CN107011873B - 一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 - Google Patents
一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107011873B CN107011873B CN201710182623.9A CN201710182623A CN107011873B CN 107011873 B CN107011873 B CN 107011873B CN 201710182623 A CN201710182623 A CN 201710182623A CN 107011873 B CN107011873 B CN 107011873B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- chemical composition
- thermogenesis
- main agent
- catalyst
- time
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 64
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 title description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 47
- 230000035924 thermogenesis Effects 0.000 claims abstract description 45
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 41
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 40
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 37
- CSKNSYBAZOQPLR-UHFFFAOYSA-N benzenesulfonyl chloride Chemical compound ClS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 CSKNSYBAZOQPLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 22
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 16
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 16
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000000476 thermogenic effect Effects 0.000 claims description 8
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 6
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 21
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 2
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 238000007171 acid catalysis Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N ammonium nitrite Chemical compound [NH4+].[O-]N=O CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000002595 cold damage Effects 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K5/00—Heat-transfer, heat-exchange or heat-storage materials, e.g. refrigerants; Materials for the production of heat or cold by chemical reactions other than by combustion
- C09K5/16—Materials undergoing chemical reactions when used
- C09K5/18—Non-reversible chemical reactions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
本发明提供一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法。该可调延时生热化学组合物的原料组分包括主剂和催化剂，主剂包括氯化铵、亚硝酸钠、碳酸氢钠和水；催化剂包括苯磺酰氯；主剂中弱碱的添加量为保证可调延时生热化学组合物中，在苯磺酰氯水解过程中，pH值大于3。该可调延时生热化学组合物，其在施工过程中根据组成物配方的不同配比，能够控制生热反应的引发时间，使可调延时生热化学组合物在完全注入地层后生热反应才发生，避免了现有技术中化学生热体系快速反应而给施工带来极大的安全隐患，并且能够有效解堵清蜡，提高油产量。
Description
技术领域
本发明属于油田开发领域，涉及一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法。
背景技术
在油气田生产过程中，由于地层或环境温度低常常会给开采带来一些不利因素，例如地层及井筒的结蜡、水力压裂对地层的冷伤害等都会使得井筒周围地层结蜡，造成地层渗透率降低，开采难度增大，开采成本增加。现场结合实际试用了很多加热的方法来解决这方面的问题，如注蒸汽开采稠油、热水循环清蜡、电加热解堵等。这些方法由于工艺复杂、成本较高等因素限制了其应用，并逐步被一些就地化学生热体系所取代。这些化学生热体系是利用一种或几种水溶性药剂反应生成的化学热来加热近井地带，从而达到解堵清蜡的目的。
目前常用的三种化学生热体系为：(1)亚硝酸盐与氯化铵生热体系，(2)过氧化氢生热体系，和(3)铬酐-多羟基醛氧化生热体系。其中过氧化氢生热体系，和铬酐 -多羟基醛氧化生热体系由于产生热量少，安全性差，价格高较少使用；亚硝酸钠和氯化铵是价廉易得的普通化学试剂，在酸催化条件下反应产生大量的热和气体，在现场应用较多。
在实际生产施工中，亚硝酸钠和氯化铵 反应，必须使用中等强度以上的酸，该反应才会发生。目前使用的催化剂主要为盐酸、草酸等。这些催化剂按一定重量比与反应体系混合后，一般很快引起反应，虽然能达到预期目的，但是却会发生在施工过程中反应情况，给施工带来极大的安全隐患。
发明内容
为了解决现有技术中存在的问题，本发明的目的在于提供一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法，其在施工过程中根据组成物配方的不同配比，能够控制生热反应的引发时间，能够控制生热反应的引发时间，使可调延时生热化学组合物在完全注入地层后生热反应才发生，避免了现有技术中化学生热体系快速反应而给施工带来极大的安全隐患，并且能够有效解堵清蜡，提高油产量。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
本发明提供一种可调延时生热化学组合物，其原料组分包括主剂和催化剂，所述主剂包括氯化铵、亚硝酸钠、弱碱和水；所述催化剂包括苯磺酰氯；
所述主剂中弱碱的添加量为保证所述可调延时生热化学组合物中，在苯磺酰氯水解过程中，pH值大于3。
上述可调延时生热化学组合物中，用于生热的主要原料来自于氯化铵和亚硝酸钠，本发明可调延时生热化学组合物主剂中的氯化铵和亚硝酸胺的添加量根据实际使用时需要产生的热量情况适当调整，主剂添加量不易过少和过多，过少会使得热量不足，过多不溶解又会影响到泵送施工及容易堵塞地层。
上述可调延时生热化学组合物中，优选地，所述主剂中弱碱的添加量为保证所述可调延时生热化学组合物中，在苯磺酰氯水解过程中，pH值大于5。
上述可调延时生热化学组合物中，弱碱目的在于消耗苯磺酰氯水解后生成的酸，保证体系pH值大于3，优选大于5，当pH值大于5时，主剂不反应。延时时间越长，弱碱浓度越大。弱碱最大浓度以苯磺酰氯完全水解，与弱碱中和后的pH值确定。待所述苯磺酰氯完全水解后，所述可调延时生热化学组合物的pH值小于3，以便使主剂迅速反应，由此控制延时时间。
上述可调延时生热化学组合物中，优选地，以可调延时生热化学组合物总质量百分比浓度为100％计，
所述主剂包括16％-20％的氯化铵、20％-25％的亚硝酸钠、1.2％-2.1％的弱碱和48％-50％的水；
所述催化剂包括3.5％-4.3％的苯磺酰氯；
其中，各成分质量百分比浓度之和为100％。
上述可调延时生热化学组合物中，优选地，所述催化剂中还加入有机溶剂，所述有机溶剂的质量浓度不超过所述苯磺酰氯的质量浓度的5倍。有机溶剂的作用为降低催化剂中苯磺酰氯在相界面的接触量，它本身不会消耗苯磺酰氯产生的酸。在实际使用时由于催化剂被稀释，可能导致催化剂被其他物质消耗，因此，有机溶剂浓度不宜超过苯磺酰氯浓度的五倍；更加优选地，以可调延时生热化学组合物总质量百分比浓度为100％计，所述有机溶剂的含量为1％-8.5％。
上述可调延时生热化学组合物中，主剂中各成分的用量及主剂与催化剂之间的比例用量根据现场实际情况进行确定。
上述可调延时生热化学组合物中，优选地，以可调延时生热化学组合物总质量百分比浓度为100％计，
所述主剂包括16％-20％的氯化铵、20％-25％的亚硝酸钠、1.2％-2.1％的弱碱和48％-50％的水；
所述催化剂包括3.5％-4.3％的苯磺酰氯和1％-8.5％的有机溶剂。
上述可调延时生热化学组合物中，优选地，所述有机溶剂为能够溶解苯磺酰氯的有机溶剂，优选地，所述有机溶剂可以包括甲苯、二甲苯、十二醇和柴油等中的一种或多种的组合。
上述可调延时生热化学组合物中，优选地，所述弱碱为能够可溶于水，但是不溶于甲苯等的有机溶剂的弱碱，优选地，所述弱碱可以包括碳酸氢钠和/或三乙醇胺。
本发明还提供上述可调延时生热化学组合物在油气田生产中进行解堵清蜡的方法，其包括以下步骤：
将氯化铵、亚硝酸钠、弱碱和水混合配制成主剂；
将苯磺酰氯配制成催化剂；
将主剂与催化剂混合，通过泵注入井内施工，施工完成后关井处理，然后进行放压，待压力归零后，洗井恢复生产。
上述方法中，优选地，其包括以下步骤：
将氯化铵、亚硝酸钠、弱碱和水混合配制成主剂；
将苯磺酰氯和有机溶剂混合配制成催化剂；
将主剂与催化剂混合，通过泵注入井内施工，施工完成后关井处理，然后进行放压，待压力归零后，洗井恢复生产。
上述方法中，优选地，施工时间为90-95min。
上述方法中，优选地，关井时间为2-3h。
上述方法中，施工时间是指将本发明可调延时生热化学组合物完全注入地层所用的时间。关井时间是按照井口压力确定，当井底可调延时生热化学组合物完全反应后，井口压力逐渐降低，再预留半个小时的安全时间确定的。实际操作时，为安全起见，必须使关井时间大于施工时间。
本发明提供的可调延时生热化学组合物是利用苯磺酰氯遇水水解生成强酸，酸引发主剂反应生热，由于苯磺酰氯不溶于水，所以反应只在相界面反应，反应速度较慢，使主剂中酸浓度逐渐升高。本发明利用主剂中的碳酸氢钠等弱碱中和逐步生成的酸，使主剂pH值保持不变，延长主剂的引发时间。本发明中弱碱和有机溶剂的目的在于调节引发时间，即延缓体系pH值降低。
本发明提供的可调延时生热化学组合物中，甲苯等有机溶剂可以稀释苯磺酰氯，降低苯磺酰氯在相界面的接触浓度，从而降低苯磺酰氯的水解速度，延长主剂的引发时间。
本发明提供的可调延时生热化学组合物，其在施工过程中根据组成物配方的不同配比，能够控制生热反应的引发时间，使可调延时生热化学组合物在完全注入地层后生热反应才发生，避免了现有技术中化学生热体系快速反应而给施工带来极大的安全隐患，并且能够有效解堵清蜡，提高油产量。
附图说明
图1为本发明实施例2制备的可调延时生热化学组合物井内施工监控井口压力曲线图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供一种可调延时生热化学组合物，其原料组分包括主剂和催化剂，所述主剂包括氯化铵、亚硝酸钠、碳酸氢钠和水；所述催化剂包括苯磺酰氯和甲苯。
2006年8月对沈阳油田静35-32-36井进行解堵施工，施工井段1608.1-1677.0米，共16.3米/4层。施工时采用10方搅拌罐配制，一共配制该可调延时生热化学组合物 35吨。
本实施例主剂和催化剂具体配制如表1和表2所示。
表1
表2
本实施例还提供可调延时生热化学组合物在油气田生产中进行解堵清蜡的方法，其包括以下步骤：
按照表1主剂的配方将氯化铵、亚硝酸钠、碳酸氢钠和水混合配制成主剂；
按照表2催化剂的配方将苯磺酰氯和甲苯混合配制成催化剂；
将主剂与催化剂混合，通过泵注入井内，施工时间为90min，施工完成后关井3h，然后进行放压，待压力归零后，洗井恢复生产。
通过本实施例的解堵施工，油井近井地带蜡堵有效解除，该井措施前日产液2.3t，日产油1.6t，含水30％。措施后日产液11.2t，产油2.7t，含水76％。措施有效期320 天，累增油300t。
实施例2
本实施例提供一种可调延时生热化学组合物，其原料组分包括主剂和催化剂，所述主剂包括氯化铵、亚硝酸钠、三乙醇胺和水；所述催化剂包括苯磺酰氯和十二醇。
2006年6月对静35块30-32井进行油套环空注可调延时生热化学组合物进行热化学解堵施工，施工层位1558.9-1605.1米，共19.6米/4层，该井原油含胶质沥青质 26.5％，含蜡量35.3％，地温47度。共配制药剂30方，重37吨。
本实施例主剂和催化剂具体配制如表3和表4所示。
表3
表4
本实施例还提供可调延时生热化学组合物在油气田生产中进行解堵清蜡的方法，其包括以下步骤：
按照表1主剂的配方将氯化铵、亚硝酸钠、三乙醇胺和水混合配制成主剂；
按照表2催化剂的配方将苯磺酰氯和十二醇混合配制成催化剂；
将主剂与催化剂混合，通过泵注入井内，当施工时间为95min，累计注入药剂27方，因压力上升，开始替水。施工完成后关井2h，然后进行放压，待压力归零后，洗井恢复生产。施工监控井口压力曲线图如图1所示。
通过本实施例的解堵施工，油井近井地带蜡堵有效解除，油井近井地带蜡堵有效解除，该井措施前日产液2.1t，日产油1.4t，含水33％。措施后日产液8.4t，产油3.4t，含水60％。措施有效期200天，累增油370t。
实施例3
本实施例提供一种可调延时生热化学组合物，其原料组分包括主剂和催化剂，所述主剂包括氯化铵、亚硝酸钠、三乙醇胺和水；所述催化剂包括苯磺酰氯和甲苯。
本实施例主剂和催化剂具体配制如表5和表6所示。
表5
表6
| 序号 | 催化剂 | 质量浓度％ | 质量g | 摩尔数mol |
| 5 | 苯磺酰氯 | 4.25 | 63.15 | 0.37 |
| 6 | 十二醇 | 1.08 | 16.32 | 1.08 |
将本实施例进行室内实验测试。采用自来水配制1500g溶液，水浴加热至30℃。使用电动搅拌200r/min进行实验。
按照表5和表6中各组分的比例，首先将氯化铵与水混合，然后加入三乙醇胺，然后再加入亚硝酸钠，搅拌均匀；将苯磺酰氯和十二醇混合均匀后加入上述溶液中，使用电动搅拌机于200r/min一直搅拌，溶液始终在30℃水浴中进行，观察溶液现象，并测试溶液温度，4h43min后，开始有气泡产生，停止搅拌，此时溶液温度为60℃，反应仍然继续迅速进行，并产生大量气泡和黄褐色蒸汽，5min后，溶液温度达到最高105℃，随后溶液逐渐平稳，反应结束；12min后，溶液温度降至45℃。
综上所述，本发明提供的可调延时生热化学组合物，其在施工过程中根据组成物配方的不同配比，能够控制生热反应的引发时间，使可调延时生热化学组合物在完全注入地层后生热反应才发生，避免了现有技术中化学生热体系快速反应而给施工带来极大的安全隐患，并且能够有效解堵清蜡，提高油产量。
Claims (10)
1.一种可调延时生热化学组合物，其原料组分包括主剂和催化剂，所述主剂包括氯化铵、亚硝酸钠、弱碱和水；所述催化剂包括苯磺酰氯；
所述主剂中弱碱的添加量为保证所述可调延时生热化学组合物中，在苯磺酰氯水解过程中，pH值大于5；
所述弱碱包括碳酸氢钠和/或三乙醇胺。
2.根据权利要求1所述的可调延时生热化学组合物，其特征在于：以可调延时生热化学组合物总质量百分比浓度为100％计，
所述主剂包括16％-20％的氯化铵、20％-25％的亚硝酸钠、1.2％-2.1％的弱碱和48％-50％的水；
所述催化剂包括3.5％-4.3％的苯磺酰氯；
其中，各成分质量百分比浓度之和为100％。
3.根据权利要求1或2所述的可调延时生热化学组合物，其特征在于：所述催化剂中还加入有机溶剂，所述有机溶剂的质量浓度不超过所述苯磺酰氯的质量浓度的5倍。
4.根据权利要求3所述的可调延时生热化学组合物，其特征在于：以可调延时生热化学组合物总质量百分比浓度为100％计，所述有机溶剂的含量为1％-8.5％。
5.根据权利要求4所述的可调延时生热化学组合物，其特征在于：以可调延时生热化学组合物总质量百分比浓度为100％计，
所述主剂包括16％-20％的氯化铵、20％-25％的亚硝酸钠、1.2％-2.1％的弱碱和48％-50％的水；
所述催化剂包括3.5％-4.3％的苯磺酰氯和1％-8.5％的有机溶剂。
6.根据权利要求4或5所述的可调延时生热化学组合物，其特征在于：所述有机溶剂包括甲苯、二甲苯、十二醇和柴油中的一种或多种的组合。
7.权利要求1-6任一项所述的可调延时生热化学组合物在油气田生产中进行解堵清蜡的方法，其包括以下步骤：
将氯化铵、亚硝酸钠、弱碱和水混合配制成主剂；
将苯磺酰氯配制成催化剂；
将主剂与催化剂混合，通过泵注入井内施工，施工完成后关井处理，然后进行放压，待压力归零后，洗井恢复生产。
8.根据权利要求7所述方法，其包括以下步骤：
将氯化铵、亚硝酸钠、弱碱和水混合配制成主剂；
将苯磺酰氯和有机溶剂混合配制成催化剂；
将主剂与催化剂混合，通过泵注入井内施工，施工完成后关井处理，然后进行放压，待压力归零后，洗井恢复生产。
9.根据权利要求7或8所述的方法，其特征在于：施工时间为90-95min。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于：关井时间为2-3h。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710182623.9A CN107011873B (zh) | 2017-03-24 | 2017-03-24 | 一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710182623.9A CN107011873B (zh) | 2017-03-24 | 2017-03-24 | 一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107011873A CN107011873A (zh) | 2017-08-04 |
| CN107011873B true CN107011873B (zh) | 2019-12-10 |
Family
ID=59445416
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710182623.9A Active CN107011873B (zh) | 2017-03-24 | 2017-03-24 | 一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107011873B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109281643B (zh) * | 2018-10-11 | 2021-09-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 延缓自生热体系及其制备方法 |
| CN111732943B (zh) * | 2020-07-02 | 2022-07-29 | 西安石油大学 | 一种定点式自放热清蜡球及其制备工艺 |
| CN111808590B (zh) * | 2020-08-12 | 2022-07-29 | 延安市永科石油工程技术服务有限公司 | 一种常温下快速反应的环保增能油、水井解堵剂 |
| US12006794B1 (en) | 2023-03-08 | 2024-06-11 | Saudi Arabian Oil Company | Thermochemical fluid injection to prevent cool front invasion in CO2 geothermal reservoirs |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1273997A (zh) * | 1999-05-17 | 2000-11-22 | 王素君 | 采用化学剂清除油井结蜡的方法 |
| CN1995269A (zh) * | 2006-12-18 | 2007-07-11 | 辽河石油勘探局 | 一种解除油井近井地带有机物堵塞的化学配方工艺 |
| CN102994061A (zh) * | 2012-12-19 | 2013-03-27 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 热水分注深井高凝蜡清蜡剂 |
| CN104017556A (zh) * | 2014-06-26 | 2014-09-03 | 中国石油大学(华东) | 一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用 |
| CN106350050A (zh) * | 2016-07-29 | 2017-01-25 | 中国石油大学(华东) | 基于亚硝酸钠/氯化铵的自生热体系的反应调控方法及其应用 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8962536B2 (en) * | 2010-12-17 | 2015-02-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Heat generating system for enhancing oil recovery |
-
2017
- 2017-03-24 CN CN201710182623.9A patent/CN107011873B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1273997A (zh) * | 1999-05-17 | 2000-11-22 | 王素君 | 采用化学剂清除油井结蜡的方法 |
| CN1995269A (zh) * | 2006-12-18 | 2007-07-11 | 辽河石油勘探局 | 一种解除油井近井地带有机物堵塞的化学配方工艺 |
| CN102994061A (zh) * | 2012-12-19 | 2013-03-27 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | 热水分注深井高凝蜡清蜡剂 |
| CN104017556A (zh) * | 2014-06-26 | 2014-09-03 | 中国石油大学(华东) | 一种自生热泡沫体系及其制备方法与应用 |
| CN106350050A (zh) * | 2016-07-29 | 2017-01-25 | 中国石油大学(华东) | 基于亚硝酸钠/氯化铵的自生热体系的反应调控方法及其应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN107011873A (zh) | 2017-08-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107011873B (zh) | 一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 | |
| US10989030B2 (en) | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants | |
| EP3371272B1 (en) | Triggering an exothermic reaction for reservoirs using microwaves | |
| US10954432B2 (en) | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents | |
| US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| US20170073571A1 (en) | Methods and systems for controllably generating heat and/or nitrogen gas in subterranean and pipeline operations | |
| US20130126169A1 (en) | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation | |
| CN103421478B (zh) | 一种用于砂岩储层注水井的复合解堵增注剂的制备方法 | |
| CN105199706A (zh) | 一种适用于聚合物压裂液体系的有机锆交联剂及其制备方法 | |
| CN106433601A (zh) | 一种海水基压裂液用交联剂及其制备方法和应用 | |
| CN112272731A (zh) | 对油藏进行热化学处理的方法 | |
| CN103525393B (zh) | 一种速溶型酸液稠化剂及其制备方法与应用 | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CN108071378B (zh) | 一种适用于致密油气藏的co2泡沫压裂方法 | |
| CN111849451A (zh) | 一种峰值温度可控自生热压裂液及其制备方法与应用 | |
| CN1995269A (zh) | 一种解除油井近井地带有机物堵塞的化学配方工艺 | |
| CN107974246A (zh) | 一种耐高温交联酸体系、制备方法及应用 | |
| EP3262135B1 (en) | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage | |
| CN102504779A (zh) | 用于稠油吞吐井堵水的石蜡松香堵水剂及堵水施工方法 | |
| CN107502332A (zh) | 地面交联酸交联剂及其制备方法 | |
| US20160009984A1 (en) | Novel viscous fluids systems from produced and flow back waters | |
| CN106566504B (zh) | 一种无伤害中和酸油、水井解堵剂及其使用工艺 | |
| RU2813270C1 (ru) | Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| CN117386330A (zh) | 一种海上稠油热采井近井反相乳化带高效解除方法 | |
| CN111394079A (zh) | 一种油田微胶囊非酸自生热解堵剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |