一种渐注式油层深部解堵剂及注入工艺.pdf

1、10申请公布号CN103509540A43申请公布日20140115CN103509540A21申请号201310341944022申请日20130807C09K8/52200601C09K8/524200601C09K8/528200601E21B37/0620060171申请人西安石油大学地址710065陕西省西安市电子二路东段18号72发明人王香增郭学辉杜素珍陶红胜李国明俞忠宝白李余海棠李磊74专利代理机构西安智大知识产权代理事务所61215代理人弋才富54发明名称一种渐注式油层深部解堵剂及注入工艺57摘要一种渐注式油层深部解堵剂及注入工艺，该解堵剂由A剂配方、B剂配方、C剂配方组成，注

2、入工艺是在注水井不停产的情况下，将A剂配方、B剂配方、C剂配方依次一步一步随注入水按照设计的浓度注入到注水井的注水层中，本发明提供的注入工艺是根据解堵剂的功能性质的不同，多段式的与注水井注水量匹配注入解堵剂，在不停产的情况下对注水井实施解堵增注且施工结束后不需要对解堵剂进行返排，其特点是能够解除地层深部的堵塞，解堵半径大；同时不影响注水生产，没有返排的污染与处理费用。51INTCL权利要求书1页说明书6页19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书6页10申请公布号CN103509540ACN103509540A1/1页21一种渐注式油层深部解堵剂，其特征在于，由A剂配

3、方、B剂配方、C剂配方按110110110的体积比构成；其中A剂配方的质量百分比组成为丙三醇含量020、斯盘20含量015、吐温80含量020、乙二醇单丁醚020，乳白灵含量05、OS20含量05、HCL含量015、HF含量05、硫氰酸铵含量02、氰乙酸含量010、咪唑啉环氧乙烯醚含量02、吡啶氯化苄季铵盐含量02、丙炔醇含量02、余量为清水；其中B剂配方的质量百分比组成为HCL含量010、HF含量03、柠檬酸含量010、水杨酸含量010、戊二酸含量010、喹啉碘化苄季铵盐含量01、丁炔二醇含量02、OP9含量03、无盐油酸咪唑啉含量02、吐温80含量020、乙二醇单丁醚020，乳白灵含量05

4、、余量为清水；其中C剂配方的质量百分比组成为水杨酸含量05、植酸含量05、氨基三甲叉膦酸含量020、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量015、膦酰基聚羧酸含量015、聚环氧琥珀酸含量015、喹啉碘化苄季铵盐含量02、丁炔二醇含量02、OP9含量05、十二烷基三甲基氯化铵含量05、双十烷基三甲基氯化铵含量05、双辛基三甲基溴化铵03、余量为清水。2一种基于权1所述渐注式油层深部解堵剂的注入工艺，其特征在于，步骤为第一步注入A剂配方，注入浓度为1030，注入量Q1的计算Q180HK，Q1为需要注入的A剂配方剂量M3，K为注水层的孔隙度，H为注水层厚度M）；第二步注入B剂配方，注入浓度为1030，注入量为12

5、2Q1；第三步注入C剂配方，注入浓度为1030，注入量为153Q1。3根据权利要求1所述的一种渐注式油层深部解堵剂，其特征在于，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按11315的体积比构成；其中A剂配方组成丙三醇含量6、斯盘20含量7、吐温80含量5、乙二醇单丁醚7、乳白灵含量15、OS20含量10、HCL含量15、HF含量4、硫氰酸铵含量1、氰乙酸含量2、咪唑啉环氧乙烯醚含量07、吡啶氯化苄季铵盐含量10、丙炔醇含量02、余量为清水；其中B剂配方组成HCL含量6、HF含量2、柠檬酸含量5、水杨酸含量4、戊二酸含量3、喹啉碘化苄季铵盐含量08、丁炔二醇含量06、OP9含量15、无盐油酸咪唑啉含量20

6、、吐温80含量8、乙二醇单丁醚6，乳白灵含量05、余量为清水；其中C剂配方组成水杨酸含量3、植酸含量2、氨基三甲叉膦酸含量16、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量2、膦酰基聚羧酸含量15、喹啉碘化苄季铵盐含量05、丁炔二醇含量015、OP9含量15、十二烷基三甲基氯化铵含量05、双十烷基三甲基氯化铵含量05、双辛基三甲基溴化铵04、余量为清水。4根据权利要求2所述的注入工艺，其特征在于，第一步注入A剂配方，注入浓度10，注入量为11M3,A剂配方注入结束后，第二步注入B剂配方，注入浓度为20，注入量为143M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为15，注入量为165M3。权利要求书CN1

7、03509540A1/6页3一种渐注式油层深部解堵剂及注入工艺技术领域0001本发明涉及注水井深部解堵工艺，特别涉及一种渐注式油层深部解堵剂及注入工艺，用于解除油田注水井注水层因钻井过程、压裂过程、作业过程、生产过程流体中沉积物、结垢物、细菌繁殖造成堵塞的一种高效解堵剂与解堵工艺。背景技术0002油田注水井注水层在钻井的过程中，压裂的过程、作业的过程、生产的过程中会因为流体中沉积物而堵塞，流体结垢而堵塞，细菌繁殖而堵塞。堵塞导致注水井注水层的导流能力下降，导致油田生产产量下降，经济效益下降，严重影响油田生产的正常进行。因此、需要对注水井注水层注入解堵剂以解除沉积物、结垢物、细菌的堵塞，恢复或提

8、高岩石的孔喉半径，使注水层的导流能力增强，注水量得到恢复或提高，从而提高注水开发的效果与效益。0003目前常用的注水井解堵剂有盐酸、土酸、胶束酸、乳化酸、泡沫酸等，其解堵工艺是一次性将解堵剂注入注水层，存在如下的不足1）波及面小一次性注入解堵剂，一般最大注入量在15M3左右，解堵剂的体积有限，从而涉及到的注水层空隙体积有限；2）解堵半径难以突破15M的距离由于解堵剂浓度较高与解堵剂配方构成的特点使其与注水层岩石接触时，与岩层表面的碳酸盐、铁盐以及硅酸盐等反应速度快，将大量的解堵剂消耗在不到1M的注水层，导致解堵半径非常有限，难以突破15M的解堵半径；3）作业费用高解堵施工前需要对注水井进行检管

9、作业；4）设备要求高，解堵工程费用高由于一次性注入解堵剂的量较大，而注水井普遍压力高，吸液速度非常有限，因此需要高压水泥车，同时需要清水罐车，配液池等，施工结束后还需要进行返排解堵剂残液，大量的残液需要进行无害化处理；5）对于没有回水管线的注水井需要大量的罐车运输返排残液，在返排的过程中还会有废弃排入空气中造成环境污染；6）泡沫解堵剂的注入还受到压力与设备的限制；7）进行解堵施工与残液返排的过程中，注水井必须停产，影响注水井的注水量。发明内容0004为了克服上述现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种渐注式油层深部解堵剂及注入工艺，能够克服目前常用解堵剂的不足，主要表现在所开发的解堵剂与岩石表

10、面的反应速度非常缓慢，解堵剂多段式的在注水井不停产的情况下随注入水一同注入注水层，逐步的溶解注水层中的堵塞物，溶解的堵塞物在注水层中以可溶物的形式长期稳定，由于解堵剂是随注入水注入，因此、能够深入到注水层的深部，解堵半径可以达到5M以上，是现有解堵剂与解堵工艺波及面的10倍以上，而且减少了不必要的作业费用、设备投资费用、施工费用，特别是减少了酸化残液的排放处理费用与排液过程的环境污染，是一种绿色可持续发展的解堵技术。0005为实现上述目的，本发明的技术方案是0006一种渐注式油层深部解堵剂，由A剂配方、B剂配方、C剂配方按110110110说明书CN103509540A2/6页4的体积比构成；

11、0007其中A剂配方的质量百分比组成为丙三醇含量020、斯盘20含量015、吐温80含量020、乙二醇单丁醚020，乳白灵含量05、OS20含量05、HCL含量015、HF含量05、硫氰酸铵含量02、氰乙酸含量010、咪唑啉环氧乙烯醚含量02、吡啶氯化苄季铵盐含量02、丙炔醇含量02、余量为清水；0008其中B剂配方的质量百分比组成为HCL含量010、HF含量03、柠檬酸含量010、水杨酸含量010、戊二酸含量010、喹啉碘化苄季铵盐含量01、丁炔二醇含量02、OP9含量03、无盐油酸咪唑啉含量02、吐温80含量020、乙二醇单丁醚020，乳白灵含量05、余量为清水；0009其中C剂配方的质量

12、百分比组成为水杨酸含量05、植酸含量05、氨基三甲叉膦酸含量020、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量015、膦酰基聚羧酸含量015、聚环氧琥珀酸含量015、喹啉碘化苄季铵盐含量02、丁炔二醇含量02、OP9含量05、十二烷基三甲基氯化铵含量05、双十烷基三甲基氯化铵含量05、双辛基三甲基溴化铵03、余量为清水。0010一种基于上述渐注式油层深部解堵剂的注入工艺，步骤为第一步注入A剂配方，注入浓度为1030，注入量Q1的计算Q180HK，其中，Q1为需要注入的A剂配方剂量M3，K为注水层的孔隙度，H为注水层厚度M；第二步注入B剂配方，注入浓度为1030，注入量为122Q1；第三步注入C剂配方，注入浓度为

13、1030，注入量为153Q1。0011本发明的原理在于0012现场第一步将A剂配方首先注入注水层，利用A剂配方的特点，将注水层近井地带的无机堵塞物与有机堵塞物溶解并稳定于注入水中，在整个注水层不出现二次沉淀现象；0013第二步将B剂配方注入注水层，将注水井注水层深部的无机堵塞物与有机堵塞物溶解并稳定于注入水中，在整个注水层不出现二次沉淀现象；0014第三步将C剂配方注入注水层，将注水井注水层的难溶无机堵塞物与有机堵塞物溶解并稳定于注入水中，同时杀灭注水层中的细菌，并且进一步提高解堵半径，改变岩石的表面润湿性，降低岩石孔喉对注入水的毛细管阻力，提高岩石的导流能力，达到降低注水井压力，提高注水井吸

14、水能力，延长措施有效期的目的。0015本发明提供的注水井渐注式油层深部解堵剂，是由A剂配方、B剂配方、C剂配方组成，是根据注水层近井地带堵塞物与深部注水层堵塞物的不同，近井地带与深部注水层解堵要求的不同，开发的具有不同功能性质的解堵剂，A剂配方的特点是能够大量溶解近井地带的无机堵塞物与有机堵塞物，B剂配方的特点是与岩石的反应速度慢，能够进入注水层深部解除堵塞的无机沉淀物与有机沉淀物，C剂配方的特点是基本不与注水层岩石发生反应，能够更进一步的进入注水层深部，主要功能是解除难溶的无机盐结垢物与深部有机结垢物，杀灭岩石表面细菌，改变岩石表面的润湿性，降低毛细管阻力。注入过程对金属的腐蚀速率均小于00

15、76MM/A。0016本发明提供的注入工艺是根据解堵剂的功能性质的不同，多段式的与注水井注水量匹配注入解堵剂，在不停产的情况下对注水井实施解堵增注且施工结束后不需要对解堵剂进行返排，一是不影响注水生产，二是没有返排的污染与处理费用，三是解堵半径大。说明书CN103509540A3/6页5具体实施方式0017下面通过具体的实施例进一步说明本发明。0018实施例一0019本实施例的解堵剂，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按113155的体积比构成。0020其中A剂配方组成丙三醇含量11、斯盘20含量5、吐温80含量3、乙二醇单丁醚10、乳白灵含量1、OS20含量05、HCL含量12、HF含量3、硫氰

16、酸铵含量05、氰乙酸含量3、咪唑啉环氧乙烯醚含量05、吡啶氯化苄季铵盐含量05、丙炔醇含量01、余量为清水；0021其中B剂配方组成HCL含量8、HF含量2、柠檬酸含量3、水杨酸含量5、戊二酸含量2、喹啉碘化苄季铵盐含量06、丁炔二醇含量05、OP9含量2、无盐油酸咪唑啉含量15、吐温80含量6、乙二醇单丁醚5，乳白灵含量1、余量为清水；0022其中C剂配方组成水杨酸含量4、植酸含量3、氨基三甲叉膦酸含量15、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量4、膦酰基聚羧酸含量10、聚环氧琥珀酸含量8、喹啉碘化苄季铵盐含量02、丁炔二醇含量01、OP9含量2、十二烷基三甲基氯化铵含量1、双十烷基三甲基氯化铵含量05、

17、双辛基三甲基溴化铵03、余量为清水；0023本实施例的注入工艺0024第一步注入A剂配方，注入浓度15，注入量为85M3,A剂配方注入结束后，第二步注入B剂配方，注入浓度为20，注入量为11M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为12，注入量为13M3。0025现场实施效果与措施前比较，注水井注水压力下降2634MPA，压力降幅达到176322，注入过程的腐蚀速率为0069MM/A。0026实施例二0027本实施例的解堵剂，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按11519的体积比构成。0028其中A剂配方组成丙三醇含量6、斯盘20含量12、吐温80含量6、乙二醇单丁醚3、OS20含量

18、10、HCL含量13、HF含量2、硫氰酸铵含量1、氰乙酸含量2、咪唑啉环氧乙烯醚含量06、吡啶氯化苄季铵盐含量07、丙炔醇含量015、余量为清水组成。0029其中B剂配方组成HCL含量10、柠檬酸含量2、水杨酸含量4、喹啉碘化苄季铵盐含量10、丁炔二醇含量07、OP9含量3、无盐油酸咪唑啉含量10、吐温80含量12、乙二醇单丁醚7，乳白灵含量2、余量为清水组成。0030其中C剂配方组成水杨酸含量3、植酸含量4、氨基三甲叉膦酸含量12、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量3、膦酰基聚羧酸含量14、聚环氧琥珀酸含量6、喹啉碘化苄季铵盐含量03、丁炔二醇含量02、OP9含量1、十二烷基三甲基氯化铵含量12、双十

19、烷基三甲基氯化铵含量06、双辛基三甲基溴化铵04、余量为清水组成。0031本实施例的注入工艺0032第一步注入A剂配方，注入浓度10，注入量为7M3,A剂配方注入结束后，第二步注入B剂配方，注入浓度为15，注入量为105M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为15，注入量为133M3。说明书CN103509540A4/6页60033现场实施效果与措施前比较，注水井注水压力下降2238MPA，压力降幅达到226284，注入过程的腐蚀速率为0062MM/A。0034实施例三0035本实施例的解堵剂，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按11315的体积比构成。0036其中A剂配方组成丙三

20、醇含量6、斯盘20含量7、吐温80含量5、乙二醇单丁醚7、乳白灵含量15、OS20含量10、HCL含量15、HF含量4、硫氰酸铵含量1、氰乙酸含量2、咪唑啉环氧乙烯醚含量07、吡啶氯化苄季铵盐含量10、丙炔醇含量02、余量为清水。0037其中B剂配方组成HCL含量6、HF含量2、柠檬酸含量5、水杨酸含量4、戊二酸含量3、喹啉碘化苄季铵盐含量08、丁炔二醇含量06、OP9含量15、无盐油酸咪唑啉含量20、吐温80含量8、乙二醇单丁醚6，乳白灵含量05、余量为清水。0038其中C剂配方组成水杨酸含量3、植酸含量2、氨基三甲叉膦酸含量16、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量2、膦酰基聚羧酸含量15、喹啉碘化苄

21、季铵盐含量05、丁炔二醇含量015、OP9含量15、十二烷基三甲基氯化铵含量05、双十烷基三甲基氯化铵含量05、双辛基三甲基溴化铵04、余量为清水。0039本实施例的注入工艺0040第一步注入A剂配方，注入浓度10，注入量为11M3,A剂配方注入结束后，第二步注入B剂配方，注入浓度为20，注入量为143M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为15，注入量为165M3。0041现场实施效果与措施前比较，注水井注水压力下降2135MPA，压力降幅达到183278，注入过程的腐蚀速率为0071MM/A。0042实施例四0043本实施例的解堵剂，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按1151

22、8的体积比构成。0044其中A剂配方组成丙三醇含量5、斯盘20含量5、吐温80含量5、乙二醇单丁醚6、乳白灵含量15、OS20含量10、HCL含量14、HF含量4、硫氰酸铵含量10、氰乙酸含量2、咪唑啉环氧乙烯醚含量10、吡啶氯化苄季铵盐含量10、丙炔醇含量015、余量为清水。0045其中B剂配方组成HCL含量5、水杨酸含量8、戊二酸含量10、喹啉碘化苄季铵盐含量15、丁炔二醇含量07、OP9含量2、无盐油酸咪唑啉含量10、吐温80含量5、乙二醇单丁醚4，乳白灵含量05、余量为清水。0046其中C剂配方组成水杨酸含量3、植酸含量2、氨基三甲叉膦酸含量7、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量6、膦酰基聚羧酸

23、含量12、聚环氧琥珀酸含量10、喹啉碘化苄季铵盐含量10、丁炔二醇含量05、OP9含量2、十二烷基三甲基氯化铵含量15、双十烷基三甲基氯化铵含量10、双辛基三甲基溴化铵15、余量为清水。0047本实施例的注入工艺0048第一步注入A剂配方，注入浓度15，注入量为95M3,A剂配方注入结束后，第二步注入B剂配方，注入浓度为15，注入量为1425M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为10，注入量为171M3。0049现场实施效果与措施前比较，注水井注水压力下降1742MPA，压力降幅达到说明书CN103509540A5/6页7155376，注入过程的腐蚀速率为0066MM/A。0

24、050实施例五0051本实施例的解堵剂，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按1172的体积比构成。0052其中A剂配方组成斯盘20含量5、吐温80含量5、乙二醇单丁醚10、乳白灵含量2、OS20含量05、HCL含量15、HF含量3、硫氰酸铵含量10、氰乙酸含量2、咪唑啉环氧乙烯醚含量10、吡啶氯化苄季铵盐含量10、丙炔醇含量02、余量为清水。0053其中B剂配方组成HCL含量5、柠檬酸含量6、水杨酸含量4、戊二酸含量5、喹啉碘化苄季铵盐含量08、丁炔二醇含量10、OP9含量3、无盐油酸咪唑啉含量10、吐温80含量5、乙二醇单丁醚4，乳白灵含量05、余量为清水。0054其中C剂配方组成水杨酸含量3、

25、植酸含量3、氨基三甲叉膦酸含量10、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量5、膦酰基聚羧酸含量11、聚环氧琥珀酸含量6、喹啉碘化苄季铵盐含量10、丁炔二醇含量05、OP9含量2、十二烷基三甲基氯化铵含量2、双十烷基三甲基氯化铵含量15、双辛基三甲基溴化铵05、余量为清水。0055本实施例的注入工艺0056现场第一步注入A剂配方，注入浓度15，注入量为105M3,A剂配方注入结束后，第二步注入B剂配方，注入浓度为12，注入量为178M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为10，注入量为21M3。0057现场实施效果与措施前比较，注水井注水压力下降3254MPA，压力降幅达到236282，注入过

26、程的腐蚀速率为0062MM/A。0058实施例六0059本实施例的解堵剂，由A剂配方、B剂配方与C剂配方按11515的体积比构成。0060其中A剂配方组成丙三醇含量3、斯盘20含量5、吐温80含量5、乙二醇单丁醚10、乳白灵含量15、OS20含量10、HCL含量10、HF含量4、硫氰酸铵含量10、氰乙酸含量5、咪唑啉环氧乙烯醚含量15、吡啶氯化苄季铵盐含量07、丙炔醇含量03、余量为清水。0061其中B剂配方组成HCL含量3、HF含量1、柠檬酸含量5、水杨酸含量8、戊二酸含量5、喹啉碘化苄季铵盐含量05、丁炔二醇含量10、OP9含量15、无盐油酸咪唑啉含量10、吐温80含量5、乙二醇单丁醚4，

27、乳白灵含量15、余量为清水。0062其中C剂配方组成水杨酸含量3、植酸含量5、氨基三甲叉膦酸含量10、二乙烯三胺五甲叉膦酸含量3、膦酰基聚羧酸含量10、聚环氧琥珀酸含量10、喹啉碘化苄季铵盐含量10、丁炔二醇含量05、OP9含量10、十二烷基三甲基氯化铵含量15、双十烷基三甲基氯化铵含量15、双辛基三甲基溴化铵06、余量为清水。0063本实施例的注入工艺0064第一步注入A剂配方，注入浓度10，注入量为12M3,第二步注入B剂配方，注入浓度为15，注入量为18M3,B剂配方注入结束后，第三步注入C剂配方，注入浓度为12，注入量为18M3。0065现场实施效果与措施前比较，注水井注水压力下降2142MPA，压力降幅达到206357，注入过程的腐蚀速率为0073MM/A。0066由于不同油田，不同区块的油水井其油层与注水层地质特征的不同，堵塞成分与说明书CN103509540A6/6页8状况的不同，对解堵剂配方中各个组分的要求也不同，权利包括但不限于所述各个配方的组分与含量，任何一种包含权利所述的不同组分与不同含量组成的A、B、C剂配方均属于权利要求的范围之内。说明书CN103509540A