一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用

摘要

本发明提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用。其中，以重量百分比计，该解堵剂包括：失水山梨醇三硬脂酸酯，失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚，乙二醇叔丁醚，盐酸，多元有机羧酸，氟盐，咪唑啉类缓蚀剂，助排剂，粘土稳定剂，铁离子稳定剂，抗酸渣剂，水。本发明还提供了上述解堵剂在稠油井深部解堵施工中的应用。本发明提供的解堵剂能够实现对地层进行有效的深度解堵，解除稠油井的作业污染、有机和无机堵塞，效果显著，快速恢复稠油井的产能。

权利要求

1.一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂，其中，以重量百分比计，该解堵剂包括：所述氟盐包括氟化铵和/或氟化氢铵。

2.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述盐酸是浓度为28‑32％的工业盐酸。

3.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述多元有机羧酸包括柠檬酸、聚丙烯酸、丙三酸、丁四酸中的一种或两种以上的组合。

4.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述咪唑啉类缓蚀剂包括咪唑啉季铵盐。

5.根据权利要求4所述的解堵剂，其中，所述咪唑啉季铵盐采用的季铵化试剂包括氯化苄、硫酸二甲酯或氯乙酸钠。

6.根据权利要求4所述的解堵剂，其中，所述咪唑啉季铵盐为氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐。

7.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述助排剂包括改性烷基糖苷。

8.根据权利要求7所述的解堵剂，其中，所述改性烷基糖苷是带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷。

9.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述粘土稳定剂包括无氯粘土稳定剂HJZ‑300。

10.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述铁离子稳定剂包括氨羧络合剂。

11.根据权利要求10所述的解堵剂，其中，所述氨羧络合剂包括氨基三乙酸、乙二胺四丙酸和乙二胺四乙酸中的一种或两种以上的组合。

12.根据权利要求1所述的解堵剂，其中，所述抗酸渣剂包括二氧化硫脲、抗坏血酸和硫醇中的一种或两种以上的组合。

13.权利要求1‑12任一项所述的解堵剂在稠油井深部解堵施工中的应用。

说明书

一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用

技术领域

[0001] 本发明涉及蒸汽驱或蒸汽吞吐稠油井地层堵塞的酸化解堵技术，尤其涉及一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用。

背景技术

[0002] 在稠油井的生产过程中，影响稠油井正常生产的关键因素主要有三个：一、随着蒸汽吞吐轮次或者蒸汽驱时间的延长，稠油中轻质组分被优先采出，导致大量的胶质和沥青质在地层堆积沉淀，造成地层渗透率下降；二、蒸汽注入地层后，蒸汽液相与岩石颗粒的表面接触，由于稠油储层胶结疏松、孔渗高、比表面积大，当储层的温度大幅度提高后，很容易产生强烈的水岩反应，造成矿物的大量溶解，使储层胶结更加疏松，细小颗粒更易削离母体并参与运移，从而堵塞吼喉，造成储层伤害，严重时会造成储层坍塌，堵塞地层，导致油流通道堵塞；三、如果地层粘土含量较高，蒸汽冷却液会使储层粘土矿物发生膨胀，粘土矿物的膨胀使附着在孔隙上的微细颗粒脱落并随流体迁移，堵塞喉道或者堆积于大孔隙中，使原有的大孔喉变小，小孔消失，最终堵塞地层，严重时造成井底出砂严重。目前，油田在用的一些酸化解堵剂对于注水井和普通油井堵塞的解堵效果较好，而对于稠油井来说，会出现酸液注不进或者进入地层形成的酸渣堵塞非常严重的现象，导致稠油井解堵效果较差，因此对稠油井酸化解堵剂的研究非常重要。

[0003] CN104612650A公开了一种用于注水井酸化解堵的氧化性复合酸深部酸化解堵方法。该方法采用活性水、酸质解堵液体、主体组分酸液依次注入待解堵的注水井内，再用两台水泥车将氧化解堵剂液体与酸质解堵液体同时注入待解堵的注水井内进行解堵。该方法适用于一般注水井堵塞，对于生产井则没有涉及。

[0004] CN106811186A公开了一种酸化解堵剂，采用无机酸、有机酸、络合剂、洗油剂、缓蚀剂、粘土稳定剂、破乳剂、渗透剂、互溶剂、表面活性剂按照一定比例配制而成。该解堵剂适用于新井投产解堵和老井排污解堵，对于稠油井由沥青质和胶质等因素引起的堵塞效果不大。

[0005] CN108517204A公开了一种用于油井解堵的三合一酸化解堵剂及其应用方法，该解堵剂采用多元有机酸、沉淀抑制剂、铁离子螯合剂、防膨剂、防酸渣剂、缓蚀剂、氟化氢、破乳剂、防水锁剂配制而成。该方法适用于一般油井无机垢和有机垢堵塞，对于稠油井沥青质和胶质等因素引起的堵塞效果不大。

发明内容

[0006] 为了解决上述稠油井解堵施工中存在的问题，本发明的目的在于提供一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用。该解堵剂形成的类乳酸的较强分散包裹作用和解堵酸液的缓速性，避免解堵酸液与稠油重质组分接触形成酸渣，同时延长酸液的作用距离，达到保护油气层和提高解堵作用深度的双重目的，酸化完毕后返排效果较好。

[0007] 为了达到上述目的，本发明提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂，以重量百分比计，该解堵剂包括：

[0008] 失水山梨醇三硬脂酸酯0.2％‑0.6％，失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚0.04％‑0.08％，乙二醇叔丁醚0.05％‑0.1％，盐酸8％‑16％，多元有机羧酸5％‑10％，氟盐7％‑
12％，咪唑啉类缓蚀剂0.3％‑0.5％，助排剂0.02％‑0.04％，粘土稳定剂0.4％‑0.8％，铁离子稳定剂0.2％‑0.5％，抗酸渣剂0.6％‑0.8％，余量为水。

[0009] 上述解堵剂包含的油溶性表面活性剂失水山梨醇三硬脂酸酯、水溶性表面活性剂失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚和具有表面活性的分散剂乙二醇叔丁醚可以形成类乳酸，在制备过程中控制三者的比例，能够使解堵剂体系形成类乳液。类乳液是介于水包油和油包水型乳液之间的过渡型乳液，特征是乳化剂加量极少，水外相比例较低。在对有重质组分堵塞时稠油井井筒及近井地带施工时，用具有表面活性的乳化剂将油溶性表面活性剂配置成乳状液注入井中后，类乳液破乳，油溶性表面活性剂与稠油作用，降低稠油粘度，粘度降低的稠油容易被水溶性表面活性剂乳化分散，使得后续酸液顺利进入地层，使酸化措施成功。

[0010] 在上述解堵剂中，优选地，所述盐酸是浓度为28‑32％的工业盐酸。

[0011] 在上述解堵剂中，优选地，所述多元有机羧酸包括柠檬酸、聚丙烯酸、丙三酸、丁四酸中的一种或两种以上的组合。

[0012] 在上述解堵剂中，优选地，所述氟盐包括氟化铵和/或氟化氢铵。

[0013] 在上述解堵剂中，优选地，所述咪唑啉类缓蚀剂包括咪唑啉季铵盐；更优选地，所述咪唑啉季铵盐采用的季铵化试剂包括氯化苄、硫酸二甲酯或氯乙酸钠；进一步优选地，所述咪唑啉季铵盐为氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐。

[0014] 在上述解堵剂中，优选地，所述助排剂包括改性烷基糖苷；更优选地，所述改性烷基糖苷是带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷，其是用葡萄糖和脂肪醇合成烷基糖苷、然后在烷基糖苷的基础上引入环氧乙烷和环氧丙烷形成的。

[0015] 在上述解堵剂中，优选地，所述粘土稳定剂包括无氯粘土稳定剂HJZ‑300。

[0016] 在上述解堵剂中，优选地，所述铁离子稳定剂包括氨羧络合剂；更优选地，所述氨羧络合剂包括氨基三乙酸、乙二胺四丙酸和乙二胺四乙酸中的一种或两种以上的组合。

[0017] 在上述解堵剂中，优选地，所述抗酸渣剂包括二氧化硫脲、抗坏血酸和硫醇中的一种或两种以上的组合。

[0018] 在一些具体实施方案中，上述解堵剂配制过程包括：首先在水中加入盐酸、多元有机羧酸、氟盐、铁离子稳定剂、咪唑啉缓蚀剂、粘土稳定剂、抗酸渣剂、助排剂搅拌均匀；然后加入失水山梨醇三硬脂酸酯、失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚、乙二醇叔丁醚，制备得到所述解堵剂。

[0019] 本发明还提供了一种上述解堵剂在稠油井深部解堵施工中的应用，其适用于含水较低的稠油井解堵和蒸汽驱轮次较多的稠油井解堵。

[0020] 本发明的有益效果在于：

[0021] 1.本发明提供的解堵剂应用到稠油井深部解堵施工中时，能够利用亲油性较好的失水山梨醇三硬脂酸酯和增溶性好的失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚对稠油重质物质进行包裹，利用分散性较好的乙二醇叔丁醚使稠油颗粒均匀分散在酸液体系中，降低解堵体系中酸液与稠油重质组分接触的几率，避免酸渣形成；随着解堵体系进入地层，有机酸缓慢电离出的氢离子与氟盐结合，缓慢形成氢氟酸，然后与地层发生反应，有效延长酸液的作用时间，在不造成储层的二次沉淀伤害的同时实现对地层进行有效的深度解堵，提高解堵效果。

[0022] 2.采用本发明的解堵剂，整个解堵施工过程简单，无需根据解堵剂类型进行特殊的工艺调整，解堵剂的用量较少，降低施工成本和环境污染，可以用于解除稠油井作业污染、有机和无机堵塞，效果显著，能够快速恢复稠油井的产能。

附图说明

[0023] 图1为不同温度下洼38‑26‑48井原油的粘度。

具体实施方式

[0024] 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可实施范围的限定。

[0025] 以下所用的无氯粘土稳定剂HJZ‑300可从开封市恒聚生物科技有限公司购买，其它所用试剂均可通过市售获得。

[0026] 实施例1和实施例2中解堵剂的性能测试采用取自辽河油田小洼区块洼38‑26‑48井稠油(胶质+沥青质占原油总重量的34.87％)。不同温度下稠油的粘度用Brook field旋转粘度计测定，测得的粘温曲线见图1。

[0027] 实施例1和实施例2中解堵剂对稠油的降粘率是根据Q/SY 118‑2013《水包油型稠油降黏剂技术规范》标准进行测试的，具体的测试方法为：将稠油与解堵剂按7:3的质量比混合，在50℃恒温搅拌至稠油均匀分散在解堵剂中，再通过布氏粘度计测量此时稠油的粘度。降粘率＝(不加解堵剂的稠油粘度‑加入解堵剂的稠油粘度)/不加解堵剂的稠油粘度×100％。

[0028] 实施例1和实施例2中解堵剂的表面张力是在室温条件下通过表面张力仪对解堵剂溶液进行测试获得的。

[0029] 实施例1和实施例2中解堵剂对基岩溶蚀率是在地层温度条件下，测定加入解堵剂后对天然岩心粉的溶蚀效果获得的，是根据Q/SY 5358‑2010《储层敏感性流动实验评价方法》标准进行测试的，具体测试方法为：(1)将已洗油的岩样(或碎块)经研磨后过0.175mm孔径标准筛，筛出物在80℃下烘至恒重后备用；(2)按照固液比为1.5g岩样/10mL酸液，酸液体积不超过30mL，在电子天平上称取两份岩样，置于50mL塑料离心管中，同时称量滤纸和空称量瓶的质量；(3)离心管中分别加入酸液后，加盖防止反应液挥发；(4)将离心管放入恒温水浴1h，然后放入离心仪在3000r/min速度下离心5‑10min；(5)用浓度0.1％的NaOH溶液洗涤分离出的滤渣至接近中性，用蒸馏水洗涤至中性；(6)用已称量过的滤纸过滤反应物，滤渣连滤纸一起放在已称量的称量瓶中，80℃下烘干至恒重，计算出滤渣的质量。溶蚀率＝(反应前岩样质量‑反应后滤渣质量)/反应前岩样质量×100％。

[0030] 实施例1和实施例2中解堵剂的抗酸渣率是在地层温度条件下，采用质量法进行评价，具体测试方法为：将20mL解堵剂和20mL原油样品分别预热5分钟至原油能够与解堵剂均匀混合；混合后放在具塞量筒中并剧烈震荡1min，然后置于50℃恒温水浴，加热1小时；取出具塞量筒，将量筒中的液体混合物倒在180目的铜分样筛，用汽油清洗并浸泡30分钟，然后风干；用电子天平称重风干物，得出酸渣量。通过以下公式求得抗酸渣率：抗酸渣率＝(A‑B)/A×100％，其中A、B分别为不含抗酸渣剂和含有抗酸渣剂的解堵剂与稠油形成的酸渣量。

[0031] 实施例1

[0032] 本实施例提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂，由以下具体步骤制备得到：

[0033] 1.在耐腐蚀容器中依次加入585.8g水，160g盐酸(浓度为30％的工业盐酸)，100g多元有机羧酸(质量比为3:1的聚丙烯酸和柠檬酸)，120g氟化铵，5g氨基三乙酸，5g氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐，8g无氯粘土稳定剂HJZ‑300，8g二氧化硫脲，0.4g带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷，在常温下搅拌均匀；

[0034] 2.继续加入6g失水山梨醇三硬脂酸酯，0.8g失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚，1g乙二醇丁醚，制得解堵剂。

[0035] 对本实施例得到的解堵剂的性能进行测试，测得解堵剂对稠油降粘率92.1％，表面张力为14.3mN/m，对基岩溶蚀率为28.7％，抗酸渣率为95.68％。

[0036] 实施例2

[0037] 本实施例提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂，由以下具体步骤制备得到：

[0038] 1.在耐腐蚀容器中依次加入781.9g水，80g盐酸(浓度为30％的工业盐酸)，50g聚丙烯酸，70g氟化铵，2g氨基三乙酸，3g氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐，4g无氯粘土稳定剂HJZ‑300，6g二氧化硫脲，0.2g带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷，在常温下搅拌均匀；

[0039] 2.继续加入2g失水山梨醇三硬脂酸酯，0.4g失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚，0.5g乙二醇丁醚，制得解堵剂。

[0040] 对本实施例得到的解堵剂进行性能测试，测得解堵剂对稠油降粘率87.2％，表面张力为20.4mN/m，对基岩溶蚀率为18.32％，抗酸渣率为90.68％。

[0041] 实施例3

[0042] 本实施例提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂的实际应用，以重量百分比计，所用解堵剂的具体组成为：

[0043] 0.6％失水山梨醇三硬脂酸酯，0.06％失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚，0.1％乙二醇叔丁醚，8％盐酸(浓度为30％的工业盐酸)，8％多元有机羧酸(质量比为3:2的聚丙烯酸和柠檬酸)，10％氟盐(质量比为1:2的氟化铵和氟化氢铵)，0.3％氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐，0.04％带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷，0.6％无氯粘土稳定剂HJZ‑300，0.4％氨基三乙酸，0.8％二氧化硫脲，余量为水。

[0044] 将上述成分混合均匀后，得到解堵剂。测试所得的解堵剂在洼38‑29‑51井施工现场的解堵效果。洼38‑29‑51井在解堵施工前的情况如下：该井含水率较低，原油粘度为3 3
43500mPa·s(50℃)；随着生产过程进行，产液量由开始的14.4m降到7.2m ，产油由开始的
11.7t降到4.7t，注汽压力较高，为12MPa，经油井产出物及生产情况分析，该井近井地带存在无机垢和有机垢，并且井筒周围有稠油重质组分堆积，应将重点放在井筒周围稠油重质组分解堵。

[0045] 该井于2018年3月施工，施工过程中共注入解堵剂52m3，解堵施工后恢复生产，施3
工后注汽压力降低至9.1MPa，产液量升至16.7m ，产油量9.3t，解堵效果明显。截止2018年
10月底继续有效。

[0046] 实施例4

[0047] 本实施例提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸解堵剂的实际应用，以重量百分比计，所用解堵剂的具体组成为：

[0048] 0.4％失水山梨醇三硬脂酸酯，0.06％失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚，0.08％乙二醇叔丁醚，8％盐酸(浓度为30％的工业盐酸)，10％聚丙烯酸，12％氟化氢铵，0.5％氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐，0.04％带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷，0.8％无氯粘土稳定剂HJZ‑300，0.4％氨基三乙酸，0.6％二氧化硫脲，余量为水。

[0049] 将上述成分混合均匀后，得到解堵剂。测试所得的解堵剂在洼38‑19‑10井施工现场的解堵效果。洼38‑19‑10井在解堵施工前的情况如下：该井含水率偏高，原油粘度为3 3
41200mPa·s(50℃)；随着生产过程进行，产液量由开始的19.8m降到10.4m ，产油由开始的
8.7t降到3.2t，注汽压力较高，为13MPa，经油井产出物及生产情况分析，该井近井地带存在无机垢和有机垢，井筒周围稠油重质组分堆积不多，应将重点放在近井地带解堵。

[0050] 该井于2018年7月施工，施工过程中共注入解堵剂55m3，解堵施工后恢复生产，施3
工后注汽压力降低至10MPa，产液量升至19.4m ，产油量7.4t，解堵效果明显。截止2018年12月底继续有效。

[0051] 实施例5

[0052] 本实施例提供了一种用于稠油井解堵的类乳酸解堵剂的实际应用，以重量百分比计，所用解堵剂的具体组成为：

[0053] 0.3％失水山梨醇三硬脂酸酯，0.06％失水山梨醇油酸单酯聚氧乙烯醚，0.08％乙二醇叔丁醚，12％盐酸(浓度为30％的工业盐酸)，10％多元有机羧酸(质量比为3:1的聚丙烯酸和丙三酸)，12％氟盐(质量比为1:1的氟化铵和氟化氢铵)，0.5％氯化苄季铵化咪唑啉季铵盐，0.03％带有聚氧乙烯和聚氧丙烯链的嵌段共聚型烷基糖苷，0.6％无氯粘土稳定剂HJZ‑300，0.4％铁离子稳定剂(质量比2:1的氨基三乙酸和乙二胺四丙酸)，0.6％二氧化硫脲，余量为水。

[0054] 将上述成分混合均匀后，得到解堵剂。测试所得的解堵剂在洼38‑21‑11井施工现场的解堵效果。洼38‑21‑11井在解堵施工前的情况如下：该井含水率偏高，原油粘度为3 3
47652mPa·s(50℃)；随着生产过程进行，产液量由开始的16.2m降到8.3m ，产油由开始的
6.4t降到1.5t，注汽压力较高，为12MPa，经油井产出物及生产情况分析，该井近井地带存在少量无机垢和有机垢，井筒周围稠油重质组分堆积不多，应将重点放在远井地带解堵。

[0055] 该井于2018年8月开始施工，施工过程中共注入解堵剂67m3，解堵施工后恢复生3
产，施工后注汽压力降低至8.9MPa，产液量升至15.7m ，产油量5.8t，解堵效果明显。截止
2019年3月底继续有效。

[0056] 实施例3‑5对应的施工井均属于辽河油田金海采油厂小洼油田，表1为各施工井在解堵前后的情况。

[0057] 表1

[0058]

[0059]

[0060] 根据表1可知，实施例3‑5对应施工的稠油井在解堵施工前注汽压力高，产液量小，稠油井产量低；解堵施工后，注汽压力明显下降，产液量升高，稠油井产量提高，带来很好的经济效益，解堵效果明显，施工成功率达100％。