CN117603669A - 一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法 - Google Patents
一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117603669A CN117603669A CN202410096147.9A CN202410096147A CN117603669A CN 117603669 A CN117603669 A CN 117603669A CN 202410096147 A CN202410096147 A CN 202410096147A CN 117603669 A CN117603669 A CN 117603669A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- well
- water
- organic acid
- gas
- 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.)
- Granted
Links
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 138
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 131
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 62
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 100
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 91
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 32
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 30
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 30
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 56
- -1 dodecyl dimethyl hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 43
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 29
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229940117986 sulfobetaine Drugs 0.000 claims description 19
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 17
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 17
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 17
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 17
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 16
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 16
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 claims description 15
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 13
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 8
- ODBLHEXUDAPZAU-UHFFFAOYSA-N threo-D-isocitric acid Natural products OC(=O)C(O)C(C(O)=O)CC(O)=O ODBLHEXUDAPZAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- ODBLHEXUDAPZAU-ZAFYKAAXSA-N D-threo-isocitric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](C(O)=O)CC(O)=O ODBLHEXUDAPZAU-ZAFYKAAXSA-N 0.000 claims description 7
- ODBLHEXUDAPZAU-FONMRSAGSA-N Isocitric acid Natural products OC(=O)[C@@H](O)[C@H](C(O)=O)CC(O)=O ODBLHEXUDAPZAU-FONMRSAGSA-N 0.000 claims description 7
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 6
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 6
- GEZHEQNLKAOMCA-RRZNCOCZSA-N (-)-gambogic acid Chemical compound C([C@@H]1[C@]2([C@@](C3=O)(C\C=C(\C)C(O)=O)OC1(C)C)O1)[C@H]3C=C2C(=O)C2=C1C(CC=C(C)C)=C1O[C@@](CCC=C(C)C)(C)C=CC1=C2O GEZHEQNLKAOMCA-RRZNCOCZSA-N 0.000 claims description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- PMVSDNDAUGGCCE-TYYBGVCCSA-L Ferrous fumarate Chemical compound [Fe+2].[O-]C(=O)\C=C\C([O-])=O PMVSDNDAUGGCCE-TYYBGVCCSA-L 0.000 claims description 5
- DKKCQDROTDCQOR-UHFFFAOYSA-L Ferrous lactate Chemical compound [Fe+2].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O DKKCQDROTDCQOR-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 5
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- KXGVEGMKQFWNSR-LLQZFEROSA-N deoxycholic acid Chemical compound C([C@H]1CC2)[C@H](O)CC[C@]1(C)[C@@H]1[C@@H]2[C@@H]2CC[C@H]([C@@H](CCC(O)=O)C)[C@@]2(C)[C@@H](O)C1 KXGVEGMKQFWNSR-LLQZFEROSA-N 0.000 claims description 5
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229960003964 deoxycholic acid Drugs 0.000 claims description 4
- KXGVEGMKQFWNSR-UHFFFAOYSA-N deoxycholic acid Natural products C1CC2CC(O)CCC2(C)C2C1C1CCC(C(CCC(O)=O)C)C1(C)C(O)C2 KXGVEGMKQFWNSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GEZHEQNLKAOMCA-UHFFFAOYSA-N epiisogambogic acid Natural products O1C2(C(C3=O)(CC=C(C)C(O)=O)OC4(C)C)C4CC3C=C2C(=O)C2=C1C(CC=C(C)C)=C1OC(CCC=C(C)C)(C)C=CC1=C2O GEZHEQNLKAOMCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011773 ferrous fumarate Substances 0.000 claims description 4
- 235000002332 ferrous fumarate Nutrition 0.000 claims description 4
- 229960000225 ferrous fumarate Drugs 0.000 claims description 4
- 239000004225 ferrous lactate Substances 0.000 claims description 4
- 235000013925 ferrous lactate Nutrition 0.000 claims description 4
- 229940037907 ferrous lactate Drugs 0.000 claims description 4
- GEZHEQNLKAOMCA-GXSDCXQCSA-N gambogic acid Natural products C([C@@H]1[C@]2([C@@](C3=O)(C\C=C(/C)C(O)=O)OC1(C)C)O1)[C@H]3C=C2C(=O)C2=C1C(CC=C(C)C)=C1O[C@@](CCC=C(C)C)(C)C=CC1=C2O GEZHEQNLKAOMCA-GXSDCXQCSA-N 0.000 claims description 4
- QALPNMQDVCOSMJ-UHFFFAOYSA-N isogambogic acid Natural products CC(=CCc1c2OC(C)(CC=C(C)C)C=Cc2c(O)c3C(=O)C4=CC5CC6C(C)(C)OC(CC=C(C)/C(=O)O)(C5=O)C46Oc13)C QALPNMQDVCOSMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 claims description 4
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 claims description 3
- 239000013522 chelant Substances 0.000 claims description 3
- IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N dimethylazanium;chloride Chemical compound Cl.CNC IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 claims description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 61
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 10
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 8
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 8
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 127
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 44
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 28
- 239000003961 penetration enhancing agent Substances 0.000 description 28
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 18
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 14
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 14
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 13
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 11
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 6
- 229910001448 ferrous ion Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 3
- NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoferriooxy)iron hydrate Chemical compound O.O=[Fe]O[Fe]=O NDLPOXTZKUMGOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- GIPOFCXYHMWROH-UHFFFAOYSA-L 2-aminoacetate;iron(2+) Chemical compound [Fe+2].NCC([O-])=O.NCC([O-])=O GIPOFCXYHMWROH-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical group O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RUPBZQFQVRMKDG-UHFFFAOYSA-M Didecyldimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCC RUPBZQFQVRMKDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-NUQCWPJISA-N butanedioic acid Chemical compound O[14C](=O)CC[14C](O)=O KDYFGRWQOYBRFD-NUQCWPJISA-N 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960004670 didecyldimethylammonium chloride Drugs 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 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
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 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
- 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
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
本发明提供了一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法。该解堵剂包括增渗吸油剂、破胶解堵剂、智能有机酸和相渗调节剂中的一种或几种的组合。该使用方法包括以下步骤：连接解堵施工设备，对井口试压；向井中泵注所述油、气、水井综合解堵剂；向井中泵注顶替液将所述油、气、水井综合解堵剂顶入地层；关井反应。本发明提供的油、气、水井综合解堵剂及其使用方法通过解除地层残余油、聚合物及聚合物凝胶和水锁等液相堵塞和不同垢、粘土膨胀及颗粒运移等固相堵塞，恢复有效渗流通道，并通过降低油水两相渗流阻力，实现注水井长效增注，以及油、气井高效增产。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，具体涉及一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法。
背景技术
在钻井、完井和修井过程中，外来入井液进入可能会导致储层粘土矿物发生膨胀，微粒运移、结垢沉淀等，堵塞储层有效渗流通道，使单井产量下降。
CN112852396B公开了一种多功能解堵剂及其制备方法。该多功能解堵剂由不同百分含量的功能组分和油田采出水组成，按一定配比制备得到前置近井段塞解堵剂、多效降解段塞解堵剂和后置增产段塞解堵剂。该多功能解堵剂具有现用现配、非氧化性、施工工艺简单、破胶率高（96.1%以上）、适用温度宽（20℃-120℃）、腐蚀速率低（＜0.04g/(m2·h)）和安全性好等性能优势，可以有效解堵三元复合驱调剖过程中产生的积垢、聚合物、聚合物凝胶、油泥等多种堵塞物和实现油田采出水资源化循环利用，有助于提高油水井间的连通能力、延缓垢质沉积，在应用中可以实现溶解、解堵、防沉积、减少低渗储层污染、增注降压等多重功效。
现有技术对于解堵剂的研究，多是针对油水井，但实际上堵塞可能存在于油、气、水井中，而现有解堵技术不适合气井解堵。另外，现有解堵剂只有解堵、腐蚀率低、使用温度范围广等功效，没有吸油和降低储层渗流阻力的功效，所以即使解除了堵塞，储层中渗流阻力很大，流体也很难被泵注或采出。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法。本发明提供的油、气、水井综合解堵剂及其使用方法能够通过解除地层残余油、聚合物及聚合物凝胶和水锁等液相堵塞和不同垢、粘土膨胀及颗粒运移等固相堵塞，进而可以恢复有效渗流通道，并能够通过降低油水两相渗流阻力，进而可以实现注水井长效增注，以及油、气井高效增产。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供了一种油、气、水井综合解堵剂，其包括增渗吸油剂、破胶解堵剂、智能有机酸和相渗调节剂中的一种或几种的组合；其中，所述增渗吸油剂包括十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和椰油酰胺丙基甜菜碱的组合与水的混合物；所述破胶解堵剂包括第一多元有机酸、鳌合亚铁与水的混合物；所述智能有机酸包括第二多元有机酸的水溶液；所述相渗调节剂包括油相物质、表面活性剂与醇混合物；其中，所述油相物质包括甲基丙烯酸酯、聚乙酸乙烯酯、聚柠檬酸乙烯酯和油酸中的一种或几种的组合，所述表面活性剂包括椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱和/或双十烷基二甲基氯化铵。
在上述的解堵剂中，优选地，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计， 所述十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和椰油酰胺丙基甜菜碱的组合的含量为0.2%-0.5%，余量为水。更优选地， 所述十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和椰油酰胺丙基甜菜碱的重量比为(10-30):(10-20):(50-80)。
在本发明中，增渗吸油剂采用不同表面活性剂的组合，它们之间产生协同作用，能够增强洗涤残余油的能力，洗掉岩石表面油膜，恢复储层渗透率。同时，本发明的增渗吸油剂能够使粘土颗粒周围吸附着表面活性物质，能隔开水与粘土的接触，避免粘土膨胀，起到预防储层粘土膨胀堵塞的作用。并且，本发明的增渗吸油剂能够降低油气表面张力和油水界面张力，改变储层润湿性，解除因外来液浸入后会引起近井地带含水饱和度增加，岩石孔隙中毛管阻力增加，以及贾敏效应导致的水锁堵塞，降低渗流阻力，恢复油、气产量。
在上述的解堵剂中，优选地，以所述破胶解堵剂的总重量为100%计，所述第一多元有机酸的含量为0.5%-1%，所述鳌合亚铁的含量为30%-40%，余量为水。
在上述的解堵剂中，优选地，所述第一多元有机酸包括乙二胺四乙酸、脱氧胆酸和藤黄酸等中的一种或几种的组合。
在上述的解堵剂中，优选地，所述鳌合亚铁包括富马酸亚铁、甘氨酸亚铁和乳酸亚铁等中的一种或几种的组合。
在本发明中，破胶解堵剂中的第一多元有机酸水解产生多个氢离子，使溶液呈现酸性，与鳌合亚铁水解释放出的亚铁离子配位，确保亚铁离子不被氧化，破胶解堵剂与聚合物及聚合物凝胶接触，活化分子氧形成自由基，可对聚合物及聚合物凝胶进行降解、破胶。
在上述的解堵剂中，优选地，以所述智能有机酸的总重量为100%计，所述第二多元有机酸的含量为8%-10%，余量为水。
在上述的解堵剂中，优选地，所述第二多元有机酸包括柠檬酸、异柠檬酸和琥珀酸等中的一种或几种的组合。
在本发明中，智能有机酸（即第二多元有机酸的水溶液）的pH值为1-3（优选为1.6-2.3）。智能有机酸中的第二多元有机酸水解产生氢离子，使溶液呈现酸性，依靠酸液的溶蚀作用对井筒和射孔孔眼附近的近井地带的碳酸钙、三氧化二铁等垢以及储层中酸溶性矿物组分进行溶蚀，恢复并提高储层渗透率，恢复油、气产量，降低水井泵注压力，实现油气井增产、水井增注。同时，第二多元有机酸再通过络合储层中的钙离子、铁离子等高价金属离子，从而解除碳酸钙和三氧化二铁等堵塞。另外，第二多元有机酸还可以络合地层原始和反应生成的高价金属离子，抑制二次沉淀的产生。
在上述的解堵剂中，优选地，以所述相渗调节剂的总重量为100%计，所述油相物质的含量为0.05%-1%，所述表面活性剂的含量为0.005%-1%，余量为乙醇。更优选地，所述油相物质和所述表面活性剂的重量比为1:1-10:1。
在本发明中，相渗调节剂能够改变储层润湿性，使水在多孔介质中形成更大的接触角，从而减小水在多孔介质中的渗透速率，起到控水增油的作用。
在上述的解堵剂中，优选地，所述水包括蒸馏水、去离子水、自来水和目标区块地层水中的一种或几种的组合。
根据本发明的具体实施方式，本发明的油、气、水井综合解堵剂可通过分别将增渗吸油剂、破胶解堵剂、智能有机酸和相渗调节剂的各组分按照它们的重量百分含量混合而制备得到。
本发明第二方面提供了一种上述的油、气、水井综合解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压；
（2）向井中泵注所述油、气、水井综合解堵剂；
（3）向井中泵注顶替液将所述油、气、水井综合解堵剂顶入地层；
（4）关井反应。
在上述的使用方法中，优选地，步骤（2）具体包括：根据井的堵塞物，选择所述油、气、水井综合解堵剂中的增渗吸油剂、破胶解堵剂、智能有机酸和相渗调节剂中的一种或几种分段塞泵注到井中。
在上述的使用方法中，优选地，当井的堵塞物包括膨胀的粘土和/或残余油时，至少泵注增渗吸油剂；当井的堵塞物包括水锁时，至少泵注相渗调节剂；当井的堵塞物包括运移的碳酸岩储层颗粒和/或碳酸钙垢时，至少泵注智能有机酸；当井的堵塞物包括聚合物和/或交联聚合物时，至少泵注破胶解堵剂。
在上述的使用方法中，优选地，当井为油井并且井的堵塞物包括运移的碳酸岩储层颗粒、膨胀的粘土和水锁时，依次泵注增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。其中，更优选地，增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂的泵注体积比为(20-50):(12-20):(10:20)。
在上述的使用方法中，优选地，当井为水井并且井的堵塞物包括残余油、碳酸钙垢和水锁时，依次泵注增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。其中，更优选地，增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂的泵注体积比为(10-50):(1-15):(10-50)。
在上述的使用方法中，优选地，当井为油井并且井的堵塞物包括聚合物和/或交联聚合物时，依次泵注破胶解堵剂和相渗调节剂。其中，更优选地，破胶解堵剂和相渗调节剂的泵注体积比为(10-50):(10-50)。
在上述的使用方法中，优选地，当井为气井并且井的堵塞物包括聚合物和/或交联聚合物时，泵注破胶解堵剂，泵注量为30-50方。
在上述的使用方法中，优选地，当井为气井并且井的堵塞物包括水锁时，泵注相渗调节剂，泵注量为30-50方。
在上述的使用方法中，优选地，当井为气井并且井的堵塞物包括碳酸钙垢和水锁时，依次泵注相渗调节剂和智能有机酸。其中，更优选地，相渗调节剂和智能有机酸的泵注体积比为(20-50):(10-15)。
在上述的使用方法中，优选地，在步骤（2）中，泵注所述油、气、水井综合解堵剂的方式包括对套管、油管或环空进行挤注。
在上述的使用方法中，优选地，在步骤（2）中，所述油、气、水井综合解堵剂的泵注排量为0.1m3/min-1.5m3/min。
在上述的使用方法中，优选地，在步骤（2）中，所述油、气、水井综合解堵剂的泵注压力为20-30MPa。
在上述的使用方法中，在步骤（3）中，所述顶替液可以由本领域技术人员进行常规选择，本发明不对其进行特殊限定，例如但不限于氯化铵溶液。
在上述的使用方法中，优选地，在步骤（4）中，所述关井反应的时间为2-3小时。
本发明提供了一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法。本发明的技术方案至少具有以下有益效果：
1、本发明的油、气、水井综合解堵剂具有现用现配、非氧化性、施工工艺简单、各组分间及与地层流体配伍性好等特点。
2、本发明的油、气、水井综合解堵剂中的破胶解堵剂中第一多元有机酸水解产生多个氢离子，使溶液呈现酸性，与鳌合亚铁水解释放出的亚铁离子配位，确保亚铁离子不被氧化，与聚合物及聚合物凝胶接触，活化分子氧形成自由基，对聚合物及聚合物凝胶的破胶率高，达到98%以上。
3、本发明的油、气、水井综合解堵剂对配液水的要求低，适用温度宽（-10℃至125℃）。
4、本发明的油、气、水井综合解堵剂中的增渗吸油剂采用不同表面活性剂的组合，它们之间产生协同作用，增强洗涤残余油能力，能够洗掉岩石表面油膜，洗油率达到50%以上。
5、本发明的油、气、水井综合解堵剂中的智能有机酸中第二多元有机酸水解产生氢离子，使溶液呈现酸性，依靠酸液的溶蚀作用对井筒和射孔孔眼附近的近井地带的碳酸钙、三氧化二铁等垢以及储层中酸溶性矿物组分进行溶蚀，对碳酸钙的溶蚀率达到80%以上。
6、本发明的油、气、水井综合解堵剂中的相渗调节剂吸附在岩石表面，可调节固液接触角在90°-95°，降低油水两相渗流阻力，实现注水井长效增注，以及油、气井高效增产。
7、本发明的油、气、水井综合解堵剂中，增渗吸油剂和相渗调节剂的pH值为6-7，破胶解堵剂pH值为5-6，对地面管线及井筒腐蚀性较弱，安全性好。
综上所述，本发明提供的油、气、水井综合解堵剂及其使用方法通过解除地层残余油、聚合物及聚合物凝胶和水锁等液相堵塞和不同垢、粘土膨胀及颗粒运移等固相堵塞，恢复有效渗流通道，并通过降低油水两相渗流阻力，实现注水井长效增注，以及油、气井高效增产。本发明的油、气、水井综合解堵剂可在不同岩性的油、气、水井的解堵作业中广泛应用，不仅能有效解除油井近井地带污染堵塞，还能避免强酸溶蚀过度对储层岩石骨架造成破坏，且返排液pH偏中性，与原油配伍性良好，能很好的解决目前常规酸化返排液处理困难的问题。此外，本发明的油、气、水井综合解堵剂的原料易得，且来源广泛，使得本发明解堵剂的生产成本和使用成本都较为低廉。因此，本发明的提供的油、气、水井综合解堵剂及其使用方法具有广阔的应用前景。
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。
本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。已做出了努力以确保关于数字（例如含量、温度等）的准确性，但是应当考虑到一些误差和偏差。
本发明技术方案中，除非另外指明，否则份数均为wt.%，温度均以℃表示或处于环境温度下，并且压力为大气压或接近大气压。
此外，下列实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下列实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
在下列实施例和对比例中，解堵剂的原料包括：
十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL（汉贝乐叶生物医药科技有限公司）；
十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214（湖北鑫宇宏生物医药技术有限公司）；
椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50（CAS：61789-40-0）；
甲基丙烯酸酯（CAS：922-67-8）；
聚柠檬酸乙烯酯（松原市海洋石油技术有限公司）；
椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I)（上海洪帆生物科技有限公司）；
油酸（CAS：112-80-1）；
乙二胺四乙酸（CAS：60-00-4）；
脱氧胆酸（CAS：83-44-3）；
藤黄酸（CAS：2752-65-0）；
富马酸亚铁（CAS：141-01-5）；
甘氨酸亚铁（CAS：20150-34-9）；
乳酸亚铁（CAS：5905-52-2）；
柠檬酸（CAS：77-92-9）；
异柠檬酸（CAS：320-77-4）；
琥珀酸（广州富飞化工有限公司）；
乙醇（CAS：64-17-5）。
在下列实施例和对比例中，解堵剂性能指标按照以下方法测试得到：
1、智能有机酸对碳酸钙溶蚀率采用以下方法进行测试：
95℃下，利用智能有机酸对碳酸钙进行溶蚀试验，进行两次溶蚀试验，溶蚀率取平均值，溶蚀率w按下式计算：
w＝(m0-m1)/m0×100%
其中，w为溶蚀率，%；m0为溶蚀前碳酸钙的质量，g；m1为溶蚀后剩余的碳酸钙的质量，g。
2、相渗调节剂的固液接触角采用以下方法进行测试：
采用光学投影法测定相渗调节剂在石蜡膜上的接触角，拍照不同时间对应的液滴，用量高法测定相渗调节剂液滴在石蜡膜上的接触角。
3、增渗吸油剂的洗油率采用以下方法进行测试：
1）在洗油率测试前，对原油样品进行粘度和密度测试，获得原油粘度、质量和密度，记录粘度和密度值；
2）将岩心粉与原油按照1:4质量比混合，制备油砂；
3）取油砂和增渗吸油剂混合；
4）测试油砂在增渗吸油剂中浸泡后洗出原油的体积；
5）洗出原油质量占开始加入原油质量的百分比即为增渗吸油剂的吸油率。
4、破胶解堵剂的聚合物破胶率采用以下方法进行测试：
1）聚合物（交联聚合物）溶液初始黏度测定：用量筒量取适量聚合物（交联聚合物）溶液于测量杯中，本测试采用的是质量浓度为0.5%、分子量为1900万的聚丙烯酰胺水溶液，采用布氏黏度计LVDVⅡ，选择S61号转子，室温、6r/min下测量黏度，每个样品测定两次，测量值相对偏差≤|±10%|，测量结果取平均值，记为η0，如果黏度超出测量范围，则依次选择S62号、S63号转子，测量方法同上；
2）聚合物（交联聚合物）溶液中加入破胶解堵剂进行降解，以聚合物（交联聚合物）溶液：破胶解堵剂=1g:1g的比例，将二者混合均匀置于蓝色丝扣瓶，于25℃烘箱中反应4h后取出，冷却至室温待用；
3）降解后聚合物溶液黏度测定：方法同上，测量结果平均值记为η1；
4）计算
聚合物破胶率η按下列公式计算：
式中：
η——破胶率，%；
η0——聚合物（交联聚合物）初始溶液黏度，mPa•s；
η1——降解后的聚合物（交联聚合物）溶液黏度，mPa•s。
实施例1
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.02%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.04%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.14%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：柠檬酸8%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.05%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.05%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为82.3%；相渗调节剂的固液接触角为91°；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为7.0；智能有机酸的pH值为1.8。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压30MPa，不渗不漏为合格；
（2）以1.5m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂20方、智能有机酸20方以及相渗调节剂20方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液12方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应2h。
本实施例针对的是某油井，该油井的堵塞物成分主要包括：碳酸岩储层颗粒运移+粘土膨胀+水锁。该油井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例1
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例1基本相同，不同之处在于：以增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.1%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.1%，以及水余量。
使用本对比例的解堵剂对与实施例1相同的油井进行解堵，使用方法与实施例1相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例2
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例1基本相同，不同之处在于：以增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB12140.06%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.14%，以及水余量。
使用本对比例的解堵剂对与实施例1相同的油井进行解堵，使用方法与实施例1相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例2
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.06%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.02%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.12%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：柠檬酸10%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.3%、双十烷基二甲基氯化铵0.03%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为89%；相渗调节剂的固液接触角为90°；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为6.0；智能有机酸的pH值为1.6。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压30MPa，不渗不漏为合格；
（2）以1.2m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂20方、智能有机酸12方以及相渗调节剂10方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液12方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应2h。
本实施例针对的是某油井，该油井的堵塞物成分主要包括：碳酸岩储层颗粒运移+粘土膨胀+水锁。该油井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例3
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.06%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB12140.06%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.18%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：琥珀酸8%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.8%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.1%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为83.6%；相渗调节剂的固液接触角为95°；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为6.0；智能有机酸的pH值为2.3。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压30MPa，不渗不漏为合格；
（2）以1.0m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂20方、智能有机酸12方以及相渗调节剂15方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液12方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应3h。
本实施例针对的是某油井，该油井的堵塞物成分主要包括：碳酸岩储层颗粒运移+粘土膨胀+水锁。该油井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例4
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.1%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.1%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.3%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：琥珀酸10%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.05%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.05%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为88.5%；相渗调节剂的固液接触角为91°；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为7.0；智能有机酸的pH值为2.1。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压30MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.8m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂20方、智能有机酸12方以及相渗调节剂10方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液12方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应2h。
本实施例针对的是某油井，该油井的堵塞物成分主要包括：碳酸岩储层颗粒运移+粘土膨胀+水锁。该油井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例5
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.06%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.04%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.15%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：异柠檬酸8%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.05%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.05%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：增渗吸油剂的洗油率为52.1%；相渗调节剂的固液接触角为91°；智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为95.7%；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为7.0；智能有机酸的pH值为1.9。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压35MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.3m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂50方、智能有机酸15方以及相渗调节剂20方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应3h。
本实施例针对的是某水井，该水井的堵塞物成分主要包括：残余油堵塞+碳酸钙垢+水锁。该水井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例3
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例5基本相同，不同之处在于：以增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.15%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.1%，以及水余量。
本对比例的增渗吸油剂的洗油率为50.5%。
使用本对比例的解堵剂对与实施例5相同的水井进行解堵，使用方法与实施例5相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例4
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例5基本相同，不同之处在于：以增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.1%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.15%，以及水余量。
本对比例的增渗吸油剂的洗油率为50.9%。
使用本对比例的解堵剂对与实施例5相同的水井进行解堵，使用方法与实施例5相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例6
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.06%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.04%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.1%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：异柠檬酸10%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：聚柠檬酸乙烯酯1%、双十烷基二甲基氯化铵0.1%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：增渗吸油剂的洗油率为53.6%；相渗调节剂的固液接触角为90°；智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为95.7%；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为7.0，智能有机酸的pH值为1.75。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压35MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.1m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂50方、智能有机酸15方以及相渗调节剂20方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应2h。
本实施例针对的是某水井，该水井的堵塞物成分主要包括：残余油堵塞+碳酸钙垢+水锁。该水井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例7
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.09%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.06%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.15%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：异柠檬酸8%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：油酸0.5%、双十烷基二甲基氯化铵0.1%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：增渗吸油剂的洗油率为50.9%；相渗调节剂的固液接触角为92°；智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为95.7%；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为7.0，智能有机酸的pH值为1.9。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压35MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.8m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂50方、智能有机酸15方以及相渗调节剂20方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应2h。
本实施例针对的是某水井，该水井的堵塞物成分主要包括：残余油堵塞+碳酸钙垢+水锁。该水井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例8
本实施例提供了一种解堵剂，其包括破胶解堵剂和相渗调节剂。
其中，以所述破胶解堵剂的总重量为100%计，其包括：乙二胺四乙酸0.5%，富马酸亚铁30%，甘氨酸亚铁10%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.08%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.01%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：破胶解堵剂的聚合物破胶率为99.2%；相渗调节剂的固液接触角为92°；破胶解堵剂的pH值为5.4；相渗调节剂的pH值为7.0。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压32MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.5m3/min排量向井中环空依次泵注破胶解堵剂50方和相渗调节剂10方；
（3）向井中环空泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应3h。
本实施例针对的是某油井，该油井的堵塞物成分主要包括：聚合物堵塞。该油井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例5
本对比例提供了一种解堵剂，其仅包括实施例8中的破胶解堵剂，不包括相渗调节剂。
使用本对比例的解堵剂对与实施例8相同的油井进行解堵，使用方法与实施例8基本相同，区别在于不泵注相渗调节剂，解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例6
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例8基本相同，不同之处在于：以破胶解堵剂的总重量为100%计，其包括脱氧胆酸0.5%，硫酸亚铁40%以及水余量。
使用本对比例的解堵剂对与实施例8相同的油井进行解堵，使用方法与实施例8相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例9
本实施例提供了一种解堵剂，其包括相渗调节剂。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：油酸0.5%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.2%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：相渗调节剂的固液接触角为92°；相渗调节剂的pH值为7.0。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压35MPa，不渗不漏为合格；
（2）以1.5m3/min排量向井中套管泵注相渗调节剂50方；
（3）向井中套管泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应3h。
本实施例针对的是某气井，该气井的堵塞物成分主要包括：水锁。该气井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例10
本实施例提供了一种解堵剂，其包括破胶解堵剂。
以所述破胶解堵剂的总重量为100%计，其包括：藤黄酸1.0%，乳酸亚铁40%以及水余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：破胶解堵剂的聚合物破胶率为99.8%；破胶解堵剂的pH值为5.7。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压32MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.5m3/min排量向井中环空泵注破胶解堵剂50方；
（3）向井中环空泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应3h。
本实施例针对的是某气井，该气井的堵塞物成分主要包括：交联聚合物堵塞。该气井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例11
本实施例提供了一种解堵剂，其包括智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：柠檬酸10%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.05%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.05%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为89%；相渗调节剂的固液接触角为91°；智能有机酸的pH值为1.6；相渗调节剂的pH值为7.0。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压35MPa，不渗不漏为合格；
（2）以1.5m3/min排量向井中套管泵注相渗调节剂50方和智能有机酸10方；
（3）向井中套管泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应3h。
本实施例针对的是某气井，该气井的堵塞物成分主要包括：碳酸钙垢+水锁。该气井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
实施例12
本实施例提供了一种解堵剂，其包括增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂。
其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，其包括：十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱FL 0.03%，十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱 DM-HSB1214 0.06%，椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-50 0.21%，以及水余量。
以所述智能有机酸的总重量为100%计，其包括：异柠檬酸8%以及水余量。
以所述相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.05%、椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱CSB(I) 0.05%以及乙醇余量。
本实施例的解堵剂的性能指标包括：增渗吸油剂的洗油率为52.1%；相渗调节剂的固液接触角为91°；智能有机酸对碳酸钙溶蚀率为95.7%；相渗调节剂和增渗吸油剂的pH值均为7.0，智能有机酸的pH值为1.9。
本实施例还提供了一种上述的解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压35MPa，不渗不漏为合格；
（2）以0.5m3/min排量向井中油管依次泵注增渗吸油剂50方、智能有机酸15方以及相渗调节剂20方；
（3）向井中油管泵注2%氯化铵溶液15方将解堵剂顶入地层；
（4）关井反应2h。
本实施例针对的是某水井，该水井的堵塞物成分主要包括：残余油堵塞+碳酸钙垢+水锁。该水井使用本实施例的解堵剂进行解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例7
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例12基本相同，不同之处在于：以相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：甲基丙烯酸酯0.1%以及乙醇余量。
使用本对比例的解堵剂对与实施例12相同的水井进行解堵，使用方法与实施例12相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
对比例8
本对比例提供了一种解堵剂，其与实施例12基本相同，不同之处在于：以相渗调节剂的总重量为100%计，其包括：椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱0.1%以及乙醇余量。
使用本对比例的解堵剂对与实施例12相同的水井进行解堵，使用方法与实施例12相同，解堵前后的生产情况如表1所示。
表1
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。
Claims (10)
1.一种油、气、水井综合解堵剂，其包括增渗吸油剂、破胶解堵剂、智能有机酸和相渗调节剂中的一种或几种的组合；
其中，所述增渗吸油剂包括十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和椰油酰胺丙基甜菜碱的组合与水的混合物；
所述破胶解堵剂包括第一多元有机酸、鳌合亚铁与水的混合物；
所述智能有机酸包括第二多元有机酸的水溶液；
所述相渗调节剂包括油相物质、表面活性剂与醇混合物；其中，所述油相物质包括甲基丙烯酸酯、聚乙酸乙烯酯、聚柠檬酸乙烯酯和油酸中的一种或几种的组合，所述表面活性剂包括椰油酰胺丙基羟基磺基甜菜碱和/或双十烷基二甲基氯化铵。
2.根据权利要求1所述的油、气、水井综合解堵剂，其中，以所述增渗吸油剂的总重量为100%计，所述十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和椰油酰胺丙基甜菜碱的组合的含量为0.2%-0.5%，余量为水；
所述十二烷基二甲基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和椰油酰胺丙基甜菜碱的重量比为(10-30):(10-20):(50-80)。
3.根据权利要求1所述的油、气、水井综合解堵剂，其中，以所述破胶解堵剂的总重量为100%计，所述第一多元有机酸的含量为0.5%-1%，所述鳌合亚铁的含量为30%-40%，余量为水；
所述第一多元有机酸包括乙二胺四乙酸、脱氧胆酸和藤黄酸中的一种或几种的组合；
所述鳌合亚铁包括富马酸亚铁、甘氨酸亚铁和乳酸亚铁中的一种或几种的组合。
4.根据权利要求1所述的油、气、水井综合解堵剂，其中，以所述智能有机酸的总重量为100%计，所述第二多元有机酸的含量为8%-10%，余量为水；
所述第二多元有机酸包括柠檬酸、异柠檬酸和琥珀酸中的一种或几种的组合。
5.根据权利要求1所述的油、气、水井综合解堵剂，其中，以所述相渗调节剂的总重量为100%计，所述油相物质的含量为0.05%-1%，所述表面活性剂的含量为0.005%-1%，余量为乙醇；
所述油相物质和所述表面活性剂的重量比为1:1-10:1。
6.权利要求1-5中任一项所述的油、气、水井综合解堵剂的使用方法，其包括以下步骤：
（1）连接解堵施工设备，对井口试压；
（2）向井中泵注所述油、气、水井综合解堵剂；
（3）向井中泵注顶替液将所述油、气、水井综合解堵剂顶入地层；
（4）关井反应。
7.根据权利要求6所述的使用方法，其中，步骤（2）具体包括：根据井的堵塞物，选择所述油、气、水井综合解堵剂中的增渗吸油剂、破胶解堵剂、智能有机酸和相渗调节剂中的一种或几种分段塞泵注到井中。
8.根据权利要求7所述的使用方法，其中，当井的堵塞物包括膨胀的粘土和/或残余油时，至少泵注增渗吸油剂；当井的堵塞物包括水锁时，至少泵注相渗调节剂；当井的堵塞物包括运移的碳酸岩储层颗粒和/或碳酸钙垢时，至少泵注智能有机酸；当井的堵塞物包括聚合物和/或交联聚合物时，至少泵注破胶解堵剂。
9.根据权利要求8所述的使用方法，其中，当井为油井并且井的堵塞物包括运移的碳酸岩储层颗粒、膨胀的粘土和水锁时，依次泵注增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂；增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂的泵注体积比为(20-50):(12-20):(10:20)；
当井为水井并且井的堵塞物包括残余油、碳酸钙垢和水锁时，依次泵注增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂；增渗吸油剂、智能有机酸和相渗调节剂的泵注体积比为(10-50):(1-15):(10-50)；
当井为油井并且井的堵塞物包括聚合物和/或交联聚合物时，依次泵注破胶解堵剂和相渗调节剂；破胶解堵剂和相渗调节剂的泵注体积比为(10-50):(10-50)；
当井为气井并且井的堵塞物包括聚合物和/或交联聚合物时，泵注破胶解堵剂，泵注量为30-50方；
当井为气井并且井的堵塞物包括水锁时，泵注相渗调节剂，泵注量为30-50方；
当井为气井并且井的堵塞物包括碳酸钙垢和水锁时，依次泵注相渗调节剂和智能有机酸；相渗调节剂和智能有机酸的泵注体积比为(20-50):(10-15)。
10.根据权利要求6所述的使用方法，其中，在步骤（2）中，泵注所述油、气、水井综合解堵剂的方式包括对套管、油管或环空进行挤注；
在步骤（2）中，所述油、气、水井综合解堵剂的泵注排量为0.1m3/min-1.5m3/min；
在步骤（2）中，所述油、气、水井综合解堵剂的泵注压力为20-30MPa。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410096147.9A CN117603669B (zh) | 2024-01-24 | 2024-01-24 | 一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410096147.9A CN117603669B (zh) | 2024-01-24 | 2024-01-24 | 一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117603669A true CN117603669A (zh) | 2024-02-27 |
| CN117603669B CN117603669B (zh) | 2024-04-19 |
Family
ID=89953882
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202410096147.9A Active CN117603669B (zh) | 2024-01-24 | 2024-01-24 | 一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117603669B (zh) |
Citations (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1994009253A1 (en) * | 1992-10-21 | 1994-04-28 | Gait Products Limited | Composition for use in well drilling and maintenance |
| CN1507324A (zh) * | 2001-05-11 | 2004-06-23 | 具有增强水溶性的组合物及其制备方法 | |
| CN102925128A (zh) * | 2012-11-05 | 2013-02-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种油田注聚井复合化学解堵剂 |
| CN103275684A (zh) * | 2013-06-07 | 2013-09-04 | 向东 | 油田热洗油基高效清蜡、防蜡剂 |
| WO2013189842A1 (en) * | 2012-06-18 | 2013-12-27 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process to produce oil or gas from a subterranean formation using a chelating agent |
| CN103806885A (zh) * | 2012-11-14 | 2014-05-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注采系统的地层化学产热深部解堵方法 |
| WO2014118084A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Basf Se | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks |
| CN104295275A (zh) * | 2013-07-17 | 2015-01-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 |
| WO2016023617A1 (fr) * | 2014-08-13 | 2016-02-18 | Laboratoires Urgo | Emulsion sous forme huile-dans-eau |
| US20170313929A1 (en) * | 2014-11-24 | 2017-11-02 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Internal Polymeric Breaker for Viscoelastic Surfactant-Based Fluids |
| CN108690588A (zh) * | 2018-05-08 | 2018-10-23 | 北京鼐宝隆能源科技有限公司 | 环保型油井解堵体系、制备方法及其解堵方法 |
| CN109913193A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 中国石油天然气股份有限公司冀东油田公司钻采工艺研究院 | 一种低渗透油藏注水井降压增注剂及其制备方法 |
| WO2021035376A1 (zh) * | 2019-08-23 | 2021-03-04 | 新昌县捷庭科技有限公司 | 一种环保型油水井储层井筒解堵剂 |
| CN112627773A (zh) * | 2019-09-24 | 2021-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井井筒复合物堵塞治理方法 |
| CN112708404A (zh) * | 2019-10-24 | 2021-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种酸化用微乳液型暂堵剂及其制备方法和应用 |
| CN112852396A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多功能解堵剂及其制备方法 |
| WO2022241055A1 (en) * | 2021-05-14 | 2022-11-17 | Conocophillips Company | Dissolvable plug removal with erosive tool |
| US20220380656A1 (en) * | 2021-06-01 | 2022-12-01 | EnBW Energie Baden-Württemberg AG | Method for unblocking a deep well plugged by an adsorbent |
| CN116172070A (zh) * | 2021-11-29 | 2023-05-30 | 内蒙古伊利实业集团股份有限公司 | 一种用于制备功能强化奶的方法和功能强化奶 |
-
2024
- 2024-01-24 CN CN202410096147.9A patent/CN117603669B/zh active Active
Patent Citations (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1994009253A1 (en) * | 1992-10-21 | 1994-04-28 | Gait Products Limited | Composition for use in well drilling and maintenance |
| CN1507324A (zh) * | 2001-05-11 | 2004-06-23 | 具有增强水溶性的组合物及其制备方法 | |
| WO2013189842A1 (en) * | 2012-06-18 | 2013-12-27 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process to produce oil or gas from a subterranean formation using a chelating agent |
| CN102925128A (zh) * | 2012-11-05 | 2013-02-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种油田注聚井复合化学解堵剂 |
| CN103806885A (zh) * | 2012-11-14 | 2014-05-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注采系统的地层化学产热深部解堵方法 |
| WO2014118084A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Basf Se | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks |
| CN103275684A (zh) * | 2013-06-07 | 2013-09-04 | 向东 | 油田热洗油基高效清蜡、防蜡剂 |
| CN104295275A (zh) * | 2013-07-17 | 2015-01-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 |
| WO2016023617A1 (fr) * | 2014-08-13 | 2016-02-18 | Laboratoires Urgo | Emulsion sous forme huile-dans-eau |
| US20170313929A1 (en) * | 2014-11-24 | 2017-11-02 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Internal Polymeric Breaker for Viscoelastic Surfactant-Based Fluids |
| CN109913193A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 中国石油天然气股份有限公司冀东油田公司钻采工艺研究院 | 一种低渗透油藏注水井降压增注剂及其制备方法 |
| CN108690588A (zh) * | 2018-05-08 | 2018-10-23 | 北京鼐宝隆能源科技有限公司 | 环保型油井解堵体系、制备方法及其解堵方法 |
| WO2021035376A1 (zh) * | 2019-08-23 | 2021-03-04 | 新昌县捷庭科技有限公司 | 一种环保型油水井储层井筒解堵剂 |
| CN112627773A (zh) * | 2019-09-24 | 2021-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井井筒复合物堵塞治理方法 |
| CN112708404A (zh) * | 2019-10-24 | 2021-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种酸化用微乳液型暂堵剂及其制备方法和应用 |
| CN112852396A (zh) * | 2021-01-06 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多功能解堵剂及其制备方法 |
| WO2022241055A1 (en) * | 2021-05-14 | 2022-11-17 | Conocophillips Company | Dissolvable plug removal with erosive tool |
| US20220380656A1 (en) * | 2021-06-01 | 2022-12-01 | EnBW Energie Baden-Württemberg AG | Method for unblocking a deep well plugged by an adsorbent |
| CN116172070A (zh) * | 2021-11-29 | 2023-05-30 | 内蒙古伊利实业集团股份有限公司 | 一种用于制备功能强化奶的方法和功能强化奶 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| NURUL NAZLI ROSLI ET AL.: "A review of graphene based transparent conducting films for use in solar photovoltaic applications", 《RENEWABLE AND SUSTAINABLE ENERGY REVIEWS》, vol. 99, no. 2019, 12 January 2019 (2019-01-12), pages 83 - 99, XP085546263, DOI: 10.1016/j.rser.2018.09.011 * |
| 曹正权;冷强;张岩;屈人伟;: "清除聚合物堵塞的解堵剂DOC-8的研制", 油田化学, no. 01, 30 March 2006 (2006-03-30), pages 79 - 82 * |
| 狄蕊;霍军生;魏峰;孙静;于波;: "铁强化剂对豆奶粉的感官影响研究", 中国粮油学报, no. 05, 25 May 2011 (2011-05-25), pages 25 - 28 * |
| 陈超, 黄凯, 杨辉明, 石敏: "含多功能添加剂TS-2的酸化液与自生气热剂结合用于百色油田低产能井解堵", 油田化学, no. 01, 30 March 2004 (2004-03-30), pages 14 - 16 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117603669B (zh) | 2024-04-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3757863A (en) | Secondary recovery methods | |
| US4917186A (en) | Altering subterranean formation permeability | |
| US3039529A (en) | Secondary recovery of petroleum | |
| US3785437A (en) | Method for controlling formation permeability | |
| US3762476A (en) | Subterranean formation permeability correction | |
| US4498539A (en) | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions | |
| US3483925A (en) | Squeeze treatment of producing oil wells | |
| US3881552A (en) | Shutting off water in gas wells | |
| US10975294B2 (en) | Injection stimulation agent for water injection well and the preparation method and application thereof | |
| US5322123A (en) | Use of gel-based compositions for reducing the production of water in oil- or gas-producing wells | |
| CN111534290A (zh) | 一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法 | |
| CN101555404A (zh) | 一种环保型低伤害无固相压井液及其应用 | |
| CN112111258B (zh) | 一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液 | |
| US4718491A (en) | Process for preventing water inflow in an oil- and/or gas-producing well | |
| CN115961914B (zh) | 一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺 | |
| US4007789A (en) | Acidizing wells | |
| US4842071A (en) | Process for the selective reduction of water inflows in oil or gas producing wells | |
| CA1320303C (en) | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery | |
| CN113249100B (zh) | 一种氮气泡沫控水堵水剂及其使用方法 | |
| US4735265A (en) | Method of enhanced oil recovery from subterranean formations | |
| CN117603669B (zh) | 一种油、气、水井综合解堵剂及其使用方法 | |
| US3687199A (en) | Process for the secondary recovery of petroleum | |
| CA2515063C (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| CN107699220A (zh) | 海上油田修井用进攻型修井液体系及其制备方法和应用 | |
| US3876438A (en) | Composition for selective plugging of wells |
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 |