【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及地下储气库注采井完井投产措施，特别是一种储气库注采井复合解堵剂及解堵投产方法，是一种新型的能够实现不动管柱、不压井的、能够有效保护油套管避免腐蚀伤害，且能够高效解除注采新井近井地带污染的解堵措施以及不动管柱解除井底污染的工艺方法。
技术介绍
1、随着国内天然气地下储气库陆续建成，储气库在天然气冬季保供中发挥了巨大作用。通过普查井史、结合现场测试，分析地层非均值因素、堵漏剂漏失为主要原因，需要进行解堵措施。酸化解堵作为油井增产稳产的重要技术之一，被油田广泛应用，辽河油田每年解堵措施井达到700井次左右，部分油井在酸化过程中由于地层非均质因素、地层存在优势通道或酸液体系配方的影响，导致酸化或者重复酸化后没有达到预期效果。
2、大量钻井液、完井液漏失；堵漏泥浆的使用，导致地层污染严重，但传统酸化解堵技术采用的“氢氟酸+盐酸”配方体系并未针对储气库储层特点、管柱材质进行优化，由于地层非均质因素、酸液体系配方的影响，酸化效果差且易引发管柱腐蚀。
3、现有的解堵措施仍然采用单一的注入酸液+缓蚀剂+防彭剂等混合药剂的思路，无法良好的适用于储气库注采井，所以亟需研发一种储气库注采井复合解堵投产技术，以解决以上难题。
技术实现思路
1、针对现有技术的不足，本专利技术本次创新成果从储气库缓蚀转向解堵药剂配方、注采井井底复合冲洗工艺方法两个方面进行科研攻关并形成储气库注采井复合解堵投产技术。
2、为了实现以上目的，本专利技术的技术方案如下：
4、进一步的，所述暂堵剂是将增能制剂的组分按照质量百分比 100％分为32.6％～50.1％的复合暂堵剂a，以及49.9％～67.4％的复合暂堵剂b。
5、进一步的，所述复合暂堵剂a的制备方法包括以下步骤：室温下，于容器中依次加入如下质量份数的试剂，100～120份水、12～18 份亚硝酸盐、15～20份碳酰胺、4～9份bk201型起泡剂和5份硅树脂聚醚乳液类mps型稳泡剂，搅拌均匀。
6、进一步的，所述复合暂堵剂b为转向暂堵颗粒，制备方法包括以下步骤：室温下，于容器中依次加入质量份数为31～43份油溶性树脂和57～69份可降解纤维，搅拌均匀。
7、所述暂堵剂也可以采用如下的质量份数配制：转向暂堵颗粒5～8 份，碳酰胺15～20份，亚硝酸盐12～18份，铵盐10～16份，hpma 型分散剂2～4份，盐酸50～60份，氟盐7～10份，阳极型钼酸盐型缓蚀剂4～8份，铁离子稳定剂2～6份及100～120份的水。
8、进一步的，所述阳极型钼酸盐型缓蚀剂的制备方法包括以下步骤：室温下，在耐腐蚀压力容器中依次加入质量份数为20～30份的钼源moo3、40～50份的聚乙二醇peg-400，通过水热法制得。
9、进一步的，所述解堵酸剂的制备方法包括以下步骤：室温下，于耐腐蚀容器中依次加入如下质量份数的试剂，100～120份水、50～60 份酸制剂、73～80份氟盐、12～30份氟硼酸盐、5～9份阳极型钼酸盐型缓蚀剂、12～18份粘土防膨剂，搅拌均匀。
10、一种储气库注采井解堵投产方法，包括以下步骤：
11、①于地面通过丝扣，将高压旋转喷射冲洗工具与连续油管相连接，连接确认无误后首先卸下储气库注采井井口连接装置的顶部采气树帽，将高压旋转喷射冲洗工具下放至连续油管防喷器组中；
12、②将连续油管防喷器组利用专用的连接接头与采气树顶部由壬连接；关闭井口下主阀及主阀，整体试压30mpa；
13、③返排连接节流管汇后进循环罐，压井管汇连接采气树试压30mpa，压降小于0.7mpa合格；
14、④在连续油管作业机进口管线一侧连接泵车、清水罐车、收液罐车；
15、⑤打开井口下主阀及主阀，下入高压旋转喷射冲洗工具，探遇阻面，复探3次，与钢丝作业结果确认无误；
16、⑥连续油管出喇叭口后，开泵冲洗，冲洗排量350l/min，观察井口返出物，并计量返出物量；
17、⑦地面连接药剂罐，根据单井储层情况、污染情况等综合分析计算解堵酸剂、阳极型钼酸盐缓蚀剂以及暂堵剂用量，施工中分段塞注入解堵酸剂、阳极型钼酸盐型缓蚀剂、暂堵剂，观察压力变化，出现明显压降说明近井地带污染解除；
18、⑧污染解除后调低排量为初始注入排量的30％，注入剩余顶替清水扩大药剂波及范围，直至设计药剂量全部完成注入；
19、⑨由于药剂的可溶解特点，施工完成后关井持续作用48小时，药剂自然降解，无需返排。
20、进一步的，所述高压喷射冲洗工具整体采用丝扣反旋上紧工艺组装而成，首先将膨胀管反旋上紧于下支撑管上，打入安全销钉，如果下放遇阻，可以剪断销钉提出，最后组装316l不锈钢外壳，检查喷射孔是否干净完好，即完成工具组装。
21、本专利技术与现有技术相比的有益效果是：
22、本专利技术是鉴于传统酸化解堵技术采用的“氢氟酸+盐酸”配方体系并针对储气库储层特点、管柱材质进行优化，由于地层非均质因素、酸液体系配方的影响，传统“氢氟酸+盐酸”酸化效果差且易引发管柱腐蚀。
23、本专利技术以改善地层非均质、扩大储层动用程度和避免酸液腐蚀影响为目标，研发形成适用于储气库注采井的选择+缓蚀+酸化于一体的强缓蚀酸化解堵工艺，填补储气库注采井解堵领域技术空白，为注采井增注增产提供有力支撑，保障储气库调峰保供功能顺利实现。
24、其中酸液缓蚀效果有显著提升，通过室内实验与目前常用的常规有机酸(氢氟酸+氟盐型)对比，在缓蚀效果上，本专利技术强缓蚀型酸液对l80-13cr型管材的腐蚀有明显降低。
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1.一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，包括解堵酸剂、阳极型钼酸盐型缓蚀剂和暂堵剂的组合。
2.如权利要求1所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述暂堵剂包括质量百分比32.6％～50.1％的复合暂堵剂A和质量百分比49.9％～67.4％的复合暂堵剂B。
3.如权利要求2所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述复合暂堵剂A的制备方法包括以下步骤：室温下，于容器中依次加入如下质量份数的试剂，100～120份水、12～18份亚硝酸盐、15～20份碳酰胺、4～9份BK201型起泡剂和5份硅树脂聚醚乳液类MPS型稳泡剂，搅拌均匀。
4.如权利要求2所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述复合暂堵剂B为转向暂堵颗粒，制备方法包括以下步骤：室温下，于容器中依次加入质量份数为31～43份油溶性树脂和57～69份可降解纤维，搅拌均匀。
5.如权利要求1所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述暂堵剂采用如下的质量份数配制：转向暂堵颗粒5～8份，碳酰胺15～20份，亚硝酸盐12～18份，铵盐10～16份，HPMA型分散
6.如权利要求1或5所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述阳极型钼酸盐型缓蚀剂的制备方法包括以下步骤：室温下，在耐腐蚀压力容器中依次加入质量份数为20～30份的钼源MoO3、40～50份的聚乙二醇PEG-400，通过水热法制得。
7.如权利要求1所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述解堵酸剂的制备方法包括以下步骤：室温下，于耐腐蚀容器中依次加入如下质量份数的试剂，100～120份水、50～60份酸制剂、73～80份氟盐、12～30份氟硼酸盐、5～9份阳极型钼酸盐型缓蚀剂、12～18份粘土防膨剂，搅拌均匀。
8.一种储气库注采井解堵投产方法，其特征是，包括以下步骤：
9.如权利要求8所述的一种储气库注采井解堵投产方法，其特征是，所述高压喷射冲洗工具整体采用丝扣反旋上紧工艺组装而成，首先将膨胀管(11)反旋上紧于下支撑管(12)上，打入安全销钉(10)，如果下放遇阻，可以剪断销钉提出，最后组装316L不锈钢外壳(8)，检查喷射孔是否干净完好，即完成工具组装。
...【技术特征摘要】
1.一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，包括解堵酸剂、阳极型钼酸盐型缓蚀剂和暂堵剂的组合。
2.如权利要求1所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述暂堵剂包括质量百分比32.6％～50.1％的复合暂堵剂a和质量百分比49.9％～67.4％的复合暂堵剂b。
3.如权利要求2所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述复合暂堵剂a的制备方法包括以下步骤：室温下，于容器中依次加入如下质量份数的试剂，100～120份水、12～18份亚硝酸盐、15～20份碳酰胺、4～9份bk201型起泡剂和5份硅树脂聚醚乳液类mps型稳泡剂，搅拌均匀。
4.如权利要求2所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述复合暂堵剂b为转向暂堵颗粒，制备方法包括以下步骤：室温下，于容器中依次加入质量份数为31～43份油溶性树脂和57～69份可降解纤维，搅拌均匀。
5.如权利要求1所述的一种储气库注采井复合解堵剂，其特征是，所述暂堵剂采用如下的质量份数配制：转向暂堵颗粒5～8份，碳酰胺15～20份，亚硝酸盐12～18份，铵盐10～16份，hpma型分散剂2～4份，盐酸50～60份，氟...
【专利技术属性】
技术研发人员：董奇玮，王江宽，贺梦琦，汪生平，王梓吉，曾文波，刘长环，吕冬梅，王军飞，成少兵，孙立超，王一杰，赵育，张开元，
申请(专利权)人：辽河石油勘探局有限公司，
类型：发明
国别省市：
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