一种油气井低温解堵剂、制备方法和用途

技术领域

本发明属于油气井解堵技术领域，具体涉及一种油气井低温解堵剂、制备方法和用途。

背景技术

油气生产过程中会在井筒以及地面管线内形成很多种堵塞物，这些堵塞物不仅会影响油气的生产，还会改变管道压力，影响管道寿命，造成安全隐患。油气生产中最常见的堵塞物含二价钡离子，最经常的堵塞物种类为钡锶垢，这是一种十分稳定的堵塞物，在酸性或者碱性条件中都很难溶解，所以该钡锶垢是导致油气井堵塞的重大难题。

由于钡锶垢坚硬而致密，物理方法除垢效果差，故现有技术中关于钡锶垢的清除往往采用化学解堵剂。最常见的化学解堵剂包括有机络合剂，其是以有机基团为配位体的络合物，比如氨羧络合剂，氨羧络合剂可以与多种金属离子形成稳定的、易溶于水的络合物，被广泛应用于处理二价钙离子、二价镁离子、二价钡离子等为主要成分的堵塞物。常见的螯合剂有EDTA、DTPA、HEDTA、NTA、DOCTA、DCTA、TTHA等，其中DTPA的分子结构式参见说明书附图1，其价格适中且溶垢能力达10.2g/L左右，综合除垢能力优于其他几种螯合剂。由于单独的DTPA溶垢能力有限，所以本领域技术人员在使用其作为除垢主剂时，会在额外添加低分子量聚丙烯酸钠作为辅剂，以提高单一的DTPA的溶垢能力，研究显示，当反应温度在90℃以上时上述解堵剂的溶垢效果较佳，当反应温度在150-170℃时上述解堵剂的溶垢效果最好。然而油气井的温度范围不只是90℃以上，也存在常温范围或者低于90℃的温度范围，这些温度段的油气井位置也会发生钡锶垢，此时DTPA联合低分子量聚丙烯酸钠的解堵剂的溶垢效果并不能令人满意。

另外，中国专利CN106867490B也公开了一种适用于复杂结垢储层的螯合解堵剂及其制备方法，该专利的螯合解堵剂由以下质量百分比的组分组成：螯合剂5%～20%；阻垢剂0.5%～1%；激活剂1%～5%；渗透剂0.5%～2%；其余量为蒸馏水。该螯合解堵剂能够在结垢油藏近井地带将大部分碳酸垢、硫酸垢等复杂无机垢和有机垢构成的复杂堵塞物解堵，并可抑制垢的生成，延长作用时间。该螯合解堵剂主要针对碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡锶垢，硫化铁等复杂垢堵塞，通过渗透分散、螯合增溶、晶核畸变解除结垢堵塞物，疏通井筒与地层渗流通道，降低油气水流阻力，提高油气井产量，降低注水井注入压力；同时该螯合解堵剂具备一定的缓蚀和溶蚀性，满足复杂结垢储层解堵条件。该专利的说明书记载了在60℃反应条件下的碳酸钙、碳酸镁、大理石的溶垢效果，溶蚀率在22.10-60.35%之间，然而，该专利的反应温度仍需要在60℃以上，无法对60℃以下温度堵塞段进行有效除垢。

综上，现有技术存在的问题是，缺乏一种适用于60℃以下低温环境的解堵剂。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种油气井低温解堵剂、制备方法和用途。

本发明提供了一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 5-20%、辅剂EDTA 1-3%、悬浮剂1-2%、阴离子型乳化剂1-3%、润滑剂0.5-1%，余量为水；

所述悬浮剂为膨润土或者硅藻土；

所述润滑剂为液体油性物质。

优选的，上述油气井低温解堵剂，所述阴离子型乳化剂为十二烷基硫酸钠、脂肪酸皂或者十二烷基磺酸钠。

优选的，上述油气井低温解堵剂，所述液体油性物质为液体石蜡或者甘油。

基于同一种发明构思，本发明提供了一种油气井低温解堵剂的制备方法，所述油气井低温解堵剂包括解堵剂A和解堵剂B，且所述解堵剂A和所述解堵剂B按照以下步骤制备：

按制备油气井低温解堵剂所需的质量分数称取各原料；

将所述悬浮剂磨成100-200目粒径的悬浮剂粉末；

将所述DTPA、所述EDTA、所述悬浮剂粉末、所述阴离子型乳化剂以及2/3质量水混合，得到解堵剂A；

将所述润滑剂与剩余质量的水混合，得到解堵剂B。

基于同一种发明构思，本发明提供了一种油气井低温解堵剂的用途，所述油气井低温解堵剂由上述解堵剂A和解堵剂B的制备方法制备而成，所述油气井低温解堵剂用于溶蚀油气井堵塞物。

优选的，上述油气井低温解堵剂的用途中，所述油气井低温解堵剂的使用方法如下：向堵塞处注入所述解堵剂A，待堵塞物溶解后，回收溶解的物料，然后向堵塞处注入所述解堵剂B，待堵塞处润滑后，回收多余的物料。

优选的，上述油气井低温解堵剂的用途中，所述解堵剂A和所述解堵剂B的使用体积比例为2 : 1。

优选的，上述油气井低温解堵剂的用途中，所述油气井低温解堵剂的使用方法如下：将所述解堵剂A和所述解堵剂B混合，混合液喷洒至堵塞处，混合液流量为5-10mL/min；按照喷洒5-10min，浸润20-60min的程序循环操作，直至堵塞处解堵。

优选的，上述油气井低温解堵剂的用途中，所述堵塞物为钡锶垢。

优选的，上述油气井低温解堵剂的用途中，所述钡锶垢中含有硫酸钡。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明的解堵剂中，主剂DTPA 和辅剂EDTA的作用是敖合，其与油气井中堵塞物中的二价钡离子（Ba

本发明提供的解堵剂具有较高的油气井除垢效率，本发明提供的解堵剂在45℃的低温下也能对硫酸钡具有较高的溶蚀率，具有良好的应用前景。

附图说明

图1为本发明DTPA的分子结构式。

具体实施方式

为了使本领域技术人员更好地理解本发明的技术方案能予以实施，下面结合具体实施例和附图对本发明作进一步说明。

在本发明的描述中，如未特殊说明，所用试剂均为市售，所用方法均为本领域常规技术。

实施例1

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 5%、辅剂EDTA1%、悬浮剂1%、阴离子型乳化剂1%、润滑剂0.5%，余量为水；悬浮剂为膨润土；润滑剂为液体石蜡；阴离子型乳化剂为十二烷基硫酸钠。

实施例2

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 20%、辅剂EDTA3%、悬浮剂2%、阴离子型乳化剂3%、润滑剂1%，余量为水；悬浮剂为膨润土；润滑剂为液体石蜡；阴离子型乳化剂为十二烷基硫酸钠。

实施例3

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 10%、辅剂EDTA2%、悬浮剂1.5%、阴离子型乳化剂2%、润滑剂0.58%，余量为水；悬浮剂为膨润土；润滑剂为液体石蜡；阴离子型乳化剂为十二烷基硫酸钠。

实施例4

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 5%、辅剂EDTA1%、悬浮剂1%、阴离子型乳化剂1%、润滑剂0.5%，余量为水；悬浮剂为硅藻土；润滑剂为液体甘油；阴离子型乳化剂为脂肪酸皂。

实施例5

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 5%、辅剂EDTA1%、悬浮剂1%、阴离子型乳化剂1%、润滑剂0.5%，余量为水；悬浮剂为膨润土；润滑剂为液体甘油；阴离子型乳化剂为十二烷基磺酸钠。

实施例6

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 5%、辅剂EDTA1%、悬浮剂1%、阴离子型乳化剂1%、润滑剂0.5%，余量为水；悬浮剂为膨润土；润滑剂为液体地沟油；阴离子型乳化剂为十二烷基磺酸钠。

实施例7

一种油气井低温解堵剂，由以下质量分数的原料制成：主剂DTPA 15%、辅剂EDTA1.5%、悬浮剂1%、阴离子型乳化剂1.5%、润滑剂0.9%，余量为水；悬浮剂为膨润土；润滑剂为液体石蜡；阴离子型乳化剂为十二烷基磺酸钠。

实施例8

一种油气井低温解堵剂的制备方法，油气井低温解堵剂包括解堵剂A和解堵剂B，且解堵剂A和解堵剂B按照以下步骤制备：

按实施例1-7任一质量分数配比称取各原料；

将悬浮剂磨成200目粒径的悬浮剂粉末；

将DTPA、EDTA、悬浮剂粉末、阴离子型乳化剂以及2/3质量水充分混合，得到解堵剂A；

将润滑剂与剩余质量的水混合均匀，得到解堵剂B；

解堵剂A与解堵剂B组合使用。

实施例1-7质量分数配比下制备的解堵剂产品分别命名为实验品1-7。

实施例9

一种油气井低温解堵剂的制备方法，油气井低温解堵剂包括解堵剂A和解堵剂B，且解堵剂A和解堵剂B按照以下步骤制备：

按实施例1-7任一质量分数配比称取各原料；

将悬浮剂磨成100目粒径的悬浮剂粉末；

将DTPA、EDTA、悬浮剂粉末、阴离子型乳化剂以及2/3质量水混合均匀，得到解堵剂A；

将润滑剂与剩余质量的水混合均匀，得到解堵剂B；

解堵剂A与解堵剂B组合使用。

实施例10

一种油气井低温解堵剂的用途，具体的用途是利用实施例8制备的实验品1-7中任一产品进行油气井低温解堵，解堵工艺包括以下步骤：向堵塞处注入解堵剂A，待堵塞物溶解后，然后向堵塞处注入解堵剂B；解堵剂A和解堵剂B的使用体积比例为2 : 1。

需要说明的是，为了减少解堵剂对油气井的污染，在进行解堵操作时可采用能够回收物料的设备回收多余的物料。

需要说明的是，解堵剂的总使用量为10-100ml/g堵塞物，比如10ml/g堵塞物、10ml/g堵塞物、30ml/g堵塞物或者100ml/g堵塞物。在实际应用过程中，预估堵塞物的表面积，然后按照50-200ml/dm

实施例11

一种油气井低温解堵剂的用途，具体的用途是利用实施例8制备的实验品1-7中任一产品进行油气井低温解堵，解堵工艺包括以下步骤：将解堵剂A和解堵剂B按照2:1的体积比例混合，混合液采用喷头喷洒或者高压喷头喷洒的方式，流量为5-10mL/min；比如为5mL/min、8mL/min或者10mL/min；按照喷洒5-10min，浸润20-60min的程序循环操作，直至堵塞物溶解。优选的程序是，喷洒5min，浸润20min的循环操作。

需要说明的是，为了减少解堵剂对油气井的污染，在进行解堵操作时可采用能够回收物料的设备回收多余的物料。

实验例1

在本实验例中，选择待解堵的实验油气井道4个，实验段井道深度在20-50m之间选择，实验段井道长度为1m，实验所用解堵剂为实施例8中述及的实验品1-4，每个实验品对应1个实验油气井道，经检测，该实验油气井道的堵塞物主要成分为二价钡离子；参照实施例10的方法对实验段井道进行解堵操作，具体如下：向实验段井道的各堵塞处注入解堵剂A2L，每次各堵塞处总计用量500mL，分四次注入，相邻注入操作之间间隔40min；最后一次注入并停留40min后向实验段井道的各堵塞处注入解堵剂B，各堵塞处总计用量1L。

通过观察，实验油气井道的堵塞物全部清除，无残留。

实验例2

在本实验例中，选择待解堵的实验油气井道3个，实验段井道深度在20-50m之间选择，实验段井道长度为1m，实验所用解堵剂为实施例8中述及的实验品5-7，每个实验品对应1个实验油气井道，经检测，该实验油气井道的堵塞物主要成分为二价钡离子；参照实施例11的方法对实验段井道进行解堵操作，具体如下：将解堵剂A和解堵剂B混合，采用喷头喷洒的方式向实验段井道内喷入混合液，注意喷头的喷洒区域应覆盖实验段井道内所有的堵塞处，必要时可采用多个喷头同时喷洒，所有喷头的喷洒总流量为每个油气井道10mL/min，按照喷洒5min、浸润20min的程序循环操作，直至堵塞物溶解。

通过观察，实验油气井道的堵塞物全部清除，无残留。

实验例3

由于实验油气井道的数量限制，在本实验例中，选择待解堵的实验油井道1个，在甘谷驿油田6014井进行全井解堵实验，本实验所用解堵剂为实验品1；参照实验例2的方法对实验段井道进行解堵操作，具体如下：将解堵剂A和解堵剂B混合，采用喷头喷洒的方式向实验段井道内喷入混合液，注意喷头的喷洒区域应覆盖实验段井道内所有的堵塞处，必要时可采用多个喷头同时喷洒，所有喷头的喷洒总流量为10mL/min，按照喷洒5min、浸润20min的程序循环操作，直至堵塞物溶解。经测试，解堵操作前该井道的日产量为0.60t，经过解堵操作后，该井道的日产量达0.71t。

实验例4 不同温度对解堵效果的影响

由于油气井道中最难除去的钡锶垢是以硫酸钡为主要成分，因此实验例4-6均探讨解堵剂对硫酸钡的溶蚀效果。实验例4的具体实验条件如下：向烧杯中添加2g硫酸钡粉末，制得模拟堵塞物，按照上述配比制备模拟堵塞物6份，然后分别向其中加入实验液1-6，实验液1为实施例8实验品1的解堵剂A与相当于实验品1的解堵剂B质量的去离子水的混合物100mL，实验液2-3分别对应实验品2-3的解堵剂A与相当于实验品2-3的解堵剂B质量的去离子水的混合物100mL；实验液4-6分别为实验品1-3的解堵剂A+解堵剂B的混合物100mL；上述实验液中，解堵剂A与解堵剂B，或者解堵剂A与替代解堵剂B的去离子水的体积比例均为2:1；调节实验液1-6的pH至9.0。上述实验组的样品分别在45℃、60℃、90℃条件下20rpm转速搅拌2h，过滤，滤渣烘干、称量固体重量，计算硫酸钡的溶蚀率η。计算公式如下：

η=（M1+M2-M3）×100%/（M1+M2） 公式（1）

式中，M1表示硫酸钡粉末溶解前的质量，g；M2表示悬浮剂的质量，解堵剂其余物质于水混溶或者互溶，故不统计其质量变化，g；M3表示硫酸钡粉末溶解后溶液中剩余固体的总量，g。

结果参见下表1-3，表1-3结果显示，以解堵剂A为主要作用物质时，实验组1-3溶蚀率在8.57%-13.75%之间，以解堵剂A、解堵剂B共同作用时，实验组4-6溶蚀率在9.33-14.25%之间，在45-90℃条件下均具有较好的溶蚀效果。

表1实验组1-2不同温度的溶蚀率

表2实验组3-4不同温度的溶蚀率

表3实验组5-6不同温度的溶蚀率

实验例5 不同时间对解堵效果的影响

实验例5的具体实验条件如下：向烧杯中添加2g硫酸钡粉末，制得模拟堵塞物，按照上述配比制备模拟堵塞物6份，然后分别向其中加入实验液4，实验液4为实验品1的解堵剂A+解堵剂B的混合物100mL（对应实验例4实验液4），解堵剂A与解堵剂B的体积比例为2:1；调节各实验液的pH至9.0。上述6个实验组的样品分别在45℃、60℃条件下20rpm转速搅拌2h、4h、6h（一个实验组对应一个实验参数组合），过滤，滤渣烘干、称量固体重量，参照公式（1）计算硫酸钡的溶蚀率η。

结果参见下表4，表4结果显示，随着时间延长，溶蚀效率逐渐增加，但是后期增长速度平缓。

表4不同时间的硫酸钡的溶蚀率

实验例6不同解堵剂成分对解堵效果的影响

实验例6的具体实验条件如下：向烧杯中添加2g硫酸钡粉末，制得模拟堵塞物，按照上述配比制备模拟堵塞物7份，选择其中5份，然后分别向其中加入实验液7-11，实验液7-11分别为实施例8中实验品1、4-7的解堵剂A+解堵剂B的混合物100mL，解堵剂A与解堵剂B的体积比例为2:1；调节实验液7-11的pH至9.0。以等量去离子水替代实验液7中的悬浮剂，设置为实验组6，将其加入到1份模拟堵塞物中，调节溶液的pH至9.0。以添加了“5%主剂、0.5%辅剂，溶剂为去离子水”的解堵剂（参考文献赵立强, 王春雷, 袁学芳,等. 耐高温硫酸钡解堵剂研制及性能评价[J]. 油气藏评价与开发, 2016(6).）为对照组，将100mL该解堵剂加入到1份模拟堵塞物中，调节溶液的pH至9.0。上述实验组和对照组的样品分别在45℃、60℃条件下20rpm转速搅拌2h，过滤，滤渣烘干、称量固体重量，计算硫酸钡的溶蚀率η。具体计算公式参见实验例4。

结果参见下表5-7，表5-7结果显示，与对照组相比，本发明实施例的多个解堵剂溶蚀率高。结果显示以等量去离子水替代悬浮剂以后，解堵剂的溶蚀率低于实验组1-5。

表5实验组1-2不同解堵剂成分的硫酸钡的溶蚀率

表6实验组3-4不同解堵剂成分的硫酸钡的溶蚀率

表7实验组5-6以及对照组不同解堵剂成分的硫酸钡的溶蚀率

需要说明的是，本发明中涉及数值范围时，应理解为每个数值范围的两个端点以及两个端点之间任何一个数值均可选用，由于采用的步骤方法与实施例相同，为了防止赘述，本发明描述了优选的实施例。尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例做出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。