CN103343675B - 一种用于海上油田注聚井的复合解堵工艺方法 - Google Patents

Abstract

本发明为一种用于海上油田注聚井解堵的工艺方法，其特征在于：首先正挤地层预处理剂并关井24小时，正挤前置液，正挤隔离液，正挤氧化解堵剂并关井24小时，正挤处理液，正挤后置液，正挤顶替液，施工完毕；所述地层预处理剂成分为椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油脂肪酸二乙醇胺及木质素磺酸钠复配物，且三者质量比1∶1∶1，使用质量浓度为15%；所述前置液为盐酸，质量浓度10%；隔离液成分为2,3-二羟基丁二酸与脂肪醇醚磺基琥珀酸复配物；且二者质量比2∶1，质量浓度45%；氧化解堵剂成分为过氧化钙与过氧叔丁醇复配物，且二者质量比3∶1，质量浓度35%；处理液成分为氟硼酸，质量浓度13%，后置液成分为盐酸，质量浓度10%；顶替液为现场配注水。

Description

一种用于海上油田注聚井的复合解堵工艺方法

技术领域

本发明属于石油工业中油水井增产增注技术领域，涉及一种用于海上油田注聚井解堵的工艺方法。

背景技术

近年来，我国海上油田的三次采油技术发展迅速，其中的聚合物驱以其技术简单、提高原油采收率幅度大和经济效益好等特点，在我国海上油田得到广泛推广。但是聚合物易受到地层吸附、机械捕集以及地层粘土膨胀与颗粒运移的影响，极易在多孔介质内发生滞留，造成孔道过流断面减小，液流阻力增加，渗透率降低。同时，聚合物由于溶解不完全、分子量大小与地层孔喉半径大小不配伍以及地层地质条件影响等原因，也易堵塞地层。注聚地层堵塞已是聚驱油田开发中普遍遇到的问题。注聚井堵塞物为聚合物参杂油污并包裹大量无机盐、粘土颗粒的复杂堵塞物。注聚井堵塞导致地层注液压力上升，吸水性下降，逐渐不能满足注聚井当初设计的配注要求。

针对这一问题，目前大多数油田多采用常规酸化解堵的方法，如多氢酸体系、氟硼酸体系、生物酸体系等酸化解堵法，但由于注聚井的堵塞物为聚合物参杂油污并包裹大量无机盐、粘土颗粒复杂堵塞物，导致单一的常规酸化解堵虽在一定程度上能缓解注聚井的堵塞，但普遍存在着解堵增注效果不理想，有效作用期短等问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种新型注聚井复合解堵工艺方法，利用该工艺对有机物和无机垢互相参杂的注聚井堵塞形式进行完整、彻底的解堵，以有效解决上述聚驱过程中注聚井堵塞的问题，从而达到恢复地层渗透率和油田正常生产的目的。

本方明为一种用于海上油田注聚井解堵的工艺方法，其特征在于：首先正挤地层预处理剂并关井24小时，正挤前置液，正挤隔离液，正挤氧化解堵剂并关井24小时，正挤处理液，正挤后置液，正挤顶替液，施工完毕；

上述复合解堵工艺中：

所述地层预处理剂为一种含有强负极性基团的有机复配混合物，成分为椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油脂肪酸二乙醇胺及木质素磺酸钠复配物，且三者质量比1：1：1，使用质量浓度为15%，现场用量8方至12方；

所述前置液为一种无机酸，有效成分为盐酸，质量浓度10%，用量6方至18方；隔离液为一种有机多元羧酸，成分为2,3-二羟基丁二酸与脂肪醇醚磺基琥珀酸复配物；且二者质量比2：1，质量浓度45%，用量10方；氧化解堵剂成分为过氧化钙与过氧叔丁醇复配物，且二者质量比3：1，质量浓度35%，用量45方至90方；处理液成分为氟硼酸，质量浓度13%，用量12至30方；后置液成分为盐酸，质量浓度10%，用量6方至18方；顶替液为现场配注水，用量30方。

本发明特征在于针对注聚井堵塞物为聚合物参杂油污并包裹大量无机盐、粘土颗粒的复杂结构，提出先注入一种地层预处理剂对地层中卷曲成团的聚合物大分子进行延展预处理，使得堵塞物中卷曲成团的聚合物大分子重新伸展，为下一步的分子链氧化降解反应提供充足的反应活性点，从而有效增强了氧化解堵剂的氧化降解效果，同时堵塞物还会因聚合物大分子链的水合伸展而出现一定程度的膨胀，这个物理性的体积膨胀也有利于堵塞胶块的破碎降解。

同时，氧化解堵剂注入时采用双液挤注工艺，能够最大限度的保持氧化解堵剂的安全性和反应活性。氧化解堵工序有效降解了包裹在无机杂质外的聚合物大分子，使得包裹其中的无机物杂质充分暴露出来，有利于随后的酸化工序对无机杂质进行的充分的溶蚀降解，从而达到有效、彻底地解除注聚井地层堵塞，提高地层视吸水指数，恢复地层渗透率和油田正常生产的目的。

具体实施方式

实施例1

2012年3月3日渤海SZ36-1油田B06注聚井解堵，首先注入地层预处理剂12方并关井作用24h，再正挤前置液10方，正挤隔离液10方，双液泵注法正挤氧化解堵剂90方并关井反应24h，正挤处理液30方，正挤后置液10方，正挤顶替液30方。上述解堵工艺中，地层预处理剂为高分子延展剂溶液，成份（以下成份均为百分质量）为：10％强负电性处理剂、5％乳化剂；氧化解堵剂为一种复配氧化体系，成份为：20％氧化剂、10%氧化助剂、５％油层保护剂；前置液和后置液的主要成份为浓度10%盐酸溶液，隔离液为一种浓度45%的多元羧酸溶液，处理液主要成分为浓度13%的氟硼酸溶液，顶替液为现场配注水。解堵后，施工地层视吸水指数提高247.63％，有效期250天。

实施例2

2012年5月5日渤海SZ36-1油田A30注聚井解堵，首先注入地层预处理剂9方并关井作用24h，再正挤前置液12方，正挤隔离液10方，双液泵注法正挤氧化解堵剂75方并关井反应24h，正挤处理液18方，正挤后置液16方，正挤顶替液30方。上述解堵工艺中，地层预处理剂为高分子延展剂溶液，成份为：10％强负电性处理剂、5％乳化剂；氧化解堵剂为一种复配氧化体系，成份为：20％氧化剂、10%氧化助剂、５％油层保护剂；前置液和后置液的主要成份为浓度10%盐酸溶液，隔离液为一种浓度45%的多元羧酸溶液，处理液主要成分为浓度13%的氟硼酸溶液，顶替液为现场配注水。解堵后，施工地层视吸水指数提高327.72％，有效期218天。

实施例3

2011年12月2日渤海LD10-1油田A5注聚井解堵，首先注入地层预处理剂10方并关井作用24h，再正挤前置液12方，正挤隔离液10方，双液泵注法正挤氧化解堵剂90方并关井反应24h，正挤处理液18方，正挤后置液12方，正挤顶替液30方。上述解堵工艺中，地层预处理剂为高分子延展剂溶液，成份为：10％强负电性处理剂、5％乳化剂；氧化解堵剂为一种复配氧化体系，成份为：20％氧化剂、10%氧化助剂、５％油层保护剂；前置液和后置液的主要成份为浓度10% 盐酸溶液，隔离液为一种浓度45%的多元羧酸溶液，处理液主要成分为浓度13%的氟硼酸溶液，顶替液为现场配注水。解堵后，施工地层视吸水指数提高到解堵前的148.21％，有效期326天。

实施例4

2011年11月23日渤海LD10-1油田A14注聚井解堵，首先注入地层预处理剂10方并关井作用24h，再正挤前置液12方，正挤隔离液10方，双液泵注法正挤氧化解堵剂90方并关井反应24h，正挤处理液30方，正挤后置液12方，正挤顶替液30方。上述解堵工艺中，地层预处理剂为高分子延展剂溶液，成份为：10％强负电性处理剂、5％乳化剂；氧化解堵剂为一种复配氧化体系，成份为：20％氧化剂、10%氧化助剂、５％油层保护剂；前置液和后置液的主要成份为浓度10%盐酸溶液，隔离液为一种浓度45%的多元羧酸溶液，处理液主要成分为浓度13%的氟硼酸溶液，顶替液为现场配注水。解堵后，施工地层视吸水指数提高136.35％，有效期252天。

实施例5

2011年5月24日渤海LD10-1油田A23注聚井解堵，首先注入地层预处理剂10方并关井作用24h，再正挤前置液18方，正挤隔离液10方，双液泵注法正挤氧化解堵剂90方并关井反应24h，正挤处理液30方，正挤后置液18方，正挤顶替液30方。上述解堵工艺中，地层预处理剂为高分子延展剂溶液，成份为：10％强负电性处理剂、5％乳化剂；氧化解堵剂为一种复配氧化体系，成份为：20％氧化剂、10%氧化助剂、５％油层保护剂；前置液和后置液的主要成份为浓度10%盐酸溶液，隔离液为一种浓度45%的多元羧酸溶液，处理液主要成分为浓度13%的氟硼酸溶液，顶替液为现场配注水。解堵后，视吸水指数提高243.21％，有效期566天。

Claims (1)

1.一种用于海上油田注聚井解堵的工艺方法，其特征在于：首先正挤地层预处理剂并关井24小时，正挤前置液，正挤隔离液，正挤氧化解堵剂并关井24小时，正挤处理液，正挤后置液，正挤顶替液，施工完毕；

所述的工艺方法中：

所述地层预处理剂为一种含有强负极性基团的有机复配混合物，成分为椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油脂肪酸二乙醇胺及木质素磺酸钠复配物，且三者质量比1：1：1，使用质量浓度为15%，现场用量8方至12方；

所述前置液为一种无机酸，有效成分为盐酸，质量浓度10%，用量6方至18方；隔离液为一种有机多元羧酸，成分为2,3-二羟基丁二酸与脂肪醇醚磺基琥珀酸复配物；且二者质量比2：1，质量浓度45%，用量10方；氧化解堵剂成分为过氧化钙与过氧叔丁醇复配物，且二者质量比3：1，质量浓度35%，用量45方至90方；处理液成分为氟硼酸，质量浓度13%，用量12至30方；后置液成分为盐酸，质量浓度10%，用量6方至18方；顶替液为现场配注水，用量30方。