【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油气田勘探开发，更具体的是涉及解堵剂。
技术介绍
1、解堵是保障油气井增产、注入井增注的一项有效技术。实际油气藏由于在生产过程的变化，外来物质的引入，都可能导致对储层的堵塞，影响油气井生产、注入井的注入；在油气生产井筒及地面集输系统中，由于外来的物质的引入，或生产制度的变化，产生井筒污物和水合物等复杂堵塞，对高压气井或带压集输管网带来巨大的安风险隐患。国内外目前主要考虑水合物预防，考虑堵塞物的单独解堵技术较多。
2、例如：专利申请号为“201110240584.6”的中国专利技术专利公开了一种用于油气井酸化的自生气配方，其由质量分数为10-40％尿素、1-10％固体酸、50-85％硝酸盐组成；直接和酸液进行混合配制，地面不发生反应，在地层温度高于70℃下发生反应，产生气体。该技术采用硝酸盐体系，需要反应一定的初始温度大于60-70℃，且需要一定的氢离子浓度，初始反应较慢，在井筒条件下，是否能够逐步反应，难以保障，且可能造成再次的水合物堵塞。现有技术中，该技术适用于低压油气井酸化增产措施中增加地层能量、提高残酸返排率、改善酸化效果。
3、再如：专利申请号为“202010681997.7”的中国专利技术专利公开了一种二氧化碳气热复合解堵剂、制备方法及其应用，其包括组分a、组分b和组分c；组分a，按总和100wt％计算，所述组分a包括10～20wt％二元羧酸，余量为水；组分b，按总和100wt％计算，所述组分b包括5～10wt％尿素、10～20wt％铵盐，余量为水；组分c，按总和100wt％计算，
4、另外，上述两篇文件的技术特征合并直接适用存在以下问题：
5、(1)反应放热时间短，亚硝酸体系，在强酸中持续反应时间小于20min，且加速硝酸盐的剧烈反应，达不到长期反应放热解堵的目的，反应时间小于 90min，在高压井中，采用直接反应导致频换开关井，安全隐患巨大。
6、(2)使用中需要克服巨大困难，即如何在加注中不发生反应，即在加入中途、且未到达指定位置前已经在反应，可以说，两者结合是不能实现指定位置的解堵，且初始加入量通常较小，限制了亚硝酸盐和硝酸盐混合使用的可能性。
7、(3)对于含油污井筒，采用现有技术无法实现油污和水合物堵塞的同时有效解除，尤其是低温井条件下，油污及硅质微粒的存在，导致下入工具无法到达指定位置。
8、由此可见，现有技术中的解堵技术大都集中在如何生热、堵塞物分析等方面，但是，都难以实现反应速率和反应时间的有效控制，且实际堵塞中通常为复合堵塞，尤其是高压井筒、带压地面集输系统进行水合物及其它复合堵塞物解除。另外，现有技术中的高压井解堵采用传统的加热方式，即从地面加热，但是，该方式只能在离地面10-20米或者更近的地方才有效，一旦井筒离地面超过50米或者其它的地方有水合物堵塞，地面加热是无法解除堵塞的。
技术实现思路
1、本专利技术的目的在于：为了解决在复杂岩性环境，如沥青含量高(超过1％)、地层疏松微粒易运移、砂砾含量高(超过3％)的储层以及超高压地层压力超过100mpa储层，现有解堵剂达不到长期反应放热解堵这一技术问题，本专利技术提供一种用于复杂岩性环境的解堵液及其解堵方法。
2、本专利技术为了实现上述目的具体采用以下技术方案：
3、一种用于复杂岩性环境的解堵液，包括质量比为1:(1.05-1.50)的1号体系和2号体系；
4、所述1号体系包括固体1a和液体1b；所述固体1a包括1号固体和2号固体，所述1号固体包括亚硝酸盐和铵盐，所述2号固体为氨基磺酸、草酸、柠檬酸、硼酸和盐酸肼的一种或几种；所述液体1b包括渗透剂、携带剂、起泡剂、聚乳酸和醇类；
5、所述2号体系包括固体2a、液体2b和固体2c；所述固体2a包括硝酸盐和尿素；所述液体2b包括盐酸、有机膦酸、表面活性剂和缓蚀剂；所述固体 2c为氟盐。
6、本专利技术中，固体1a的主要反应为：亚硝酸盐、铵盐在固体弱酸下的催化反应生成氯化钠、水、氮气及热量，液体1b提供溶解的需要的水；固体2a的主要反应为：硝酸钠与尿素在70℃，10％左右氢离子条件下，生成氯化钠、水、氮气和热。
7、作为优选，所述1号体系中，固体1a和液体1b质量比为1:0.3-0.7；所述固体1a中，1号固体和2号固体质量比为1:(1.00-1.20)。
8、作为优选，所述1号固体还包括粘结剂，所述亚硝酸盐、铵盐、粘结剂的质量比为1:1:(0.1-0.5)
9、其中，所述的亚硝酸盐为亚硝酸钠、亚硝酸钾的一种或其混合物，更为优选地，亚硝酸钠:亚硝酸钾质量比为1:(1.2-1.3)；所述铵盐为氯化铵、硫酸铵、碳酸氢铵、硝酸铵、磷酸氢二铵的一种或其几种混合物，更为优选地，碳酸氢铵：硝酸铵：磷酸氢二铵质量比为1:1.1:1.6-1.7；所述粘结剂为氰基丙烯酸酯、聚甲基丙烯酸酯、聚乙二醇、聚乙烯醇的一种或其几种混合物；更为优选地，聚甲基丙烯酸酯:聚乙烯醇:聚乙二醇质量比为0.1:1.2:1.2；其中聚甲基丙烯酸酯分子量1-2万、聚乙烯醇分子量为3-4万，聚乙二醇分子量1000-3000。
10、作为优选，2号固体为质量比为1:1:(0.5-1)的氨基磺酸、草酸和柠檬酸或着质量比为1:1:(1-1.5)的氨基磺酸、柠檬酸和盐酸肼。
11、作为优选，所述液体1b由以下质量百分比的物质组成：1-2％的渗透剂， 0.2-0.8％的携带剂，0.5-2％的起泡剂，5-10％的聚乳酸，1-2％醇类，余量为60-80℃的温水。
12、其中，渗透剂为烷基磺酸钠类(苯磺酸钠)、油酰氧基乙磺酸钠、聚氧乙烯醚类(脂肪醇、烷基酚)、聚醚、顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠的一种或几种；优选为直链8碳辛醇聚氧乙烯醚:壬基酚聚氧乙烯醚:顺丁烯二酸二仲辛酯磺酸钠质量比为1:1:1.2-2。渗透剂可以使酸液有效的进入储层深部，携带剂把复杂岩性没有溶蚀的部分携带出地层，且不会对地层造成伤害，聚乳酸可以逐步释放一定浓度的氢离子，醇类可提高残液的返排率达到80％以上。
13、携带剂为一种具有高分子结构的物质，主要含有聚丙烯酰胺类改性物质，主要结构：
14、
15、其中，x:y:z＝35000～60000:80～600:10～55。
16、起泡剂为脂肪酸甲酯磺酸钠、椰油酰胺甜菜碱的一种或其混合物；更优选为脂肪酸甲酯磺酸钠、椰油酰胺甜菜碱按质量比为1:(2-3)混合。
17、聚乳酸的分子量5-20万。
18、醇类为甲醇、乙醇、苯甲醇、乙二醇、丁醇、戊醇、3-本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，包括质量比为1:(1.05-1.50)的1号体系和2号体系；
2.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述1号体系中，固体1A和液体1B质量比为1:0.3-0.7；所述固体1A中，1号固体和2号固体质量比为1:(1.00-1.20)。
3.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述1号固体还包括粘结剂，所述亚硝酸盐、铵盐、粘结剂的质量比为1:1:(0.1-0.5)。
4.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述液体1B由以下质量百分比的物质组成：1-2％的渗透剂，0.2-0.8％的携带剂，0.5-2％的起泡剂，5-10％的聚乳酸，1-2％醇类，余量为60-80℃的温水。
5.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述2号体系中，固体2A、液体2B和固体2C质量比为1:(0.15-0.50):(1-3)。
6.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述固体2A还包括硫脲、生石灰、
7.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述液体2B由以下质量百分比组分组成：1-15％的盐酸，10-35％的有机膦酸、1-3.5％的表面活性剂、0.5-2.0％的缓蚀剂，余量为60-80℃温水。
8.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述氟盐由摩尔比为1:2:(0.1-0.5)的二氟化氢铵、四丁基氟化铵和固体氢氟酸组成。
9.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，还包括3号体系，所述1号体系与3号体系的质量比为1:(1-5)；所述3号体系包括高效溶剂、表面活性剂、高效溶剂油。
10.用于复杂岩性环境的解堵液的解堵方法，其特征在于，包括以下步骤：
...【技术特征摘要】
1.用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，包括质量比为1:(1.05-1.50)的1号体系和2号体系；
2.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述1号体系中，固体1a和液体1b质量比为1:0.3-0.7；所述固体1a中，1号固体和2号固体质量比为1:(1.00-1.20)。
3.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述1号固体还包括粘结剂，所述亚硝酸盐、铵盐、粘结剂的质量比为1:1:(0.1-0.5)。
4.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述液体1b由以下质量百分比的物质组成：1-2％的渗透剂，0.2-0.8％的携带剂，0.5-2％的起泡剂，5-10％的聚乳酸，1-2％醇类，余量为60-80℃的温水。
5.根据权利要求1所述的用于复杂岩性环境的解堵液，其特征在于，所述2号体系中，固体2a、液体2b和固体2c质量比为1:(0.15-0.50):(1-3...
【专利技术属性】
技术研发人员：王道成，熊钢，刘蔷，冯莹莹，熊颖，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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