CN113249105A - 聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法 - Google Patents
聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113249105A CN113249105A CN202110658722.6A CN202110658722A CN113249105A CN 113249105 A CN113249105 A CN 113249105A CN 202110658722 A CN202110658722 A CN 202110658722A CN 113249105 A CN113249105 A CN 113249105A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- reaction kettle
- dissolving agent
- stratum
- temperature
- flooding
- 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.)
- Pending
Links
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 title claims abstract description 38
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 124
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 101
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 83
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 35
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 35
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims abstract description 32
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- YUAXLYYGNPOOKU-UHFFFAOYSA-N OP(=O)=CC(=O)O Chemical compound OP(=O)=CC(=O)O YUAXLYYGNPOOKU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- SQKOOOSPGWXVRN-WJXVXWFNSA-N C(=O)(O)CN([C@@H](C)C(=O)O)CC(=O)O.[Na].[Na].[Na] Chemical compound C(=O)(O)CN([C@@H](C)C(=O)O)CC(=O)O.[Na].[Na].[Na] SQKOOOSPGWXVRN-WJXVXWFNSA-N 0.000 claims abstract description 19
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229920002253 Tannate Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims abstract description 10
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 66
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 27
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 25
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 17
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 claims description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 13
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 13
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 13
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical group [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-O triethylammonium ion Chemical compound CC[NH+](CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 8
- 101710130006 Beta-glucanase Proteins 0.000 claims description 4
- 108010059892 Cellulase Proteins 0.000 claims description 4
- 101000922002 Conus purpurascens Conotoxin p5a Proteins 0.000 claims description 4
- 108010001817 Endo-1,4-beta Xylanases Proteins 0.000 claims description 4
- 101000924311 Homo sapiens Desmoglein-3 Proteins 0.000 claims description 4
- 101001133631 Lysinibacillus sphaericus Penicillin acylase Proteins 0.000 claims description 4
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical group C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 4
- 229940106157 cellulase Drugs 0.000 claims description 4
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 4
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 4
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 claims description 4
- LRWZZZWJMFNZIK-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-3-methyloxirane Chemical compound CC1OC1Cl LRWZZZWJMFNZIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N dodecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCO LQZZUXJYWNFBMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000002636 imidazolinyl group Chemical group 0.000 claims 1
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- OTYYBJNSLLBAGE-UHFFFAOYSA-N CN1C(CCC1)=O.[N] Chemical compound CN1C(CCC1)=O.[N] OTYYBJNSLLBAGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- JDWPDZLCSRBZPY-SQGDDOFFSA-N C(=O)(O)C(C(=O)O)N[C@@H](C)C(=O)O.[Na].[Na].[Na] Chemical compound C(=O)(O)C(C(=O)O)N[C@@H](C)C(=O)O.[Na].[Na].[Na] JDWPDZLCSRBZPY-SQGDDOFFSA-N 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 31
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 23
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 19
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 14
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 8
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 7
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229910000926 A-3 tool steel Inorganic materials 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 2
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 2
- 239000008274 jelly Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- AQLJVWUFPCUVLO-UHFFFAOYSA-N urea hydrogen peroxide Chemical compound OO.NC(N)=O AQLJVWUFPCUVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N Magnesium peroxide Chemical compound [Mg+2].[O-][O-] SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N Succinic aldehyde Chemical compound O=CCCC=O PCSMJKASWLYICJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N acetaldehyde Chemical compound [14CH]([14CH3])=O IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 1
- 229940078916 carbamide peroxide Drugs 0.000 description 1
- CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N carbon carbon Chemical compound C.C CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 229910000939 field's metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960004995 magnesium peroxide Drugs 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 description 1
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 238000007348 radical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N sodium peroxide Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][O-] PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
本发明公开了聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：S1、按比例分别称取氮甲基吡咯烷酮、硅酸钠、2‑羟基磷酰基乙酸、N，N‑二羧甲基丙氨酸三钠、单宁酸钾、余量的去离子水；S2、开启反应釜并加入去离子水；S3、将氮甲基吡咯烷酮加入反应釜中，开启搅拌装置进行搅拌；S4、将硅酸钠和2‑羟基磷酰基乙酸依次加入反应釜中，继续搅拌；S5、将N，N‑二羧甲基丙氨酸三钠加入反应釜中，连续搅拌；S6、将单宁酸钾加入反应釜中，并搅拌均匀；S7、反应结束后，自然冷却至常温，即得所需快速溶解剂；本发明工艺设计合理，所得快速溶解剂现场施工过程安全性高，应用前景十分广阔。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学助剂技术领域，具体是涉及聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法。
背景技术
近年来，我国石油探明储量80%以上为低渗透、特低渗和超低渗透油藏，储层物性差、孔隙度渗透率低、纵向和平面非均质性强和微裂缝发育，勘探难度大、水驱动用程度低，注水开发存在见效即见水，水驱不均程度严重，探明地质储量采出8-10%，含水率高达60%以上，相比中高渗油田相同可采程度时含水率仅为40%以下，低渗透油田低采出程度高含水的问题十分严重，因此堵水调驱显得日趋紧迫。我国东部中高渗油藏水驱不均，改善水驱效果为达到控水稳油的目的，通常采用聚合物驱、延迟交联聚合物凝胶或冻胶、水膨体颗粒进行调驱或调堵来改变深部液流方向，实现控水增油的效果。然而低渗透、特低渗透和超低渗透油藏并不适用上述方法来进行调驱调堵，近年来通过技术攻关，开发出预交联聚丙烯颗粒型调驱剂，如纳微米级的聚合物微球和微米级凝胶颗粒堵剂，在低渗透、特低渗和部分超低渗透油藏取得较好的控水稳油甚至增油的效果，随着其规模推广和多轮次的调剖调驱，部分井出现了注入压力上升幅度大、甚至发生了欠注和注不进的问题，常规的酸化压裂解堵增注效果差、有效期短，措施后注入压力下降不明显，平均有效期不足30天。
针对聚合物驱、凝胶或冻胶、体膨颗粒调剖调驱造成的注入井高压欠注，东部中高渗油田通常采用强氧化剂解堵体系进行解除这类有机聚合物堵塞。公开号CN110819326A其配方采用A剂和B剂反应产生氧化剂对聚合物进行降解和破胶作用，A剂主要为常见的过氧类化合物如过氧化脲、过氧化钠和过氧化镁等具有强氧化性物质，B剂为激活剂以酸为主要成分。公开号CN101928557A一种聚合物凝胶调剖剂用解堵剂，其配方的主要成分为双氧水和工业盐酸，复配比例为15%双氧水和15%的盐酸，或者7.5%双氧水和22.5%的盐酸；这两种物质都属强腐蚀性危险化学品。公开号CN105219366A一种聚合物化学解堵剂，其配方主要为固体氧化剂过氧化尿素，催化剂为甲酸、乙酸等有机无机酸物质，解吸剂为尿素、乙醇胺等物质，渗透剂为非离子表面活性剂脂肪族聚氧乙烯醚，铁离子稳定剂为柠檬酸、次氮基三乙酸或乙二胺四乙酸等螯合剂，缓蚀剂为甲醛、乙醛、戊二醛或丁二醛等物质。
目前，微米级和纳米级的交联聚丙烯酰胺微球在低渗透油藏调剖调驱得到很好的应用，常规的酸化压裂措施效果不佳、处理半径小。参考东部中高渗油田注聚合物堵塞治理思路采用强氧化剂解堵的话，大面积采用存在极大的安全风险。强氧化剂这类物质在运输、存储、现场施工过称中稳定性差、反应速率快、能够解堵作用的距离有限，更重要的是存在火灾、爆炸和强腐蚀性安全风险，对在油气现场施工安全要求极其苛刻。因此，研发一种能够解决聚合物微球堵塞的又没有安全风险的溶解剂显得十分需要。
发明内容
针对上述存在的技术问题，本发明提供了能够显著提高油井产能的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法。
本发明的技术方案为：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮30-50%、硅酸钠3-5%、2-羟基磷酰基乙酸2-6%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠5-10%、单宁酸钾1-3%、余量的去离子水；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为25-35℃，恒温保持4-10min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮缓慢加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置连续搅拌8-12min，温度控制在30-40℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次加入反应釜中，连续搅拌5-8min，温度控制在30-40℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠缓慢加入反应釜中，连续搅拌6-10min，将温度升至45-55℃，并恒温保持5-12min；
S6、将单宁酸钾逐步加入反应釜中，控制温度为34-50℃，恒温保持20-45min；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
进一步地，步骤S6结束后，按重量百分比计，向反应釜中加入1-5%的表面活性剂，并搅拌均匀；通过加入表面活性剂，能够改善渗流通道岩石表面的润湿性，以提高溶解剂在地层中的渗透性。
进一步地，表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵，其制备方法为：1）将丙三醇和环氧氯丙烷按照体积比1:1加入反应釜中，然后以15-45rad/min的搅拌速率搅拌处理5-8min，最后将反应釜升温至80-125℃，得物料A；2）向物料A中加入其体积15-25%的去离子水和三乙铵，搅拌均匀后加热至90-130℃，反应0.5-2h，自然冷却至室温后得到物料B；其中，去离子水和三乙铵的体积比为1:1；3）将物料B稀释至活性物含量达28-32％，然后用浓盐酸调节其pH值为6-8，即得十六烷基三甲基氯化铵表面活性剂；通过上述方法制备的表面活性剂能够最大限度的接触堵塞地层深处的聚合物堵塞物质，而且不会对地层造成负担。
进一步地，步骤S3-S6中，各物料的加入速度均为5-10L/min。
进一步地，步骤S3-S5中，搅拌装置的搅拌速度均为50-100rad/min；通过控制物料的加入速度以及搅拌速率，能够有效促进物料间的反应速率，提高所需快速溶解剂的产率。
进一步地，步骤S1中，按质量百分比计，还包括0.1-0.5%的缓蚀剂，缓蚀剂为吡啶季铵盐和咪唑啉季铵盐按照体积比1:1-3组成的混合物，通过添加以上配比的缓蚀剂，能够降低快速溶解剂对油井井筒的腐蚀，提高快速溶解剂的操作安全性。
进一步地，步骤S6结束后，按重量百分比计，向反应釜中加入1-3%的复合生物酶，复合生物酶由纤维素酶、β-葡聚糖酶、木聚糖酶和PVA降解酶按照体积比1:2:1:3混合而成；通过向快速溶解剂中添加以上配比的复合生物酶能够对油井堵塞地层中的堵塞物进行剥落、螯合和解除；清除生产层道和管内的积垢，建立新的孔隙和流道，恢复和增大油气流渗透率，激发油井的产油量。
进一步地，步骤S1中硅酸钠为超纯硅酸钠，其制备方法为：1）粉煤灰和碳酸钠粉体按照体积比1:1混合均匀，然后置入烧结炉中在500-800℃条件下焙烧处理1-1.5h，得到物料C；2）向物料C中加入其总体积2-4倍的去离子水，在30-40KHz、50-100W条件下超声处理15-35min，静置后过滤，得到物料D；3）对物料D进行减压浓缩，过滤处理后，粉碎处理，即得所需超纯硅酸钠，通过以上方法制备的超纯硅酸钠其界面的物理和化学性能的目的均得到了进一步地提升，从而有效提高了快速溶解剂对于油层堵塞物的溶解效果。
进一步地，利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为15-30%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应4-8h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：本发明的基本原理是采用能够溶解聚合物和树脂的溶剂来溶解分散高分子聚合物，然后利用螯合分散剂对金属离子交联剂的金属离子进行螯合使其失去交联作用，打断聚合物分子之间的交联作用，有机溶剂进步溶解分散聚合物分子，最后利用自由基反应使碳碳长链高分子进一步水解断裂形成小分子溶于水溶液中，使聚合物微球团聚产物破解分散失去封堵能力疏通地层孔道实现地层解堵目的。
本发明的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂，不含有常规溶解剂中的强氧化剂和酸性物质，具有非常高的安全性，对管柱腐蚀性低远低于油田酸化解堵的酸液体系的腐蚀性，可以作为在线连续加入或者长期加入实现深部解堵；同时，本发明的溶解剂溶解能力强，对于目前的聚合物微球、PEG凝胶颗粒都有很好的溶解分散能力，持续溶解能力时间长，反应时间越长溶解离散越好；本发明的溶解剂在常温条件下就有较好的溶解分散作用，属非危险化学药品，在存储、运输、现场施工过程安全性高，应用前景十分广阔。
附图说明
图1是本发明的聚合物微球在溶解剂的分散作用下裂解示意图；
图2是本发明的聚合物微球老化团聚物在水中不容解分散呈半流动固体；
图3是本发明的聚合物微球老化团聚物在溶解剂中溶解48小时后的分散状态示意图；
图4是本发明的聚合物微球老化团聚物通过滤纸过滤后团聚物的残留固体示意图。
具体实施方式
实施例1：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮30%、硅酸钠3%、2-羟基磷酰基乙酸2%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠5%、单宁酸钾1%、余量的去离子水；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为25℃，恒温保持4min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以5L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以50rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，温度控制在30℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以5L/min的加入速度加入反应釜中，以50rad/min的搅拌速度连续搅拌5min，温度控制在30℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以5L/min的加入速度加入反应釜中，以50rad/min的搅拌速度连续搅拌6min，将温度升至45℃，并恒温保持5min；
S6、将单宁酸钾以5L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为50℃，恒温保持20min；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为15%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应4h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
实施例2：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮40%、硅酸钠4%、2-羟基磷酰基乙酸4%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠8%、单宁酸钾5%、余量的去离子水；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为30℃，恒温保持8min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以7L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以78rad/min的搅拌速度连续搅拌10min，温度控制在35℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以8L/min的加入速度加入反应釜中，以78rad/min的搅拌速度连续搅拌7min，温度控制在36℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以8L/min的加入速度加入反应釜中，以80rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，将温度升至50℃，并恒温保持9min；
S6、将单宁酸钾以8L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为45℃，恒温保持35min；然后按重量百分比计，向反应釜中加入1%的表面活性剂，并搅拌均匀；通过加入表面活性剂，能够改善渗流通道岩石表面的润湿性，以提高溶解剂在地层中的渗透性；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为23%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应5h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
实施例3：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮50%、硅酸钠5%、2-羟基磷酰基乙酸6%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠10%、单宁酸钾3%、余量的去离子水；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为35℃，恒温保持10min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以10L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌12min，温度控制在40℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，温度控制在40℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌10min，将温度升至55℃，并恒温保持12min；
S6、将单宁酸钾以10L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为50℃，恒温保持45min；然后按重量百分比计，向反应釜中加入5%的表面活性剂，并搅拌均匀；通过加入表面活性剂，能够改善渗流通道岩石表面的润湿性，以提高溶解剂在地层中的渗透性；表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵，其制备方法为：1）将丙三醇和环氧氯丙烷按照体积比1:1加入反应釜中，然后以15rad/min的搅拌速率搅拌处理5min，最后将反应釜升温至80℃，得物料A；2）向物料A中加入其体积15%的去离子水和三乙铵，搅拌均匀后加热至90℃，反应0.5h，自然冷却至室温后得到物料B；其中，去离子水和三乙铵的体积比为1:1；3）将物料B稀释至活性物含量达28％，然后用浓盐酸调节其pH值为6，即得十六烷基三甲基氯化铵表面活性剂；通过上述方法制备的表面活性剂能够最大限度的接触堵塞地层深处的聚合物堵塞物质，而且不会对地层造成负担；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为30%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应8h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
实施例4：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮30%、硅酸钠3%、2-羟基磷酰基乙酸2%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠5%、单宁酸钾1%、缓蚀剂0.1%、余量的去离子水；其中，缓蚀剂为吡啶季铵盐和咪唑啉季铵盐按照体积比1:1组成的混合物，通过添加以上配比的缓蚀剂，能够降低快速溶解剂对油井井筒的腐蚀，提高快速溶解剂的操作安全性；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为25℃，恒温保持4min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以5L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以50rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，温度控制在30℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以5L/min的加入速度加入反应釜中，以50rad/min的搅拌速度连续搅拌5min，温度控制在30℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以5L/min的加入速度加入反应釜中，以50rad/min的搅拌速度连续搅拌6min，将温度升至45℃，并恒温保持5min；
S6、将单宁酸钾以5L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为34℃，恒温保持20-45min；
S7：反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为15%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应4h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
实施例5：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮50%、硅酸钠5%、2-羟基磷酰基乙酸6%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠10%、单宁酸钾3%、余量的去离子水；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为35℃，恒温保持10min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以10L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌12min，温度控制在40℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，温度控制在40℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌10min，将温度升至55℃，并恒温保持12min；
S6、将单宁酸钾以10L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为50℃，恒温保持45min；然后按重量百分比计，向反应釜中加入1%的复合生物酶，复合生物酶由纤维素酶、β-葡聚糖酶、木聚糖酶和PVA降解酶按照体积比1:2:1:3混合而成；通过向快速溶解剂中添加以上配比的复合生物酶能够对油井堵塞地层中的堵塞物进行剥落、螯合和解除；清除生产层道和管内的积垢，建立新的孔隙和流道，恢复和增大油气流渗透率，激发油井的产油量；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度30%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应8h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
实施例6：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮50%、硅酸钠5%、2-羟基磷酰基乙酸6%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠10%、单宁酸钾3%、余量的去离子水；硅酸钠为超纯硅酸钠，其制备方法为：1）粉煤灰和碳酸钠粉体按照体积比1:1混合均匀，然后置入烧结炉中在500℃条件下焙烧处理1h，得到物料C；2）向物料C中加入其总体积2倍的去离子水，在30KHz、50-W条件下超声处理15min，静置后过滤，得到物料D；3）对物料D进行减压浓缩，过滤处理后，粉碎处理，即得所需超纯硅酸钠，通过以上方法制备的超纯硅酸钠其界面的物理和化学性能的目的均得到了进一步地提升，从而有效提高了快速溶解剂对于油层堵塞物的溶解效果；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为35℃，恒温保持10min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以10L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌12min，温度控制在40℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，温度控制在40℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌10min，将温度升至55℃，并恒温保持12min；
S6、将单宁酸钾以10L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为50℃，恒温保持45min；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为30%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应8h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
实施例7：聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮50%、硅酸钠5%、2-羟基磷酰基乙酸6%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠10%、单宁酸钾3%、%、缓蚀剂0.5、余量的去离子水；其中，缓蚀剂为为吡啶季铵盐和咪唑啉季铵盐按照体积比1:3组成的混合物，通过添加以上配比的缓蚀剂，能够降低快速溶解剂对油井井筒的腐蚀，提高快速溶解剂的操作安全性；硅酸钠为超纯硅酸钠，其制备方法为：1）粉煤灰和碳酸钠粉体按照体积比1:1混合均匀，然后置入烧结炉中在800℃条件下焙烧处理1.5h，得到物料C；2）向物料C中加入其总体积4倍的去离子水，在40KHz、100W条件下超声处理35min，静置后过滤，得到物料D；3）对物料D进行减压浓缩，过滤处理后，粉碎处理，即得所需超纯硅酸钠，通过以上方法制备的超纯硅酸钠其界面的物理和化学性能的目的均得到了进一步地提升，从而有效提高了快速溶解剂对于油层堵塞物的溶解效果；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入去离子水，控制反应釜内温度为35℃，恒温保持10min；
S3、将氮甲基吡咯烷酮以10L/min的加入速度加入反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌12min，温度控制在40℃；
S4、将硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌8min，温度控制在40℃；
S5、将N，N-二羧甲基丙氨酸三钠以10L/min的加入速度加入反应釜中，以100rad/min的搅拌速度连续搅拌10min，将温度升至55℃，并恒温保持12min；
S6、将单宁酸钾以10L/min的加入速度加入反应釜中，控制温度为50℃，恒温保持45min；然后按重量百分比计，向反应釜中加入5%的表面活性剂，并搅拌均匀；通过加入表面活性剂，能够改善渗流通道岩石表面的润湿性，以提高溶解剂在地层中的渗透性；表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵，其制备方法为：1）将丙三醇和环氧氯丙烷按照体积比1:1加入反应釜中，然后以45rad/min的搅拌速率搅拌处理8min，最后将反应釜升温至125℃，得物料A；2）向物料A中加入其体积25%的去离子水和三乙铵，搅拌均匀后加热至130℃，反应2h，自然冷却至室温后得到物料B；其中，去离子水和三乙铵的体积比为1:1；3）将物料B稀释至活性物含量达32％，然后用浓盐酸调节其pH值为8，即得十六烷基三甲基氯化铵表面活性剂；通过上述方法制备的表面活性剂能够最大限度的接触堵塞地层深处的聚合物堵塞物质，而且不会对地层造成负担；最后按重量百分比计，向反应釜中加入3%的复合生物酶，复合生物酶由纤维素酶、β-葡聚糖酶、木聚糖酶和PVA降解酶按照体积比1:2:1:3混合而成；通过向快速溶解剂中添加以上配比的复合生物酶能够对油井堵塞地层中的堵塞物进行剥落、螯合和解除；清除生产层道和管内的积垢，建立新的孔隙和流道，恢复和增大油气流渗透率，激发油井的产油量；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
利用上述快速溶解剂进行聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的解堵方法包括：1）将快速溶解剂配置成浓度为30%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，顶替液为清水；3）关井反应8h即可重新恢复采油生产；通过本方法对聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层进行解堵处理，能够彻底解除地层堵塞，提高地层渗透率，同时有效地对地层堵塞物进行溶蚀和分散，疏通油气流通道，最终达到提高油井产能的目的。
试验例1：将本发明实施例1-7所得溶解剂分别配置成2%、5%、8%、10%、15%、20%浓度的聚合物解堵溶液，然后称取聚合物微球老化团聚物5克加入聚合物解堵剂中，搅拌10分钟，使溶液充分接触微球老化团聚物，常温下静置30分钟观察溶解分散效果。
观察常温溶解分散实验后，将上述溶解实验分别放入60℃恒温烘箱，分别观察24小时和48小时后的溶解分散效果，并记录实验结果。
随着聚合物解堵溶液浓度的升高，聚合物微球老化团聚物在24小时和48小时后，残留不溶物含量越来越少。
图2为聚合物微球老化团聚物在水中不溶解分散呈半流动固体，图3是在本发明溶解剂中溶解48小时后的分散状态，团聚物全部分散，低密度的物质漂浮在溶液液面上便于洗井返排井口，图4是通过滤纸过滤后团聚物的残留固体，通过计算残留不溶物低于5%。
根据实验结论优选出最佳的现场实验浓度，同时根据选定的浓度可以结合具体的试验区块地层温度进行溶解时间的优选，其基本评价原理与本次实验相同，依次推断出最佳的焖井溶解分散实验。
实验结果表明，聚合物解堵溶液浓度与聚合物微球老化团聚物溶解分散能力呈正相关，同时，随着温度的升高聚合物微球老化团聚物溶解分散能力越强；本发明聚合物微球溶解剂具有很好的溶解分散能力，对低渗透油田聚合物调驱堵塞地层具有很好的解堵功能。
试验例2：本发明实施例1-7所得溶解剂对油田金属管线腐蚀性评价方法，参考标准为《QSY126-2014油田水处理用缓蚀阻垢剂技术要求》和《SY/T 5405-2019酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》。
将本发明实施例1-7所得溶解剂分别配置成浓度为10%的聚合物微球解堵剂溶液，并向各溶液中分别放入地面管线钢和油井油套管钢级试片，进行腐蚀性能评价实验；实验条件：60℃、4小时，地面管线A3钢的尺寸为76*13*1.5mm，表面积为22.4cm2，所用破胶剂水溶液体积为480ml，试验开始时，地面管线A3钢的质量为13.0064g，试验结束后质量为13.0062g；油井管N80钢材的尺寸为50*10*3mm，表面积为13.6cm2，所用破胶剂水溶液体积为270ml，试验开始时，油井管N80钢材的质量为10.9476g，试验结束后质量为10.9373g；实验结果表明，地面管线A3钢和油井管N80钢材腐蚀速率均小于相应的标准，具有较低的腐蚀性，满足现场地面注入和井下腐蚀性能指标。根据腐蚀评价实验结果，本发明聚合物微球颗粒溶解剂具有良好腐蚀性能，相比强氧化剂类的解堵剂对金属管材腐蚀速率更低，因此在实际应用过程中安全性更高。
Claims (9)
1.聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,其特征在于，包括以下步骤：
S1、按重量百分比计，分别称取氮甲基吡咯烷酮30-50%、硅酸钠3-5%、2-羟基磷酰基乙酸2-6%、N，N-二羧甲基丙氨酸三钠5-10%、单宁酸钾1-3%、余量的去离子水；
S2、检查反应釜操作功能正常后，开启反应釜并加入所述去离子水，控制反应釜内温度为25-35℃，恒温保持4-10min；
S3、将所述氮甲基吡咯烷酮缓慢加入所述反应釜中，待物料完全加入后开启搅拌装置连续搅拌8-12min，温度控制在30-40℃；
S4、将所述硅酸钠和2-羟基磷酰基乙酸依次加入反应釜中，连续搅拌5-8min，温度控制在30-40℃；
S5、将所述N，N-二羧甲基丙氨酸三钠缓慢加入反应釜中，连续搅拌6-10min，将温度升至45-55℃，并恒温保持5-12min；
S6、将所述单宁酸钾逐步加入反应釜中，控制温度为34-50℃，恒温保持20-45min；
S7、反应结束后，关闭反应釜加热装置，待反应釜内物料自然冷却至常温后进行分装，即得所需快速溶解剂。
2.根据权利要求1所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,其特征在于，步骤S6结束后，按重量百分比计，向所述反应釜中加入1-5%的表面活性剂，并搅拌均匀。
3.根据权利要求2所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,其特征在于，所述表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵，其制备方法为：1）将月桂醇和环氧氯丙烷按照体积比1:1加入反应釜中，然后以15-45rad/min的搅拌速率搅拌处理5-8min，最后将反应釜升温至80-125℃，得物料A；2）向所述物料A中加入其体积15-25%的去离子水和三乙铵，搅拌均匀后加热至90-130℃，反应0.5-2h，自然冷却至室温后得到物料B；其中，所述去离子水和三乙铵的体积比为1:1；3）将所述物料B稀释至活性物含量达28-32％，然后用浓盐酸调节其pH值为6-8，即得十六烷基三甲基氯化铵表面活性剂。
4.根据权利要求1所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,其特征在于，步骤S3-S6中，各物料的加入速度均为5-10L/min。
5.根据权利要求1所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法,其特征在于，步骤S3-S5中，所述搅拌装置的搅拌速度均为50-100rad/min。
6.根据权利要求1所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法，其特征在于，步骤S1中，按质量百分比计，还包括0.1-0.5%的缓蚀剂，所述缓蚀剂为吡啶季铵盐和咪唑啉季铵盐按照体积比1:1-3组成的混合物。
7.根据权利要求1所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法，其特征在于，步骤S6结束后，按重量百分比计，向所述反应釜中加入1-3%的复合生物酶，所述复合生物酶由纤维素酶、β-葡聚糖酶、木聚糖酶和PVA降解酶按照体积比1:2:1:3混合而成。
8.根据权利要求1所述的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法，其特征在于，步骤S1中所述硅酸钠为超纯硅酸钠，其制备方法为：1）粉煤灰和碳酸钠粉体按照体积比1:1混合均匀，然后置入烧结炉中在500-800℃条件下焙烧处理1-1.5h，得到物料C；2）向所述物料C中加入其总体积2-4倍的去离子水，在30-40KHz、50-100W条件下超声处理15-35min，静置后过滤，得到物料D；3）对所述物料D进行减压浓缩，过滤处理后，粉碎处理，即得所需超纯硅酸钠。
9.根据权利要求1-8任意一项所述方法所制备的聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂，其特征在于，利用所述快速溶解剂进行堵塞地层的解堵方法包括：1）将所述快速溶解剂配置成浓度为15-30%的水溶液，然后通过管线连接油井口，同时连接注液泵；2）利用所述注液泵将稀释后的快速溶解剂注入井筒，同时注入顶替液，其中，所述顶替液为清水；3）关井反应4-8h即可重新恢复采油生产。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110658722.6A CN113249105A (zh) | 2021-06-15 | 2021-06-15 | 聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110658722.6A CN113249105A (zh) | 2021-06-15 | 2021-06-15 | 聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113249105A true CN113249105A (zh) | 2021-08-13 |
Family
ID=77187868
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110658722.6A Pending CN113249105A (zh) | 2021-06-15 | 2021-06-15 | 聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113249105A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114314796A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-04-12 | 北京师范大学 | 一种具有活化过硫酸盐和增溶氯代烃双重功能的材料 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1101893A (zh) * | 1994-05-24 | 1995-04-26 | 兰州西固助剂厂 | 阳离子表面活性剂的制备方法 |
| CN102746838A (zh) * | 2011-04-22 | 2012-10-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井井筒解堵剂 |
| CN105985759A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国海洋石油总公司 | 一种油井复合解堵剂及其制备方法 |
| US20190120037A1 (en) * | 2013-10-25 | 2019-04-25 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent |
| CN110937608A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-03-31 | 安徽龙泉硅材料有限公司 | 一种二氧化硅用高品质硅酸钠的制备方法 |
| US20200255719A1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Fluid for Removing Scales and Methods Thereof |
-
2021
- 2021-06-15 CN CN202110658722.6A patent/CN113249105A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1101893A (zh) * | 1994-05-24 | 1995-04-26 | 兰州西固助剂厂 | 阳离子表面活性剂的制备方法 |
| CN102746838A (zh) * | 2011-04-22 | 2012-10-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井井筒解堵剂 |
| US20190120037A1 (en) * | 2013-10-25 | 2019-04-25 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent |
| CN105985759A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国海洋石油总公司 | 一种油井复合解堵剂及其制备方法 |
| US20200255719A1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Fluid for Removing Scales and Methods Thereof |
| CN110937608A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-03-31 | 安徽龙泉硅材料有限公司 | 一种二氧化硅用高品质硅酸钠的制备方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 中国煤田地质总局 编著: "《煤田钻探工程 第五分册 钻井液》", 31 October 1994, 煤炭工业出版社 * |
| 程能林: "《溶剂手册》", 31 May 1995, 化学工业出版社 * |
| 陈勇: "《油田应用化学》", 31 January 2017, 重庆大学出版社 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114314796A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-04-12 | 北京师范大学 | 一种具有活化过硫酸盐和增溶氯代烃双重功能的材料 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Portier et al. | Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems | |
| Al-Muntasheri et al. | Concepts in cleanup of fracturing fluids used in conventional reservoirs: A literature review | |
| US8114817B2 (en) | Filtercake removal composition and system | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| CN112852396B (zh) | 多功能解堵剂及其制备方法 | |
| CN106479477B (zh) | 一种胶囊化固体酸及其制备和应用 | |
| EP2318470A1 (en) | Reversible peptide surfactants for oilfield applications | |
| US4240505A (en) | Well acidizing compositions and methods | |
| CN111621276A (zh) | 一种固体酸解堵剂及其解除地层堵塞的方法 | |
| CN111607371B (zh) | 一种聚合物驱注入井高效解堵体系、制备方法及其应用 | |
| CN113249105A (zh) | 聚丙烯酰胺类调剖调驱堵塞地层的快速溶解剂制备方法 | |
| CA1211880A (en) | Method of improving dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| CN110628410A (zh) | 用于酸压的耐高温交联酸体系及其制备方法 | |
| US4219429A (en) | Composition and process for stimulating well production | |
| EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
| US20190093000A1 (en) | Self-suspending materilal for diversion applications | |
| WO2016133895A1 (en) | Well treatment | |
| US20200277528A1 (en) | Breaker systems for wellbore treatment operations | |
| CN113214812A (zh) | 一种注水井降压增注剂制备方法及应用 | |
| CN114806536A (zh) | 增强低温油藏聚合物类压裂液破胶返排的流体及制备方法 | |
| CN111004613A (zh) | 一种乳液型复合解堵剂及其制备方法 | |
| CN114854384A (zh) | 解堵剂体系及解堵方法 | |
| CN113150759A (zh) | 一种用于油田注水井的化学解堵剂 | |
| US20210284901A1 (en) | Composition and Method for Breaking Friction Reducing Polymer for Well Fluids |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210813 |