一种低压浅层油井用热酸助排解堵剂及应用方法与流程

1.本发明属于油气田储层改造技术领域，具体涉及一种低压浅层油井用热酸助排解堵剂及应用方法。


背景技术：

2.浅层井由于埋深较浅，井温低，在长期的开采过程中，地层能量呈“梯度”下降，同时，长期的开采，使储层内油气水的原始平衡受到破坏、干扰，易产生各种堵塞，影响油井的产量，一般情况下，采油井的堵塞类型主要有无机垢类堵塞、油水乳化物和水锁伤害、胶质沥青质及结蜡伤害等，目前常用解除堵塞措施为酸化，但是对于低压浅层油井，随着开发的深入，油层压力逐渐降低，目前油井酸化的残液几乎无法返排、残酸液的二次沉淀污染尤为明显，大大降低了酸化施工有效率，同时常规的酸化措施，对油井的胶质、沥青质等有机质堵塞的解除改善效果有限，需要完善解堵工艺配方，提高整体解除能力。
3.对于低压油井的排液常采用机械强排、人工注气诱排或气举、自生伴生气增能等措施，其中常用的自生气技术是化学原料自身或相互之间的反应产生大量的co2、n2等气体，增加地层能量，降低油水界面张力，降低原油粘度，促进残液返排，本技术在三次采油和酸化压裂中应用较多，cn103333670b依据反应机理，将目前常见的层内生气体系分为四类：第一类，利用一种或两种化学剂在一定的地层温度下分解或发生化学反应，产生气体，此类技术的缺陷是要求一定的分解温度，一般大于90℃，分解反应为吸热反应，会造成地层局部降温而产生冷伤害。如《自生co2驱油技术及驱油效果研究》，石油钻采工艺，2007年第29卷第一期，作者采用一种化学剂在地层中分解产生大量co2，需要的条件是高温油藏；《自生气体复合泡沫调剖技术研究与应用》，新疆石油科技，2007年第17卷第4期，作者利用两种化学剂在地层反应产生大量的气体，需要条件是温度大于150℃和反应催化剂；第二类，利用亚硝酸盐和氨盐在酸性介质催化作用下反应，产生大量气体，此类技术的缺陷是生气体系和酸液不能在地面混合，需要采用隔离液，多段塞注入，施工工艺复杂，此外生气液和酸液在地层中存在反应不完全的问题。如《nano2与nh4cl反应动力学及其在油田中的应用》，石油钻采工艺，1995年第17卷第5期，作者采用亚硝酸钠和氯化铵溶液在酸的催化作用下产生气体和热量进行解堵增能；cn101671553a利用亚硝酸钠和发泡剂作为a剂，氯化铵、乙二胺四乙酸、酸性物质催化剂和稳泡剂作为b剂制成球状，施工时注入a、b剂，在地层条件下混合产生气体；第三类，脲类物质、亚硝酸盐和酸在催化剂作用下反应，产生大量气体并放出大量热量，此类技术的缺陷是生气体系和酸液不能在地面混合，需要采用隔离液，多段塞注入，施工工艺复杂，如cn1693656a由盐酸、冰醋酸和互溶剂混合成a剂，脲和硝酸铵混合成b剂，一种含钼氧化剂作为催化剂，现场使用先注a剂，用清水隔离后再把b剂和催化剂的混合液注入；第四类，碳酸岩和碳酸氢盐与酸液产生反应，生成co2气体，此类技术的缺陷是生气量较少、施工工艺复杂以及反应速度过快，如《稠油油藏自生co2吞吐技术室内研究》，特种油气藏，2005年12月第12卷第6期，作者采用易溶性碳酸盐和碳酸氢盐，与低浓度盐酸作用生成co2气体。
4.上述自生气体系存在以下几方面的问题：(1)依靠地层温度发生分解反应的自生气体系，引发温度高，且生气量少，不适用于浅层低温油藏；(2)需要两种或两种以上化学剂在地层混合后反应的自生气体系，反应可控性差，施工工艺复杂，原料组分的利用效率低；(3)对有机堵塞物的分散性差，与无机垢解堵剂的配伍性差，影响解堵效果。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于克服现有技术的缺陷，而提供一种可产气生热、提高残液返排能力和对有机堵塞物和无机堵塞物具有解堵性能的低压浅层油井用热酸助排解堵剂及其应用方法。
6.本发明的目的是这样实现：包括：热酸助排解堵剂a、热酸助排解堵剂b和热酸助排解堵剂c三部分组成。所述热酸助排解堵剂a由以下组分按照重量百分比配制而成：硝酸钠20
‑
40％，脂肪醇甘油醚磺酸钠0.5
‑
2.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂b由以下组分按照重量百分比配制而成：尿素20
‑
30％，叠氮化钠0
‑
5％，二盐酸肼5
‑
10％，脂肪醇甘油醚磺酸钠0.5
‑
2.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂c由以下组分按照重量百分比配制而成：盐酸10
‑
20％，乙酸5
‑
15％，聚马来酸酐0.5
‑
1.0％，乙二胺四甲叉磷酸1
‑
3％，甲苯10
‑
30％，乙醇单丁醚5
‑
10％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5
‑
2.0％,脂肪醇甘油醚磺酸钠1.0
‑
5.0％，余量为水。
7.其包括如下使用步骤：
8.步骤1：根据单井设计用量，按比例配制各组分；
9.步骤2：将a、b、c分别盛放在不同的罐体中；
10.步骤3：将盛放a、b、c的罐体用管线通过控制阀门、管汇与高压泵注设备相连，高压泵注设备通过高压管线与油井相连；
11.步骤4：对高压管线连接情况进行试压检验，满足设计要求即可进行下步施工应用
12.步骤5：将a、b、c三种解堵剂按照1:1:1比例，由各自管线阀门控制调节，经管汇汇合后，经由高压泵注设备加压后注入油井即可。
13.本发明最重要的改进点在于(1)找到了新的产气生热体系，采用复合体系，实现不同阶段的反应接替，不同原料之间相互协同，达到更多的产气生热目的，同时利用二盐酸肼自身的特性实现体系的自引发功能，无需额外添加激活剂，利用叠氮化钠自身特点实现对体系引发性能调控，控制体系的引发速率，实现可控速率的产气生热；(2)提供了产气生热与解堵的结合，采用a、b剂进行产气生热提高储层温度和压力，采用c剂对无机垢和有机堵塞物进行溶解清除，三者相互配合、相互作用实现对低压浅层油井的解堵。
14.采用本发明的技术方案与现有技术相比，本发明采用了复合体系的产气生热体系，各种原料之间可以依据自身的特点实现由低温到高温不同阶段的持续反应，使产气生热反应更为平缓进行，实现了体系的自我引发激活和可控调节，确保了体系的混合注入和均匀反应，实现了产气生热产品与解堵药剂的混合注入，提高了其相互配合相互作用，增强了解堵效果；表面活性剂的使用使体系在气体的作用下产生泡沫，降低了注入液体的液柱压力，更有利于液体的返排，增强了措施残液在低压浅层井中的返排效果，各种组分相互配合协同，实现提供产气生热、提高残液返排能力和对有机堵塞物和无机堵塞物实现解堵功能的作用目的。
具体实施方式
15.本发明为一种低压浅层油井用热酸助排解堵剂及应用方法，该热酸助排解堵剂包括：热酸助排解堵剂a、热酸助排解堵剂b和热酸助排解堵剂c三部分组成。所述热酸助排解堵剂a由以下组分按照重量百分比配制而成：硝酸钠20
‑
40％，脂肪醇甘油醚磺酸钠0.5
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2.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂b由以下组分按照重量百分比配制而成：尿素20
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30％，叠氮化钠0
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5％，二盐酸肼5
‑
10％，脂肪醇甘油醚磺酸钠0.5
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2.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂c由以下组分按照重量百分比配制而成：盐酸10
‑
20％，乙酸5
‑
15％，聚马来酸酐0.5
‑
1.0％，乙二胺四甲叉磷酸1
‑
3％，甲苯10
‑
30％，乙醇单丁醚5
‑
10％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5
‑
2.0％,脂肪醇甘油醚磺酸钠1.0
‑
5.0％，余量为水。
16.其包括如下使用步骤：
17.步骤1：根据单井设计用量，按比例配制各组分；
18.步骤2：将a、b、c分别盛放在不同的罐体中；
19.步骤3：将盛放a、b、c的罐体用管线通过控制阀门、管汇与高压泵注设备相连，高压泵注设备通过高压管线与油井相连；
20.步骤4：对高压管线连接情况进行试压检验，满足设计要求即可进行下步施工应用
21.步骤5：将a、b、c三种解堵剂按照1:1:1比例，由各自管线阀门控制调节，经管汇汇合后，经由高压泵注设备加压后注入油井即可。
22.实施例一
23.一种低压浅层油井用热酸助排解堵剂及应用方法，该热酸助排解堵剂包括：热酸助排解堵剂a、热酸助排解堵剂b和热酸助排解堵剂c三部分组成。所述热酸助排解堵剂a由以下组分按照重量百分比配制而成：硝酸钠20％，脂肪醇甘油醚磺酸钠0.5％，余量为水。所述热酸助排解堵剂b由以下组分按照重量百分比配制而成：尿素20％，叠氮化钠5％，二盐酸肼5％，脂肪醇甘油醚磺酸钠0.5％，余量为水。所述热酸助排解堵剂c由以下组分按照重量百分比配制而成：盐酸20％，乙酸5％，聚马来酸酐0.5％，乙二胺四甲叉磷酸3％，甲苯10％，乙醇单丁醚10％，脂肪醇聚氧乙烯醚0.5％,脂肪醇甘油醚磺酸钠5.0％，余量为水。
24.其包括如下使用步骤：
25.步骤1：根据单井设计用量，按比例配制各组分；
26.步骤2：将a、b、c分别盛放在不同的罐体中；
27.步骤3：将盛放a、b、c的罐体用管线通过控制阀门、管汇与高压泵注设备相连，高压泵注设备通过高压管线与油井相连；
28.步骤4：对高压管线连接情况进行试压检验，满足设计要求即可进行下步施工应用
29.步骤5：将a、b、c三种解堵剂按照1:1:1比例，由各自管线阀门控制调节，经管汇汇合后，经由高压泵注设备加压后注入油井即可。
30.实施例二
31.一种低压浅层油井用热酸助排解堵剂及应用方法，该热酸助排解堵剂包括：热酸助排解堵剂a、热酸助排解堵剂b和热酸助排解堵剂c三部分组成。所述热酸助排解堵剂a由以下组分按照重量百分比配制而成：硝酸钠30％，脂肪醇甘油醚磺酸钠1.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂b由以下组分按照重量百分比配制而成：尿素25％，叠氮化钠2％，二盐酸肼8％，脂肪醇甘油醚磺酸钠1.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂c由以下组分按照重量
百分比配制而成：盐酸15％，乙酸10％，聚马来酸酐1.0％，乙二胺四甲叉磷酸2％，甲苯20％，乙醇单丁醚7％，脂肪醇聚氧乙烯醚1.0％,脂肪醇甘油醚磺酸钠4.0％，余量为水。
32.其包括如下使用步骤：
33.步骤1：根据单井设计用量，按比例配制各组分；
34.步骤2：将a、b、c分别盛放在不同的罐体中；
35.步骤3：将盛放a、b、c的罐体用管线通过控制阀门、管汇与高压泵注设备相连，高压泵注设备通过高压管线与油井相连；
36.步骤4：对高压管线连接情况进行试压检验，满足设计要求即可进行下步施工应用
37.步骤5：将a、b、c三种解堵剂按照1:1:1比例，由各自管线阀门控制调节，经管汇汇合后，经由高压泵注设备加压后注入油井即可。
38.实施例三
39.一种低压浅层油井用热酸助排解堵剂及应用方法，该热酸助排解堵剂包括：热酸助排解堵剂a、热酸助排解堵剂b和热酸助排解堵剂c三部分组成。所述热酸助排解堵剂a由以下组分按照重量百分比配制而成：硝酸钠40％，脂肪醇甘油醚磺酸钠2.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂b由以下组分按照重量百分比配制而成：尿素30％，叠氮化钠5％，二盐酸肼5％，脂肪醇甘油醚磺酸钠2.0％，余量为水。所述热酸助排解堵剂c由以下组分按照重量百分比配制而成：盐酸10％，乙酸15％，聚马来酸酐1.0％，乙二胺四甲叉磷酸1.0％，甲苯30％，乙醇单丁醚5％，脂肪醇聚氧乙烯醚2.0％,脂肪醇甘油醚磺酸钠1.0％，余量为水。
40.其包括如下使用步骤：
41.步骤1：根据单井设计用量，按比例配制各组分；
42.步骤2：将a、b、c分别盛放在不同的罐体中；
43.步骤3：将盛放a、b、c的罐体用管线通过控制阀门、管汇与高压泵注设备相连，高压泵注设备通过高压管线与油井相连；
44.步骤4：对高压管线连接情况进行试压检验，满足设计要求即可进行下步施工应用
45.步骤5：将a、b、c三种解堵剂按照1:1:1比例，由各自管线阀门控制调节，经管汇汇合后，经由高压泵注设备加压后注入油井即可。
46.上文的详细说明仅仅是针对本发明的可行性实施方式的具体说明，它们并非用以限制本发明的保护范围，凡未脱离本发明技艺精神所作的等效实施方式、变更和改造均应包含在本发明的保护范围之内。
47.试验例1
48.随机选取实验例二，与常用产气体系(碳酸钠 hcl、亚硝酸钠 氯化铵 冰醋酸)进行产气生热性能对比，用清水分别配制成同样浓度的测试样，采用排水集气法收集各种体系产生测气量，并用温度计记录各种体系反应完全后的液体体系温度，测试结果见表1。
49.表1不同产气体系性能对比
50.名称产气量/ml最高温度/℃碳酸钠 hcl87626(常温)亚硝酸钠 氯化铵 冰醋酸125487.4实验例二186696.3
51.由此测定结果可以看出，在相同浓度下，三种产气体系中实验例二的产气量最多，
最高温度最高，亚硝酸钠 氯化铵 冰醋酸体系的产气量和最高温度次之，碳酸钠 hcl体系只产气体系温度不变，由此可知，实验例二样品的产气和生热能力均好于常规体系的性能。
52.试验例2
53.随机选取实验例二，与常用产气体系(碳酸钠 hcl、亚硝酸钠 氯化铵 冰醋酸)进行有机堵塞物溶解分散性能对比，用清水分别配制成相同浓度的测试样，放入烧杯中，用石蜡作为有机堵塞物，称取一定量的石蜡样品，将样品放入盛有测试样的烧杯中，观察石蜡在测试样溶液中的状态变化，直至测试样反应完全，然后将反应液冷却至10℃，用100目标准筛过滤测试样反应液，将滤渣用清水淋洗3次，自然晾干后，称重，计算石蜡的溶解率，以此考察不同体系对石蜡的溶解性能，结果见表2.
54.表2不同产气体系剂石蜡溶解降解性能评价
[0055][0056]
由此测定结果可以看出，石蜡在碳酸钠体系中状态未发生变化，溶解分散性为零，在硝酸钠 氯化铵体系中存在状态变化，说明硝酸钠 氯化铵体系可以融化石蜡，溶解率较低，说明其分散石蜡的性能差，在实验例二体系中存在状态变化，说明其可以融化石蜡，溶解率高，说明其分散石蜡能力较强，由此可知，实验例二对有机堵塞物的溶解分散性能均优于常规产气剂。
[0057]
以上所描述的试验例是本发明一部分试验例，而不是全部的试验例。本发明的试验例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定试验例。基于本发明中的试验例，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试验例，都属于本发明保护的范围。