一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液技术

本发明专利技术涉及一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液，属于油田化学应用领域。本发明专利技术的水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；后置液由阳离子表面活性剂、氯化铵和水组成。本发明专利技术的解堵剂通过前置酸、主体处理液和后置液的组合解堵，使酸化解堵的作用范围更大、作用时间更长。

【技术实现步骤摘要】
一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液
本专利技术涉及一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液，属于油田化学应用领域。
技术介绍
截止2000年底，我国已探明的低渗透油田地质储量为52.14×108吨，占全部探明地质储量的26.1％。我国已经动用的低渗透油田地质储量为26.66×108吨，占全部已动用储量的25.5％。随着勘探的深入，低渗透油田已成为原油生产的重要领域之一。因此，开发好低渗透油田对我国石油工业今后的发展具有重要意义。低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大，导致油井自然产能低，一般需要采取压裂、酸化等改造措施才能获得较高产能。在作业过程中往往由于入井液不配伍、外来流体返排不及时及固相颗粒堵塞等原因造成了水锁伤害，部分油井因此产量大幅下降甚至失去产油能力。实验表明外来流体侵入低渗透岩心后，油相渗透率将产生严重的伤害，渗透率下降60％～80％，流动压力提高1～3倍。部分低渗透油藏因入井液问题造成储层伤害比较普遍。除此之外，低渗透油气田注水开发过程中，由于外来流体与储层岩石矿物、储层流体等不配伍，水中悬浮物质、微生物等代谢产物的存在，以及原油中石蜡、沥青胶质等析出，常引起地层堵塞，导致注水井高压欠注，从而影响原油生产。因此，根据低渗透油层损害机理提出相应的储层污染治理措施，对于低渗透油藏的开发就显得至关重要。在目前已有报道的解除低渗油藏储层伤害特别是水锁伤害的措施中，通过使用表面活性成分改变岩石表面润湿性并减小油水相之间的界面张力和气液相之间的表面张力实现解除伤害是一种非常重要的措施。但由于单纯只依靠活性剂体系对低渗透储层进行解堵，反应速度慢，施工后一般需要关井2-3天进行反应，作业施工占产时间长，使得施工成本增加；并且常用的表面活性剂的耐温性较差，一般低于80℃，影响使用范围。针对上述问题，申请公布号为CN104449619A的中国专利技术专利申请公开了一种井下作业用水锁伤害解堵剂，由以下重量份数的组分组成：盐酸30-50份，芥酸酰胺丙基磺基甜菜碱10-20份，乙醇15-35份，氯化钾5-20份，十二烷基氨基丙酸10-35份，三聚磷酸钠2-7份；该井下作业用水锁伤害解堵剂使用大量的盐酸，能够加快反应的进行，同时在粘土稳定性和耐温性(不大于100℃)方面表现出一定的优势，但通常情况下低渗透储层地层伤害不是单一因素引起的，堵塞原因及类型复杂，而常见活性剂体系解堵作用目的较为单一，仅能解除水锁伤害，因此使用后增油效果不明显。又如申请公布号为CN105733543A的中国专利技术专利申请公开了一种用于低含水油井的解水锁剂，该解水锁剂由原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成的解水锁剂构成，该解水锁剂能在较短时间内能消除油水之间的界面，但用于解除水锁伤害时只适用于低含水油井，同样存在解堵作用目的单一的缺点，并且由纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚材料单价贵，成本较高，而解水锁剂用量大，施工成本大大增加。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种以解除水锁伤害为主，同时能清除多种类型堵塞的水锁伤害解堵剂。本专利技术还提供了一种上述水锁伤害解堵剂的其使用方法，以及一种水锁伤害酸化液。为了实现以上目的，本专利技术的水锁伤害解堵剂所采用的技术方案是：一种水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，所述前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；所述主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；所述后置液由以下质量百分比的组分组成：阳离子表面活性剂0.2～0.8％、氯化铵1～1.5％，余量为水。本专利技术的水锁伤害解堵剂，通过前置酸、主体处理液和后置液的组合解堵，以解除水锁伤害为主，同时能清除多种类型堵塞；并可以使酸化解堵的作用范围更大，作用时间更长，从而实现油气井增产增注的目的。水锁伤害解堵剂的前置酸中，低伤害缓速酸主要用于对地层进行预处理，清除近井地带的机械杂质、无机堵塞，同时酸液体系在地层条件下pH始终小于2，可以有效避免氢氧化物沉淀；前置酸液中的缓蚀剂能够有效预防解堵剂对施工设备和管线的腐蚀；络合剂能够与铁离子进行络合反应，防止铁离子生成沉淀；粘土稳定剂能够防止酸液引起的储层中粘土膨胀、运移造成污染；缓速剂能够吸附在岩石表面，阻止H+与岩面接触，降低酸岩反应速度；助排剂能够降低酸液和原油之间的表面张力，降低毛管阻力，调整岩石润湿性，帮助酸液返排。水锁伤害解堵剂的主体处理液中，互溶剂能够降低油水界面张力，减少油水流动阻力，有利于残酸返排；乙醇具有助溶、辅助助排的作用，能够增强主体处理液在岩石表面的吸附量；非离子表面活性剂与互溶剂之间协同作用，能够降低界面张力，改善地层岩石的润湿性，从而降低油层孔隙的渗流阻力。后置液用于顶替，可使主体酸缓慢进入基质孔隙吼道，均匀扩散，增大有效解堵范围和深度。后置液中氯化铵依靠离子交换作用稳定粘土和其他颗粒，防止粘土膨胀、分散、运移；阳离子表面活性剂的作用是中和油珠表面的负电荷，被中和后的油珠相互之间静电斥力减少，而油珠之间碰撞聚并几率增大，使乳状液稳定性变差，达到破乳、聚并、油水分离的目的。与现有技术相比，本法明的水锁伤害解堵剂具有以下优点：1)不仅能解除无机堵塞，而且能解除水锁伤害，解决了因常见水锁解堵剂适用范围窄造成增油增注不明显的问题；2)通过多种表活剂的复配协同作用有效降低固液界面的粘附力；3)腐蚀性小，可采取不动管柱施工，节约作业费用；关井时间只需2～6小时，作业占产时间短；4)具有极强的络合性能，从而具有良好的阻垢能力，能有效地抑制砂岩与酸液反应的生成物沉淀，进而避免二次沉淀的发生。优选的，所述前置酸、主体处理液和后置液的体积比为3～6:3～15:3～13。优选的，所述缓速酸为多氢酸、磷酸中的至少一种。所述多氢酸为膦酸脂复合物，是由烷基、芳基、膦酸脂、磷酸脂、酰基、胺、羟基、羟基基团等组成，能够与氟盐反应生成氢氟酸。膦酸酯复合物含有多个氢离子，并且通过多级电离在不同化学计量条件下分解释放出氢离子，而且其电离出来的氢离子的浓度始终在一个较低的水平，防止了酸浓度过高大量溶蚀近井地带的岩石。优选的，所述络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸中的至少一种。采用二乙烯三胺五甲叉膦酸能与多种金属离子形成多种稳定配合物，具有稳定的化学性质，在强酸碱介质中也不易分解；2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸与铁离子结合形成溶于水的络合物，减少氢氧化铁沉淀的机会。优选的，所述缓蚀剂为曼尼希碱季铵盐、双曼尼希碱中的至少一种。以曼尼希碱季铵盐作为缓蚀剂具有耐高温、结构稳定、与其他酸液添加剂配伍性良好、成本低、缓蚀效果明显的特点。双曼尼希碱在酸液中具有良好的缓蚀性能和溶解分散性，不产生沉淀、缓蚀性能稳定等特点。优选的，所述粘本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，其特征在于：所述前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；/n所述主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；/n所述后置液由以下质量百分比的组分组成：阳离子表面活性剂0.2～0.8％、氯化铵1～1.5％，余量为水。/n

【技术特征摘要】
1.一种水锁伤害解堵剂，包括前置酸、主体处理液和后置液，其特征在于：所述前置酸由以下质量百分比的组分组成：缓速酸10～15％、缓蚀剂0.3～1％、络合剂0.3～0.7％、粘土稳定剂0.3～1.7％、缓速剂0.4～1％、助排剂0.2～0.8％，余量为水；
所述主体处理液由以下质量百分比的组分组成：乙醇20～50％、非离子表面活性剂0.2～1％、互溶剂0.5～1.5％，余量为水；
所述后置液由以下质量百分比的组分组成：阳离子表面活性剂0.2～0.8％、氯化铵1～1.5％，余量为水。


2.根据权利要求1所述的水锁伤害解堵剂，其特征在于：所述前置酸、主体处理液和后置液的体积比为3～6:3～15:3～13。


3.根据权利要求1所述的水锁伤害解堵剂，其特征在于：所述缓速酸为多氢酸、磷酸中的至少一种。


4.根据权利要求1所述的水锁伤害解堵剂，其特征在于：所述络合剂为二乙烯三胺五甲叉膦酸、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸中的至少一种。


5.根据权利要求1所述的水锁伤害解堵剂...

【专利技术属性】
技术研发人员：王青涛，赵泽宗，徐海彬，沈文平，张和通，陈玉巧，刘鹏，张惠平，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司中原油田分公司濮东采油厂，
类型：发明
国别省市：河南;41