题。
技术实现要素：
本发明所要解决的技术问题是提供一种油田无返排地层解堵剂及其解堵方法，利用油田地层解堵剂实现扩大油井解堵增渗半径，提高地层渗透率和原油流动性，解堵液无需返排，以实现对油田地层的解堵增渗，提高油井产量。
本发明的目的之一公开了一种油田无返排地层解堵剂，该解堵剂由预处理剂和主剂按照体积比为1:2-3的比例组成。
所述的预处理剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸6％～10％、葡萄糖酸钠3％～6％、聚合季铵盐0.6％～1.0％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.3％～0.9％、脂肪酸甲酯磺酸钠0.3％～0.9％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.3％～0.9％，余量为水。
优选地，所述的预处理剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸8％、葡萄糖酸钠5％、聚合季铵盐0.7％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.5％、脂肪酸甲酯磺酸钠0.5％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.6％，余量为水。
所述的主剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸15％～20％、十二烷基苯磺酸钠8.0％～12.0％、羟基乙叉二膦酸5.0％～10.0％、脂肪醇聚氧乙烯醚3.0％～5.0％、乙二胺四乙酸二钠3.0％～5.0％、磺基琥珀酸酯2.5％～3.5％、磺化琥珀酸二辛酯钠盐1.0％～1.5％、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐1.0％～1.5％、苯骈三氮唑0.5％～1.0％，余量为水。
优选地，所述的主剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸18％、十二烷基苯磺酸钠10％、羟基乙叉二膦酸8％、脂肪醇聚氧乙烯醚4％、乙二胺四乙酸二钠3.5％、磺基琥珀酸酯3％、磺化琥珀酸二辛酯钠盐1.2％、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐1.3％、苯骈三氮唑0.8％，余量为水。
本发明另一个目的提供了上述解堵剂的复配方法，其特征在于，所述的复配方法具体包括以下步骤：
(1)预处理剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、葡萄糖酸钠、聚合季铵盐依次加入到水中，常温常压下搅拌，搅拌速度为200-300rpm，搅拌20-30min后依次加入聚氧乙烯烷基醇酰胺、脂肪酸甲酯磺酸钠、聚氧乙烯烷基醇酰胺，温度升至40-45℃，调整搅拌速度为300-500rpm，搅拌30-50min后自然降温至室温得到预处理剂。
(2)主剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、十二烷基苯磺酸钠、羟基乙叉二膦酸、脂肪醇聚氧乙烯醚、乙二胺四乙酸二钠、磺基琥珀酸酯依次加入到水中，边加热边搅拌，加热温度为45-50℃，搅拌速度为300-500rpm，搅拌30-50min后依次加入磺化琥珀酸二辛酯钠盐、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐、苯骈三氮唑，调整搅拌速度为500-600rpm，搅拌60-80min后自然降温至室温得到主剂。
本发明第三个目的提供了上述解堵剂的解堵方法，其特征在于，所述的解堵方法具体包括以下步骤：
(1)试验油井解堵剂注入总量的确定
(2)试验油井解堵剂中预处理剂和主剂注入速度的确定
(3)试验油井闭井时间的确定
(4)试验油井的现场试验
所述的试验油井解堵剂的注入总量为：
v＝1/3[πhφ(r2-r2)]
其中：v——解堵剂的注入总量，m3；
r——酸化解堵半径，m；
r——油井井筒半径，m；
h——油层厚度，m；
φ——孔隙度，小数。
所述的解堵剂中预处理剂的注入速度为0.3～0.5m3/min，所述的解堵剂中主剂的注入速度为0.5～1.2m3/min。
所述的试验油井闭井时间为24-72h。
所述的试验油井现场试验是指按照步骤(1)-(3)确定的参数，利用高压泵车首先将解堵剂中的预处理剂从试验油井的油套环空中注入；预处理剂注入完后的2-3h开始注入主剂；主剂注入完后闭井，闭井时间结束后试验油井开井生产。
与现有技术相比，本发明具有如下优点和有益效果：
本发明提供的油田无返排地层解堵剂及解堵方法，采用预处理剂首先对油井套管及近井地带进行预处理，预处理剂中聚环氧琥珀酸、葡萄糖酸钠、聚合季铵盐的复配可产生协同增效作用，对油井的套管进行有效的清洗和保护作用，同时加入氧乙烯烷基醇酰胺、脂肪酸甲酯磺酸钠、聚氧乙烯烷基醇酰胺通过震动和分散作用，疏通油井套管及近井地带的地层孔隙，确保主剂进入套管和近井地带后流动顺畅，主剂中聚环氧琥珀酸、十二烷基苯磺酸钠、羟基乙叉二膦酸、乙二胺四乙酸二钠和磺基琥珀酸酯将锈垢、水垢、油垢和难溶性垢分散去除，无二次沉淀产生、无颗粒残留。
同时，在解堵增渗过程中，对油井设备和井筒不产生腐蚀，无死角，在地层中不产生沉淀，不会产生清洗物沉淀的二次堵井，真正达到安全无腐蚀化学解堵，比传统的酸洗解堵、生物解堵和溶剂解堵更加安全可靠。
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，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。
实施例1
解堵剂a1的制备，具体步骤如下：
(1)预处理剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、葡萄糖酸钠、聚合季铵盐依次加入到水中，常温常压下搅拌，搅拌速度为200rpm，搅拌20min后依次加入聚氧乙烯烷基醇酰胺、脂肪酸甲酯磺酸钠、聚氧乙烯烷基醇酰胺，温度升至40℃，调整搅拌速度为300rpm，搅拌30min后自然降温至室温得到预处理剂。
所述的预处理剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸6％、葡萄糖酸钠3％、聚合季铵盐0.6％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.3％、脂肪酸甲酯磺酸钠0.3％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.3％，余量为水。
(2)主剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、十二烷基苯磺酸钠、羟基乙叉二膦酸、脂肪醇聚氧乙烯醚、乙二胺四乙酸二钠、磺基琥珀酸酯依次加入到水中，边加热边搅拌，加热温度为45℃，搅拌速度为300rpm，搅拌30min后依次加入磺化琥珀酸二辛酯钠盐、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐、苯骈三氮唑，调整搅拌速度为500rpm，搅拌60min后自然降温至室温得到主剂。
所述的主剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸15％、十二烷基苯磺酸钠8.0％、羟基乙叉二膦酸5.0％、脂肪醇聚氧乙烯醚3.0％、乙二胺四乙酸二钠3.0％、磺基琥珀酸酯2.5％、磺化琥珀酸二辛酯钠盐1.0％、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐1.0％、苯骈三氮唑0.5％，余量为水。
所述的预处理剂和主剂体积比为1:2。
实施例2
解堵剂a2的制备，具体步骤如下：
(1)预处理剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、葡萄糖酸钠、聚合季铵盐依次加入到水中，常温常压下搅拌，搅拌速度为220rpm，搅拌25min后依次加入聚氧乙烯烷基醇酰胺、脂肪酸甲酯磺酸钠、聚氧乙烯烷基醇酰胺，温度升至42℃，调整搅拌速度为380rpm，搅拌42min后自然降温至室温得到预处理剂。
所述的预处理剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸8％、葡萄糖酸钠5％、聚合季铵盐0.8％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.5％、脂肪酸甲酯磺酸钠0.6％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.5％，余量为水。
(2)主剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、十二烷基苯磺酸钠、羟基乙叉二膦酸、脂肪醇聚氧乙烯醚、乙二胺四乙酸二钠、磺基琥珀酸酯依次加入到水中，边加热边搅拌，加热温度为47℃，搅拌速度为350rpm，搅拌40min后依次加入磺化琥珀酸二辛酯钠盐、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐、苯骈三氮唑，调整搅拌速度为530rpm，搅拌75min后自然降温至室温得到主剂。
所述的主剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸16％、十二烷基苯磺酸钠10.0％、羟基乙叉二膦酸8.0％、脂肪醇聚氧乙烯醚4.0％、乙二胺四乙酸二钠4.2％、磺基琥珀酸酯3.0％、磺化琥珀酸二辛酯钠盐1.2％、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐1.2％、苯骈三氮唑0.7％，余量为水。
所述的预处理剂和主剂体积比为1:2.5。
实施例3
解堵剂a3的制备，具体步骤如下：
(1)预处理剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、葡萄糖酸钠、聚合季铵盐依次加入到水中，常温常压下搅拌，搅拌速度为300rpm，搅拌30min后依次加入聚氧乙烯烷基醇酰胺、脂肪酸甲酯磺酸钠、聚氧乙烯烷基醇酰胺，温度升至45℃，调整搅拌速度为500rpm，搅拌50min后自然降温至室温得到预处理剂。
所述的预处理剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸10％、葡萄糖酸钠6％、聚合季铵盐1.0％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.9％、脂肪酸甲酯磺酸钠0.9％、聚氧乙烯烷基醇酰胺0.9％，余量为水。
(2)主剂的复配
首先将聚环氧琥珀酸、十二烷基苯磺酸钠、羟基乙叉二膦酸、脂肪醇聚氧乙烯醚、乙二胺四乙酸二钠、磺基琥珀酸酯依次加入到水中，边加热边搅拌，加热温度为50℃，搅拌速度为500rpm，搅拌50min后依次加入磺化琥珀酸二辛酯钠盐、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐、苯骈三氮唑，调整搅拌速度为600rpm，搅拌80min后自然降温至室温得到主剂。
所述的主剂由以下重量百分比组分：聚环氧琥珀酸20％、十二烷基苯磺酸钠12.0％、羟基乙叉二膦酸10.0％、脂肪醇聚氧乙烯醚5.0％、乙二胺四乙酸二钠5.0％、磺基琥珀酸酯3.5％、磺化琥珀酸二辛酯钠盐1.5％、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯盐1.5％、苯骈三氮唑1.0％，余量为水。
所述的预处理剂和主剂体积比为1:3。
实施例4
胜利油田某采油厂油井g12，该油井的油藏温度为65℃，油层厚度为3.5m，孔隙度为0.315，酸化解堵半径为12.5m，井筒半径为0.126m，酸化解堵前日产液12.5m3，产油1.2t，含水90.4％。计划利用本发明的解堵剂a1在该油井实施酸化解堵，具体步骤如下：
(1)试验油井解堵剂注入总量的确定
所述的试验油井g12解堵剂a1的注入总量为：
v＝1/3[πhφ(r2-r2)]
＝3.14×3.5×0.315×(12.52-0.1262)/3
＝180.3m3
其中，预处理剂注入量为60.1m3，主剂注入量为120.2m3。
(2)试验油井解堵剂中预处理剂和主剂注入速度的确定
所述的预处理剂的注入速度为0.3m3/min，所述的主剂的注入速度为0.5m3/min。
(3)试验油井闭井时间的确定
所述的试验油井g12的闭井时间为48h。
(4)试验油井的现场试验
所述的试验油井g12现场试验是指按照步骤(1)-(3)确定的参数，利用高压泵车首先将解堵剂中的预处理剂从试验油井g12的油套环空中注入；预处理剂注入完后的2h开始注入主剂；主剂注入完后闭井，闭井时间结束后试验油井g12开井生产。
现场试验结果：油井g12酸化解堵后日产液量最高达到了56m3，产液量平均提高2.5倍，有效期达到了1.5年，平均日增油5.7t，累计增油3121t，投入产出比达到了1:14.5，现场试验效果良好。
实施例5
大庆油田某采油厂油井h21，该油井的油藏温度为78℃，油层厚度为5.2m，孔隙度为0.302，酸化解堵半径为8.5m，井筒半径为0.201m，酸化解堵前日产液24.2m3，产油1.5t，含水93.8％。计划利用本发明的解堵剂a2在该油井实施酸化解堵，具体步骤如下：
(1)试验油井解堵剂注入总量的确定
所述的试验油井h21解堵剂a2的注入总量为：
v＝1/3[πhφ(r2-r2)]
＝3.14×5.2×0.302×(8.52-0.2012)/3
＝118.7m3
其中，预处理剂注入量为33.9m3，主剂注入量为84.8m3。
(2)试验油井解堵剂中预处理剂和主剂注入速度的确定
所述的预处理剂的注入速度为0.4m3/min，所述的主剂的注入速度为0.8m3/min。
(3)试验油井闭井时间的确定
所述的试验油井h21的闭井时间为24h。
(4)试验油井的现场试验
所述的试验油井h21现场试验是指按照步骤(1)-(3)确定的参数，利用高压泵车首先将解堵剂中的预处理剂从试验油井h21的油套环空中注入；预处理剂注入完后的2h开始注入主剂；主剂注入完后闭井，闭井时间结束后试验油井h21开井生产。
现场试验结果：油井h21酸化解堵后日产液量最高达到了105m3，产液量平均提高2.7倍，有效期达到了2年，平均日增油6.2t，累计增油4650t，投入产出比达到了1:17.2，现场试验效果良好。
实施例6
长庆油田某采油厂油井f10，该油井的油藏温度为52℃，油层厚度为12.5m，孔隙度为0.312，酸化解堵半径为7.2m，井筒半径为0.157m，酸化解堵前日产液8.2m3，产油0.5t，含水93.9％。计划利用本发明的解堵剂a3在该油井实施酸化解堵，具体步骤如下：
(1)试验油井解堵剂注入总量的确定
所述的试验油井f10解堵剂a3的注入总量为：
v＝1/3[πhφ(r2-r2)]
＝3.14×12.5×0.312×(7.22-0.1572)/3
＝211.5m3
其中，预处理剂注入量为52.9m3，主剂注入量为158.6m3。
(2)试验油井解堵剂中预处理剂和主剂注入速度的确定
所述的预处理剂的注入速度为0.5m3/min，所述的主剂的注入速度为1.2m3/min。
(3)试验油井闭井时间的确定
所述的试验油井f10的闭井时间为72h。
(4)试验油井的现场试验
所述的试验油井f10现场试验是指按照步骤(1)-(3)确定的参数，利用高压泵车首先将解堵剂中的预处理剂从试验油井f10的油套环空中注入；预处理剂注入完后的3h开始注入主剂；主剂注入完后闭井，闭井时间结束后试验油井f10开井生产。
现场试验结果：油井f10酸化解堵后日产液量最高达到了72.5m3，产液量平均提高3.8倍，有效期达到了3年，平均日增油4.5t，累计增油5063t，投入产出比达到了1:13.7，现场试验效果良好。