HSA复合解堵工艺制造技术

本发明专利技术涉及一种ＨＳＡ复合解堵工艺。该工艺包括两部分，首先在注水井井口采用高压泵注入复合酸，间隔５－２４小时后，采用高浓度段塞或使用滴注装置注入活性剂，其中复合酸由盐酸１０～１２％、氢氟酸１％～２％、氟硼酸８％～１０％、冰醋酸２％、缓蚀剂２．０％、柠檬酸０．１～０．２％、异丁醇４．０～６．０％及水６８～７２％组成，活性剂由阴非离子表面活性剂０．１～０．２％、氯化钠０．３～０．５％及余量水组成，上述的缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按１∶１复配而成，阴、非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠和脂肪酸烷醇酰胺按１∶１复配而成。该复合解堵剂具有近井地带和油层深部综合解堵的作用，有效期长，解堵效果明显。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油田采油领域中一种注水井解堵工艺，尤其是一种 HSA复合解堵工艺。
技术介绍
低渗透油田油层发育差，油层孔隙半径明显变小、粘土含量及泥 质含量显著增加、粒度中值明显降低。该类油层在注水开发过程中轻 微堵塞即可造成注入压力升高，注入困难。同时孔道细小、孔喉作用增强、高比表面等特点直接对流体流动产生明显影响，而且渗透率 越低，影响越强。随着注入水不断推进，渗流阻力迅速增加，注入压 力升高快，注水量递减快。堵塞有有机堵塞和无机堵塞，无机堵塞主 要包括钻完井措施过程中泥浆污染、粘土矿物水化膨胀、内源和外源 颗粒造成的速敏伤害等；有机堵塞是指原油中有机质(譬如沥青、胶质等)在多孔介质中吸附、沉积后使部分孔喉受到堵塞；岩石渗透率明显下降，同时还可使岩石表面润湿性偏亲油，水相渗透率降低，同 时孔道细小、孔喉作用增强、高比表面等特点直接对流体流动产生明 显影响，而且渗透率越低，影响越强。随着注入水不断推进，渗流阻 力迅速增加，注入压力升高快，注水量递减快。常用的解堵方法是酸 化解堵，但效果不明显且有效期短。
技术实现思路
为了克服
技术介绍
的不足，本专利技术提供一种HSA复合解堵工艺，该工艺具有近井地带和油层深部综合解堵的作用，有效期长，解堵效果明显。 . 该HSA复合解堵工艺原理通常情况下，压差与流量的关系为-在Q、 p、 h、 Re、 RJ呆持不变的情况下，AP和Kw成反比，即若能 提高K.，就能降低AP。而式中l为地层对注入水的有效渗透率； K为地层绝对渗透率； -KM为地层对注入水的相对渗透率。 从该公式可以看出，提高绝对渗透率和相对渗透率都可以提高注 入水的有效渗透率。以往的油水井压裂、酸化措施解除机械杂质、坭等堵塞，疏通孔道，其作用机理是提高地层的绝对渗透率；而室内研 究表明，界面张力低溶液，可提高注入水的相对渗透率，理论上亲水岩石的终点(最高)水相对渗透率只有0. 15左右，而若溶液界面张力为零，则应达到l。即靠改变界面张力，水的相对渗透率在理论上可以提高1/0. 15=6. 7倍，注入压差也应该降低6. 7倍。本专利技术的技术方案是该HSA复合解堵工艺包括两部分，首先 在注水井井口采用高压泵注入复合酸，间隔5-24小时后，采用高浓 度段塞或使用滴注装置注入活性剂，其中复合酸由盐酸10~12%、氢 氟酸1%-2%、氟硼酸8%-10%、冰醋酸2%、缓蚀剂2. 0%、拧檬酸0. 1 0. 2%、 异丁醇4.0 6.0%及水68 72%组成，活性剂由阴、非离子表面活性剂 0.1-0.2%、氯化钠0.3~0..5%及余量水组成，上述的缓蚀剂由六次甲 基四胺和甲醛按l: l复配而成，阴、非离子表面活性剂由石油苯磺 酸钠、脂肪酸烷醇酰胺按l: l复配而成。在整个注入过程中，可依 据注入井注入压力和注入量变化，适当调整活性剂浓度及用量。 该HSA活性剂性能评价 1.复合酸体系该体系由无机酸、有机酸、缓蚀布」及粘土稳定剂等组成，具有较 好的解堵性能。针对发育较差的油层，要在一定深度和广度范围内提 高地层的孔隙度和渗透率，常规的酸化液与地层中胶结物的反应速度 快、作用范围小，达不到提高地层渗透率的效果，而采用的复合酸体 系中无机酸、有机酸在地层中缓慢水解生成氢氟酸，降低酸液反应活 力，从而增加了活性酸的作用半径。粘土稳定剂在岩石胶结物表面可形成保护膜，防止地层与酸液反应后胶结物中的粘土矿物随液流转 移，起到保护地层的目的。'缓蚀剂是一种铁离子稳定剂，保护油套管 及设备不受酸液腐蚀，并能防止地层中铁离子的沉淀。具体性能见下表1及图3。复合酸综合性能数据表 表1腐蚀速度 (g/m2. h)溶蚀率残酸与Fe3+的混 合物界面张力 (mN/m)化学稳定性0. 95>50无沉淀2.4115天性能不变2.活性剂解堵液由非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂及助剂等组成具有一定 表面活性溶液体系。该体系可降低油水界面张力，增加原油流动能力； 可改变岩石表面润湿性，使岩石润湿性向亲水方向转变，发挥毛管力 作用；增加水相渗透率，降低注入压力。各项性能如下表2及图4:① 与大庆原油油水界面张力可达到10—2mN/m;② 活性剂溶液可降低亲油介质表面与水的接触角；③ 活性剂溶液增加水相渗透率，降低注入压力。活性剂解堵液处理后的载波片与蒸馏水的动态接触角 表2溶液前进角(°)后退角(°)矿场注入水92.9890.39活性解堵液67.7560.43备注用甲基硅油处理过的载波片模拟亲油油层。本专利技术具有如下有益效果本专利技术通过分析该类油层注水困难、 注水压力高的原因，并在总结以往注水井降压增注工作的基础上，通 过大量的理论研究和实验，开发出一种新型的解堵技术，B卩HSA 复合解堵技术。其所应用的解堵剂是一种由复合酸、活性剂等构成的 复合体系，具有近井地带和油层深部综合解堵的作用，使解堵效果明 显优于常规酸化解堵，有效期长。此外，该技术对中低渗透污染严重 的油层具有明显的解堵效果。受地层条件制约因素少。该活性剂复合 解堵技术是将复合酸酸化技术和活性剂解堵增注技术两种不同工艺 有机结合，既提高注入水的绝对渗透率又提高其相对渗透率，综合提 高注入水的有效渗透率，进一步降低注入压力。首先向地层注入复合 酸酸化液，解除近井地带油层无机物堵塞，疏通孔道，从而保证后续活性液顺利注入。再注入具有一定表面活性的活性液及相应助剂，活 性液随注入水逐步推入地层深部，活化滞留油、增大毛管数并改变岩 石润湿性，增加水的相对渗透率的作用，达到提高油层注入能力的目 的。复合酸体系作用是解除地层周围无机污染，增加地层孔隙度和渗 透率，可使后续活性剂溶液注入顺利，对油层深部发驱油、降低油水 界面张力的作用。该复合解堵剂具有近井地带和油层深部综合解堵的 作用。附图说明图1是南5-31-626井注水曲线； 图2是南6-20-626井注水曲线； 图3活性剂体系与原油界面张力稳定性曲线；图4岩心相对渗透率曲线； 图5高压泵注工艺示意图6活性剂滴注工艺示意图。 具体实施例方式下面结合实施例对本专利技术作进一步说明下述实施例中所用的复合解堵液配方为复合酸由盐酸12%、氢 氟酸1%、氟硼酸8%、冰醋酸2%、缓蚀剂2. 0%、柠檬酸0. 2%、异丁 醇4.0%及水70.8%组成，活性剂由阴非离子表面活性剂0. 1%、氯化 钠0.5%及99.4的水组成，其中缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按l: 1 复配而成，阴非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠、脂肪酸烷醇酰胺按 1: l复配而成。实施例l、模拟实际地层温度、压力，将复合酸及活性剂先后通 过天然岩心，进行岩心解堵流动模拟试验，以注复合解堵液前后标准 盐水渗透率的变化判断解堵效果。 "(Kw-Kwo) /KwX100%式中ri-渗透率提高率，％Kwo-注解堵液前岩心的初始水测渗透率，X 10—、 m2; Kw-注解堵液后岩心的水测渗透率，X 10'3 li m2。岩心物理模拟实验数据 表3<table>table see original document page 7</column></row><table>天然岩心采用HSA复合解堵后岩心渗透率提高率平均达100.81%。实施例2、南6区西块三次加密本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种ＨＳＡ复合解堵工艺，其特征在于：该工艺包括两部分，首先在注水井井口采用高压泵注入复合酸，间隔５－２４小时后，采用高浓度段塞或使用滴注装置注入活性剂，其中复合酸由盐酸１０～１２％、氢氟酸１％－２％、氟硼酸８％－１０％、冰醋酸２％、缓蚀剂２．０％、柠檬酸０．１～０．２％、异丁醇４．０～６．０％及水６８～７２％组成，活性剂由阴、非离子表面活性剂０．１～０．２％、氯化钠０．３～０．５％及余量水组成，上述的缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按１∶１复配而成，阴、非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠和脂肪酸烷醇酰胺按１∶１复配而成。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：吴永华，吴震宇，吴明伟，吴琼钰，
申请(专利权)人：大庆汇联技术开发有限公司，
类型：发明
国别省市：23[中国|黑龙江]