CN106639977B - 一种采油过程中油井的选择性堵水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种采油过程中油井的选择性堵水方法，包括以下步骤：A、使用第一携带液与预处理液进行混合，得到预处理混合溶液，将预处理混合溶液注入油井中；B、使用第二携带液与第一堵水剂进行混合，得到第一堵水剂混合溶液，将第一堵水剂混合溶液注入油井中，闭井5～8小时，然后恢复采油作业24小时；C、使用第三携带液与第二堵水剂进行混合，得到第二堵水剂混合溶液，将第二堵水剂混合溶液注入油井中，闭井8～12小时，完成堵水作业，正常开井采。本发明可以解决现有技术的不足，延长了堵水作业有效期的持续时间。
Description
技术领域
本发明涉及采油技术领域，尤其是一种采油过程中油井的选择性堵水方法。
背景技术
油气井出水是油田开发过程中普遍存在的问题，特别是采用注水开发方式，随着水边缘的推进，由于地层非均质性严重，油水流度比的不同及开发方案和措施不当等原因，均能导致油田含水上升速度加快，致使油层过早水淹，油田采收率降低。为了减少油田含水量上升对油田产能的影响，通常通过对于水层进行堵水操作，从而提高油井的产量。现有的选择性堵水方法在堵水后的初期可以起到较好的增产效果，但是其有效期持续时间较短，一般半年左右产油量就会下降至堵水前的水平，需要重新进行堵水作业。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种采油过程中油井的选择性堵水方法，能够解决现有技术的不足，延长了堵水作业有效期的持续时间。
为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案如下。
一种采油过程中油井的选择性堵水方法，包括以下步骤：
A、使用第一携带液与预处理液进行混合，得到预处理混合溶液，将预处理混合溶液注入油井中；
B、使用第二携带液与第一堵水剂进行混合，得到第一堵水剂混合溶液，将第一堵水剂混合溶液注入油井中，闭井5～8小时，然后恢复采油作业24小时；
C、使用第三携带液与第二堵水剂进行混合，得到第二堵水剂混合溶液，将第二堵水剂混合溶液注入油井中，闭井8～12小时，完成堵水作业，正常开井采油。
作为优选，以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
步骤A中，预处理液包括35～45份的二甲苯、10～15份的甲醇、10～15份的二乙二醇二乙酸酯、2～4份的4-甲氧基-2-甲基苯硼酸、5～8份的2-氯-4-甲基磺酰苯胺、1～2份的二丙二醇甲醚；
第一携带液包括100～120份的原油、3～5份的脂肪醇聚氧乙烯醚、1～3份的十二烷基硫酸钠；
预处理液和第一携带液的混合比例为1:20～3:70。
作为优选，以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
步骤B中，第一堵水剂包括50～60份的水、20～30份的丙酮、15～20份的4-溴邻苯二甲酸、5～7份的溴代丙酮酸甲酯、10～12份的石英砂、3～5份的六次甲基四胺、5～10份的六氟戊二酸二乙酯、1～2份的4-丁氧基苯甲醛、2～5份的聚氧丙烯甘油醚；
第二携带液包括100～150份的原油、20～30份的亚氨基二乙酸、10～12份的乙二胺四乙酸二钠、10～15份的氯化钙；
第一堵水剂和第二携带液的混合比例为1:25～1:50。
作为优选，以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
步骤C中，第二堵水剂包括70～80份的水、20～25份的聚丙烯酰胺、10～15份的二烷基胺醇、5～10份的磷酸氢二钾、15～25份的对氨基苯甲醇、3～5份的2,5-二氯苯甲酸甲酯、9～15份的环丁烷甲酸乙酯；
第三携带液包括100～150份的原油、10～20份的乙醇；
第二堵水剂和第三携带液的混合比例为1:5～1:8。
作为优选，步骤A中，预处理混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的75%～85%，预处理混合溶液的温度保持在65℃～75℃。
作为优选，步骤B中，第一堵水剂混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的40%～50%，第一堵水剂混合溶液的温度保持在45℃～50℃。
作为优选，步骤C中，第二堵水剂混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的30%～40%，第二堵水剂混合溶液的温度保持在55℃～70℃。
采用上述技术方案所带来的有益效果在于：本发明首先使用预处理混合溶液对待处理的油井中各个油层的缝隙进行溶解清理，以提高堵水剂在油层缝隙中的凝结稳定性。第一堵水剂在注入油井后，会在各个油层内凝结成封堵层。第一堵水剂中含有的4-丁氧基苯甲醛和聚氧丙烯甘油醚对于第一堵水剂的凝结过程起到了延缓作用，并且可以在形成的封堵层中形成不稳定区域。在封堵后，通过24小时的采油作业，含油量较高油层中的封堵层绝大部分会被高压原油流溶解破坏，从而恢复畅通。含水量较高油层中的封堵层会在水流作用下出现部分区域的破裂、导通，剩余以溴代丙酮酸甲酯、石英砂和六氟戊二酸二乙酯为主的凝结基层。第二堵水剂中二烷基胺醇和对氨基苯甲醇对于第一堵水剂形成的凝结基层具有较强的络合能力，使得第二堵水剂可以快速在残留有凝结基层的韩数量较高油层中附着、凝结，从而实现了选择性堵水。2,5-二氯苯甲酸甲酯和环丁烷甲酸乙酯可以与聚丙烯酰胺形成稳定的交联结构，从而提高第二堵水剂形成的封堵层的稳定性。
本发明的堵水方法闭井时间短，对于正常生产影响小，而且近义词堵水作业后，增产效果持续时间长，降低了油田进行油井堵水作业的频次。
具体实施方式
实施例1
一种采油过程中油井的选择性堵水方法，其特征在于包括以下步骤：
A、使用第一携带液与预处理液进行混合，得到预处理混合溶液，将预处理混合溶液注入油井中；
B、使用第二携带液与第一堵水剂进行混合，得到第一堵水剂混合溶液，将第一堵水剂混合溶液注入油井中，闭井5小时，然后恢复采油作业24小时；
C、使用第三携带液与第二堵水剂进行混合，得到第二堵水剂混合溶液，将第二堵水剂混合溶液注入油井中，闭井12小时，完成堵水作业，正常开井采油。
以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
步骤A中，预处理液包括40份的二甲苯、10份的甲醇、12份的二乙二醇二乙酸酯、2份的4-甲氧基-2-甲基苯硼酸、7份的2-氯-4-甲基磺酰苯胺、1份的二丙二醇甲醚；
第一携带液包括100份的原油、3份的脂肪醇聚氧乙烯醚、2份的十二烷基硫酸钠；
预处理液和第一携带液的混合比例为1:20。
以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
步骤B中，第一堵水剂包括60份的水、30份的丙酮、15份的4-溴邻苯二甲酸、6份的溴代丙酮酸甲酯、12份的石英砂、4份的六次甲基四胺、8份的六氟戊二酸二乙酯、2份的4-丁氧基苯甲醛、5份的聚氧丙烯甘油醚；
第二携带液包括120份的原油、30份的亚氨基二乙酸、10份的乙二胺四乙酸二钠、14份的氯化钙；
第一堵水剂和第二携带液的混合比例为1:30。
以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
步骤C中，第二堵水剂包括75份的水、20份的聚丙烯酰胺、10份的二烷基胺醇、8份的磷酸氢二钾、22份的对氨基苯甲醇、5份的2,5-二氯苯甲酸甲酯、12份的环丁烷甲酸乙酯；
第三携带液包括100份的原油、10份的乙醇；
第二堵水剂和第三携带液的混合比例为1:6。
步骤A中，预处理混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的80%～85%，预处理混合溶液的温度保持在65℃～70℃。
步骤B中，第一堵水剂混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的45%～50%，第一堵水剂混合溶液的温度保持在45℃～50℃。
步骤C中，第二堵水剂混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的35%～40%，第二堵水剂混合溶液的温度保持在65℃～70℃。
实施例2
本实施例是在实施例1的基础上改进来的。第一携带液中还包括2份的硼酸三亚甲酯和1份的2,4-二甲基二苯甲酮。通过改进第一携带液的组份，可以有效提高预处理液在油层中的扩散均匀度，从而提高预处理液对于油层的溶解清理效果。
实施例3
本实施例是在实施例2的基础上改进来的。第二堵水剂中还包括3份的偶氮二异戊腈。偶氮二异戊腈可以提高聚丙烯酰胺在凝结物中的稳定性，减慢油料对于凝结物的侵蚀速度。
使用上述三个实施例在胜利油田东辛采油区的三口注水油井进行堵水作业，结果如下：
由上述数据可见，本发明所提供的堵水方法可以有效增加高含水量油井的产油量，且增产效果保持时间长。本发明作业时闭井时间短，增产周期长，可以有效提高油井的产油量。
上述描述仅作为本发明可实施的技术方案提出，不作为对其技术方案本身的单一限制条件。
Claims (4)
1.一种采油过程中油井的选择性堵水方法，其特征在于包括以下步骤：以下份数均为重量份数，比例为重量份数；
A、使用第一携带液与预处理液进行混合，得到预处理混合溶液，将预处理混合溶液注入油井中；
预处理液包括35～45份的二甲苯、10～15份的甲醇、10～15份的二乙二醇二乙酸酯、2～4份的4-甲氧基-2-甲基苯硼酸、5～8份的2-氯-4-甲基磺酰苯胺、1～2份的二丙二醇甲醚；
第一携带液包括100～120份的原油、3～5份的脂肪醇聚氧乙烯醚、1～3份的十二烷基硫酸钠；
预处理液和第一携带液的混合比例为1:20～3:70；
B、使用第二携带液与第一堵水剂进行混合，得到第一堵水剂混合溶液，将第一堵水剂混合溶液注入油井中，闭井5～8小时，然后恢复采油作业24小时；
第一堵水剂包括50～60份的水、20～30份的丙酮、15～20份的4-溴邻苯二甲酸、5～7份的溴代丙酮酸甲酯、10～12份的石英砂、3～5份的六次甲基四胺、5～10份的六氟戊二酸二乙酯、1～2份的4-丁氧基苯甲醛、2～5份的聚氧丙烯甘油醚；
第二携带液包括100～150份的原油、20～30份的亚氨基二乙酸、10～12份的乙二胺四乙酸二钠、10～15份的氯化钙；
第一堵水剂和第二携带液的混合比例为1:25～1:50；
C、使用第三携带液与第二堵水剂进行混合，得到第二堵水剂混合溶液，将第二堵水剂混合溶液注入油井中，闭井8～12小时，完成堵水作业，正常开井采油；
第二堵水剂包括70～80份的水、20～25份的聚丙烯酰胺、10～15份的二烷基胺醇、5～10份的磷酸氢二钾、15～25份的对氨基苯甲醇、3～5份的2,5-二氯苯甲酸甲酯、9～15份的环丁烷甲酸乙酯；
第三携带液包括100～150份的原油、10～20份的乙醇；
第二堵水剂和第三携带液的混合比例为1:5～1:8。
2.根据权利要求1所述的采油过程中油井的选择性堵水方法，其特征在于：步骤A中，预处理混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的75%～85%，预处理混合溶液的温度保持在65℃～75℃。
3.根据权利要求1所述的采油过程中油井的选择性堵水方法，其特征在于：步骤B中，第一堵水剂混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的40%～50%，第一堵水剂混合溶液的温度保持在45℃～50℃。
4.根据权利要求1所述的采油过程中油井的选择性堵水方法，其特征在于：步骤C中，第二堵水剂混合溶液的注入压力控制在油层破裂压力的30%～40%，第二堵水剂混合溶液的温度保持在55℃～70℃。
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