一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液及制备方法与流程 专利技术说明

喷涂装置;染料;涂料;抛光剂;天然树脂;黏合剂装置的制造及其制作,应用技术1.本发明涉及低渗油田水井解堵技术领域，特别涉及一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液及制备方法。背景技术：2.低渗油田生产开发过程中为了提高整体区块采收率，采用注水开发保持地层能量，水驱二次采油后，区块整体含水率提升，实现了油井增产。低渗油田开发几年或者十几年后受水驱导致井组对应油井含水上升，影响了区块整体产能。针对注水开发过程中油井含水上升过快区块开始了整体调剖调驱控水增油，降低区块整体含水率，保障了区块产量的稳产。3.调剖调驱材料主要有聚合物微球、peg、聚丙烯酰胺复合交联体、表面活性剂等体系，其中材料含有聚合物组分占调驱材料90%以上。近三年，长庆低渗油田水井调剖数量均达4000口井/年，注入方式由原来的单井注入转向注水站管网笼统注入。随着调剖调驱中聚合物注入体积的增加，由于受储层物性、非均质性影响，目前有10%左右水井呈现因注聚导致注水压力高，达不到配注，间歇注入等现象，每年因注聚堵塞井数量仍在增加，严重影响区块水驱效率。4.截止2020年10月底长庆低渗油田针对高压欠注水井已完成756井次水井小型压裂、酸化解堵等增注措施，取得了一定的降压增注效果。分析发现78口无效井中前期调剖调驱高压欠注水井比例高达77%，并且该类水井解堵后普遍存在水驱效率降低、有效期短的问题。为了提高调剖调驱高压欠注水井解堵有效率和水驱效率，有必要针对性开发一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液，实现高压欠注水井有效治理，达到区块整体高效开发的目标，满足低渗油田稳产的需求。5.中国专利公开号“cn109913193a”，2019年6月21日公开了一种低渗透油藏注水井降压增注剂及其制备方法；该降压增注剂包括以下成分及其重量份：脱氢松香型表面活性剂50~55份、甜菜碱型两性表面活性剂7~11份、阳离子表面活性剂18~22份、鲸蜡醇5~8份、乙醇加至100份。该降压增注剂不仅可以清除油膜，其中的阳离子组分以水为传递介质在岩石表面形成分子膜，稳定粘土，改善岩石表面润湿性，降低注水摩阻和毛管阻力，从而起到降低注水压力、提高低渗透油藏的注水能力、提高水驱效率的目的。6.中国专利公开号“cn109251739a”，2019年1月22日公开了一种降压增注药剂及其制备方法，所述降压增注药剂由如下重量百分比的原料制备得到：除垢剂20％～25％；表面活性剂0.1％～0.3％；渗透剂0.1％～0.3％；缓蚀剂0.5％～1％；溶剂10％～15％；余量为水。该降压增注药剂可有效阻止硫酸钙、硫酸钡、碳酸钙等垢的形成，降低油-水界面张力，改变岩石润湿性，同时具有较好的扩散、净洗性能。该降压增注药剂性能稳定，寿命长，可长期保存使用，原料来源广泛，价格低廉。本发明的降压增注药剂可以直接通过局部增压撬泵入井底，使用方便，对设备和管柱无腐蚀，可解决局部增压撬提压后注水井再次因地层近井地带结垢堵塞导致注水井压力上升的问题，在水井降压增注方面具有较好的应用前景。7.以上述专利为代表的针对高压欠注水井的降压增注工作液主要有以下三种类型：①表面活性剂类，通过在岩石表面吸附，形成一层表面活性剂膜，改变（改善）岩石表面润湿性，降低水驱毛管阻力，从而起到降低注水压力；②酸液类，通过对无机垢的溶解，疏通水流通道，达到降低水驱压力；③强氧化剂类：如过硫酸铵类，释放自由基电荷，对有机堵塞物进行分解，达到解堵增注的目的。8.以上三种针对水井解堵增注均具有一定效果。但是针对低渗油田储层非均质性强、水驱启动压力高，导致水驱流向主要在裂缝、微裂缝中进行流动，尤其是前期进行大剂量聚合物调剖，聚合物被推送至储层深部远端，一般的酸液和强氧化剂在反应过程中将被消耗，而表面活性无法降解高分子聚合物。9.因而针对低渗油田调剖升压水井降压增注有必要研发一种能较好的解决以上问题的工作液，解决调剖升压水井降压增注，恢复井组注水能量补充，促使区块整体开发高效开发。技术实现要素：10.为了克服前期大剂量调剖聚合物在注水井井筒远端堵塞的问题，本发明提供一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液及制备方法，本发明缓慢的释放了有效物质对井筒深部的调剖聚合物进行解除，解除了水驱流向通道内有机-无机堵塞物，同时，具有优良的降界面张力性能，改善了岩石润湿性，降低了水驱阻力。本发明在辅剂和助剂的共同作用下，增强水驱油效率，促使岩石孔道剩余油排出，提高了水驱洗油能力，进一步提高水驱采收率。11.本发明采用的技术方案如下：一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液，其工作液配方以重量百分比计，其组分为：主剂：20-30%；辅剂：5-8%；助剂：5-8%；分散剂：3-5%；稳定剂：3-5%；包被剂：5-10%；其余为工业自来水。12.所述的主剂由次氯酸钠和次溴酸钠组成，其中，次氯酸钠占工作液配方的重量百分比为15-20%，次溴酸钠占工作液配方的重量百分比为5-10%。13.所述的辅剂由硬脂酸钠和n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠组成，其中，硬脂酸钠占工作液配方的重量百分比为3-5%，n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠占工作液配方的重量百分比为2-3%。14.所述的助剂由椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和三乙醇胺组成，其中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺占工作液配方的重量百分比计为3-5%，三乙醇胺占工作液配方的重量百分比为2-3%。15.所述的分散剂为柠檬烯或a-松油烯中一种或者多种。16.所述的稳定剂为谷氨酸二乙酸钠盐。17.所述的包被剂由三聚甘油油酸酯和甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯组成，其中，三聚甘油油酸酯占工作液配方的重量百分比为3-5%，甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯占工作液配方的重量百分比计为2-5%。18.一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液的制备方法，首先在反应釜中按比例加入工业自来水，将反应釜升温至70-80℃，再按比例加入包被剂，搅拌20-30min；再按比例加入分散剂，搅拌20-30min；再按比例加入稳定剂，搅拌10-20min；再按比例加入助剂，搅拌10-20min；再按比例加入辅剂，搅拌40-60min；冷却至室温；最后按比例加入主剂，搅拌10-20min，即生产出低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品。19.本发明的有益效果为：本发明缓慢的释放了有效物质对井筒深部的调剖聚合物进行解除，解除了水驱流向通道内有机-无机堵塞物，同时，具有优良的降界面张力性能，改善了岩石润湿性，降低了水驱阻力。本发明在辅剂和助剂的共同作用下，增强水驱油效率，促使岩石孔道剩余油排出，提高了水驱洗油能力，进一步提高水驱采收率。具体实施方式20.实施例1：为了克服前期大剂量调剖聚合物在注水井井筒远端堵塞的问题，本发明提供一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液及制备方法，本发明缓慢的释放了有效物质对井筒深部的调剖聚合物进行解除，解除了水驱流向通道内有机-无机堵塞物，同时，具有优良的降界面张力性能，改善了岩石润湿性，降低了水驱阻力。本发明在辅剂和助剂的共同作用下，增强水驱油效率，促使岩石孔道剩余油排出，提高了水驱洗油能力，进一步提高水驱采收率。21.一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液，其工作液配方以重量百分比计，其组分为：主剂：20-30%；辅剂：5-8%；助剂：5-8%；分散剂：3-5%；稳定剂：3-5%；包被剂：5-10%；其余为工业自来水。22.本发明应用在低渗油田调剖调驱后高压欠注水井降压增注技术领域。低渗油田受水驱含水上升影响，在水井中大规模开展调剖调驱提高了区块整体采收率，井组调剖调驱后部分水井升压导致高压欠注，反而影响局部油井能量受效。而本发明提供的降压增注工作液针对调剖调驱聚合物体系，具有缓慢释放周期长，对交联聚合物降粘、降解性能高，可分散储层深部高分子类有机物堵塞，扩大水驱通道孔喉，沟通油水井受效通道，达到水井降压增注、对应油井水驱能量受效，提高区块整体开发效益的目的。23.本发明缓慢的释放了有效物质对井筒深部的调剖聚合物进行解除，解除了水驱流向通道内有机-无机堵塞物，同时，具有优良的降界面张力性能，改善了岩石润湿性，降低了水驱阻力。本发明在辅剂和助剂的共同作用下，增强水驱油效率，促使岩石孔道剩余油排出，提高了水驱洗油能力，进一步提高水驱采收率。24.实施例2：基于实施例1的基础上，本实施例中，优选的，所述的主剂由次氯酸钠和次溴酸钠组成，其中，次氯酸钠占工作液配方的重量百分比为15-20%，次溴酸钠占工作液配方的重量百分比为5-10%。25.优选的，所述的辅剂由硬脂酸钠和n-十六烷基胺基，n,n-二丙磺酸钠组成，其中，硬脂酸钠占工作液配方的重量百分比为3-5%，n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠占工作液配方的重量百分比为2-3%。26.优选的，所述的助剂由椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和三乙醇胺组成，其中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺占工作液配方的重量百分比计为3-5%，三乙醇胺占工作液配方的重量百分比为2-3%。27.优选的，所述的分散剂为柠檬烯或a-松油烯中一种或者多种。28.优选的，所述的稳定剂为谷氨酸二乙酸钠盐。29.优选的，所述的包被剂由三聚甘油油酸酯和甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯组成，其中，三聚甘油油酸酯占工作液配方的重量百分比为3-5%，甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯占工作液配方的重量百分比计为2-5%。30.一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液的制备方法，首先在反应釜中按比例加入工业自来水，将反应釜升温至70-80℃，再按比例加入包被剂，搅拌20-30min；再按比例加入分散剂，搅拌20-30min；再按比例加入稳定剂，搅拌10-20min；再按比例加入助剂，搅拌10-20min；再按比例加入辅剂，搅拌40-60min；冷却至室温；最后按比例加入主剂，搅拌10-20min，即生产出低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品。31.本发明具有缓慢释放有效物质对井筒深部的调剖聚合物进行解除。32.本发明中，次氯酸钠和次溴酸钠受包被剂（三聚甘油油酸酯和甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯）与分散剂（柠檬烯或者a-松油烯）混相乳化包裹，硬脂酸钠和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺形成活性剂胶束，阻止次氯酸钠和次溴酸钠快速释放。主剂在三乙醇胺形成的碱性环境中也能抑制电离平衡，减缓释放速度。通过主剂延迟反应，利于扩大注入解堵半径，可以接触到井筒深部的调剖聚合物。整个工作液为碱性环境，能引起的聚合物堵塞物中聚丙烯酰胺聚合物中酰氨基或其他官能团的水解，促进降解；其次次氯酸钠和次溴酸钠也能画满释放自由基，聚合物主链的自由基断裂降解，从而导致分子链的断裂（分子量降低）或分子间的交联，在碱性条件下，降解的将更彻底。33.本发明可以解除水驱流向通道内有机-无机堵塞物。34.本发明中，分散剂（柠檬烯或者a-松油烯）利用相识相容原理可将分散、溶解部分水驱通道中残留蜡质、胶质和沥青质等有机堵塞物。稳定剂（谷氨酸二乙酸钠盐）能螯合水驱通道中碳酸钙、硫酸钙等无机堵塞物，同时，稳定剂抑制注入水中金属离子，减少水驱结垢，有利于延长降压增注有效期。35.本发明具有优良的降界面张力性能，改善岩石润湿性，降低水驱阻力。硬脂酸钠和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺形成活性剂胶束，显著降低注入水的界面张力，在n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠和三乙醇胺的协助作用下，进一步降低油水界面张力，改善岩石润湿性，是注入水在水流通道内流动阻力降低，从而降低注水压力。36.本发明可提高水驱洗油能力。硬脂酸钠和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺形成胶束，能较好清洗岩石壁面，在n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠和三乙醇胺协同作用下，利用形成的表活性剂胶束和碱性双重条件，增强水驱油效率，促使岩石孔道剩余油排出，进一步提高水驱采收率。37.本发明提供的低渗油田调剖升压水井降压增注工作液可缓慢释放有效物质，对调剖聚合物（聚丙烯酰胺类、交联聚丙烯酰胺类、丙烯酸类、体膨颗粒、聚合物微球）进行降粘、溶解，降解；分散水驱通道中残留蜡质、胶质和沥青质等有机堵塞物，沟通油水井受效通道；清洗岩石壁面的剩余油，扩大水驱通道孔喉；利用工作液中形成的表面活性剂胶束，降低溶液界面张力和毛管力减少水相流动阻力，达到水井降压增注。恢复井组注水能量补充，使对应油井水驱能量受效，实现区块整体开发高效开发。38.实施例3：基于实施例1或2的基础上，本实施例中，按照占低渗油田调剖升压水井降压增注工作液中重量百分比计，主剂：20%，其中，次氯酸钠重量百分比计为15%，次溴酸钠重量百分比计为5%；辅剂：5%，其中，硬脂酸钠重量百分比计为3%，n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠重量百分比计为2%；助剂：5%，其中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺重量百分比计为3%，三乙醇胺重量百分比计为2%；分散剂：3%，稳定剂：3%，包被剂：5%，其中，三聚甘油油酸酯重量百分比计为3%，甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯重量百分比计为2%；其余为工业自来水。39.本发明中采用分散剂为柠檬烯或a-松油烯中一种或者多种；稳定剂为谷氨酸二乙酸钠盐。40.首先在反应釜中加入全部的自来水，将反应釜升温至70-80℃，加入全部的三聚甘油油酸酯和甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯，搅拌20-30min；再加入全部的柠檬烯或a-松油烯中一种或者多种，搅拌20-30min；再加入全部的谷氨酸二乙酸钠盐，搅拌10-20min；再加入全部的椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和三乙醇胺，搅拌10-20min；再加入全部的硬脂酸钠和n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠，搅拌40-60min；冷却至室温；最后加入全部的次氯酸钠和次溴酸钠，搅拌10-20min，即生产出低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品。41.实施例4：基于实施例1或2的基础上，本实施例中，提供一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液的制备方法，按照占低渗油田调剖升压水井降压增注工作液中重量百分比计，首先在反应釜中加入54%自来水，将反应釜升温至70℃，加入3%三聚甘油油酸酯和2%甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯，搅拌20min；再加入全部的5%柠檬烯，搅拌20min；再加入5%谷氨酸二乙酸钠盐，搅拌10min；再加入3%椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和2%三乙醇胺，搅拌10min；再加入3%硬脂酸钠和3%n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠，搅拌60min；冷却至室温；最后加入全部的15%次氯酸钠和5%次溴酸钠，搅拌10min，即生产出低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品。42.实施例5：基于实施例1或2的基础上，本实施例中，提供一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液的制备方法，按照占低渗油田调剖升压水井降压增注工作液中重量百分比计，首先在反应釜中加入40%自来水，将反应釜升温至80℃，加入5%三聚甘油油酸酯和5%甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯，搅拌30min；再加入全部的3%a-松油烯，搅拌30min；再加入3%谷氨酸二乙酸钠盐，搅拌20min；再加入5%椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和3%三乙醇胺，搅拌20min；再加入4%硬脂酸钠和2%n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠，搅拌40min；冷却至室温；最后加入全部的20%次氯酸钠和10%次溴酸钠，搅拌20min，即生产出低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品。43.实施例6：基于实施例1或2的基础上，本实施例中，提供一种低渗油田调剖升压水井降压增注工作液的制备方法，按照占低渗油田调剖升压水井降压增注工作液中重量百分比计，首先在反应釜中加入45%自来水，将反应釜升温至70℃，加入4%三聚甘油油酸酯和4%甘油聚氧乙烯醚月桂酸酯，搅拌20min；再加入全部的5%a-松油烯，搅拌20min；再加入5%谷氨酸二乙酸钠盐，搅拌10min；再加入4%椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和2%三乙醇胺，搅拌10min；再加入4%硬脂酸钠和3%n-十六烷基胺基,n,n-二丙磺酸钠，搅拌60min；冷却至室温；最后加入全部的15%次氯酸钠和5%次溴酸钠，搅拌10min，即生产出低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品。44.实施例7：以d127井为例，前期经过三次压裂或酸化解堵后注水压力维持在16.1mpa，由于对应油井含水较高，在2019年8月采用聚合物微球和交联聚合物剂复合调剖，调剖后注水压力快速上升至19.4mpa，经过两次酸化解堵、一次酸压，有效期均较短，不超过3个月且无法达到配注，注水压力达到注水管网最高限额21.2mpa，配注20m3，实注仅3m3，井组液量递减明显。45.使用700型水泥车以0.5m3/min排量注入低渗油田调剖升压水井降压增注工作液40m3，再继续顶替注入水60m3，转正常注水。措施后当年年度注水压力下降3.6mpa，日增注27m3,累计增注量4131m3，有效期超过5个月，降压增注仍持续有效，井组能量得到充分补充，如下表1所示。46.表1试验井措施效果本发明中对上述实施例3-6中的配方制备得到的低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品进行了性能测试。其中，测试了低渗油田调剖升压水井降压增注工作液在70℃下对多种调剖聚合物在不同时间溶解率。工作液对聚合物溶解上升期分布于在8-72h，最终工作液对聚合物微球溶解率最高，达到87.54%，对交联聚合物溶解率为65.96%，对体膨颗粒溶解率为53.84%。47.对上述实施例3-6中的配方制备得到的低渗油田调剖升压水井降压增注工作液产品进行了不同浓度下界面张力的测试，测试得到在工作液加量在0.2%浓度时界面张力达到7.23*10-3mn/m，0.3%浓度时界面张力达到5.14*10-4mn/m。48.以上举例仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的试剂及方法步骤均为本行业的公知技术和常用方法，这里不再一一叙述。









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