一种用于井筒中防盐解堵的复合防盐生产方法与流程

本发明涉及井筒中防盐解堵技术领域，具体为一种用于井筒中防盐解堵的复合防盐生产方法。

背景技术：

文东盐间油藏油井结盐存在以下特点：原油含水越高油井结盐越重；造成油井结盐的另一个因素是含盐流体状态的改变，选取合适的流速，能够降低结盐速度，甚至可以防止结盐：

一、产出液油水比对结盐的影响：从油井结盐现状调查，反映油井结盐随着开采时间的延长，油井产出液性质发生变化，结盐周期缩短，盐堵现象加剧。室内用文东油田的原油(脱出水后的原油含水小于2％)，加入饱和盐水(油：水＝2：1)，然后加复合乳化剂，在80℃温度下，高速搅拌30min，然后放置24小时，分离出自由水后，取无水原油再加少量的乳化剂(0.5％)，重新搅拌15min，配制出稳定的原油乳状液，用原油乳状液与饱和盐水按不同比例配制出模拟产出液，见图2，然后用筛网模拟井下条件评价盐结晶从实验过程看，当含水高时，中间常出现泵出口压力上升现象，说明筛网有结盐堵塞，但敲打后，会恢复原状，实验结束后从口袋中及筛网上收集的盐粒质量见图3，筛网实验结果说明：随产出液含水率的上升，盐结垢加剧。油对盐析颗粒的聚集与扩大有一定的阻碍作用。当含油大于50％时、盐结垢相对较小，当含油小于50％时、盐结垢量大幅增加。

二、流速对结盐量的影响：从油田开发初期，产出水的含盐量有的井与现在结盐井的含盐量相当或更高一些，但未发生结盐现象，除含水低是一个方面，但初期液量大，也是一个方面，为此，进行了流速对结盐量的影响评价见图4，结果显示流速的增加对产出液的结盐影响较大，流速的增加使小颗粒聚集的难度加大，管壁上附着结晶能力下降；含油高于50％的产出液在流速高于50l/h时、无结盐现象，含油在30％以下时、在较大流速的情况下才能抑制盐结垢的产生。

文东油田属高温高盐深层低渗油藏，地层温度120-150℃，地层水矿化度28-37×10⁴mg/l，油层埋深3000-3800m。目前随着开发时间的延长，地层压力下降，导致盐堵加重，结盐周期缩短，但目前采取的防结盐技术仍是早期的清水洗盐、加常规抑盐剂等处理工艺，但此防盐工艺存在以下问题，一是严重影响产量，繁洗盐导致油井排水时间长，部分井刚排完水又到了洗盐时间。二是采用加抑盐剂，清水防盐工艺有大量盐垢结晶造成堵塞地层，井筒及地面管网。

一、清水洗盐：通过浸泡洗盐的方式疏通因结盐而堵塞的油井，清水洗盐无疑是目前的一种成本最低并且比较有效地方法，但是其必定存在着许多缺点，主要为影响油井产量恢复周期，清水洗盐工艺一般采用泵车对油井井筒反洗，目前文东油田许多边块油藏，因周边不存在边水或未进行注水开发而导致油藏能量不足,类似油藏的地层压力一般都比较低，最低是甚至可达3-5mpa。油藏埋深约2700m-3400m或更深，所以采用清水作为洗井液反洗井时，洗井液液柱压力大于油层压力，这样就导致洗井液漏入油层。因此反洗井后要不断地将这些泵入液体抽出油层，尽可能达到恢复油井产能的目的。相当部分的结盐油井刚刚恢复产能，井筒的产出液就又出现结盐的状况，则需要再次洗井，综合整理得出结论：清水洗盐严重的降低油井产量，延长恢复周期。

二、投加抑盐剂防盐：油井加抑盐剂大部分井都采取了周期性加抑盐剂的办法，严重的油井每天都投加，不严重的3-5天投加一次。为此，我们跟踪测试了油井周期性投加抑盐剂产出水中抑盐剂含量的变化。评价方法是：当抑盐剂从套管中加入油井后，每隔一段时间取一次样，用色谱法测试产出水中抑盐剂的含量，有关结果见图5，数据反映，加药周期为一天的，加完药后在3--10小时以内都能测出一定浓度的抑盐剂，但超过10小时后到第24小时，则抑盐剂的含量大幅度减少，而且浓度显示是间断性的，显示次数与显示量非常小。加药周期为3天的，则只能在3--10小时内能检测到抑盐剂。超过10小时至24小时，则抑盐剂的含量大幅度减少，而且浓度显示是间断性的。超过24小时后能检测到抑盐剂的次数非常少，而且抑盐剂的含量也非常低。加药周期5天的与3天类似，则说明周期性加药其周期为1-2天比较适宜。同时也对连续性加药进行了检测，油井进行洗盐后，恢复生产的同时，进行连续性加液体抑盐剂，每4小时取样一次，直到近2天才从井口检测到抑盐剂成份，而且，后续阶段是间断性的，没有规律，显示峰有时大有时很小。该井到第6天、第7天又开始洗井了，说明对结盐严重的井，加药效果不是很明显。

因此需要生产新型高效的液体防盐剂，达到能够在较低浓度的情况下，提高盐溶解度，使盐不结晶析出，解决文东高温高盐油藏结盐的问题。

技术实现要素：

为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种用于井筒中防盐解堵的复合防盐生产方法，包括以下步骤：

s1:制备石油醚2-9份、环戊醇4-9份、去离子水15-22份、有机酸6-10份，无机酸2-9份，酸化缓蚀剂11-19份、防膨剂9-16份、活性剂10-13份、屏蔽剂12-16份，调节剂8-11份、复配助排剂11-15份和分散剂3-8份；

s2:将步骤s1中的固体颗粒进行研磨；

s3:将步骤s1中的各个组成原料投入反应釜中进行搅拌混合；

s4:将反应后的原料取出，制成复合防盐剂。

优选的，所述步骤s1中石油醚5份、环戊醇6份、去离子水18份、有机酸7份，无机酸6份，酸化缓蚀剂13份、防膨剂12份、活性剂12份、屏蔽剂14份，调节剂9份、复配助排剂13份和分散剂6份。

优选的，所述步骤s2中研磨时间为20-40min。

优选的，所述步骤s2中研磨速度为400-600转/min。

优选的，所述步骤s3中反应釜反应温度为80-100℃。

优选的，所述步骤s3中反应釜反应时间为10-22小时。

优选的，所述步骤s4中过滤掉较粗的颗粒物。

与现有技术相比，本发明的有益效果如下：

一、本发明通的复合防盐药剂可提高nacl溶解度,提高这一部分nacl是以离子形式存在的，达到了抑制地层大量析盐的目的。

二、本发明通过优化形成了复合防盐注入工艺，实现了解除地层无机堵塞、防盐抑盐、快速返排的有机融合。

附图说明

图1为本发明的步骤流程图；

图2为本发明模拟产出液配比数据图；

图3为本发明结盐曲线图；

图4为本发明不同流速下模拟产出液结盐量数据图；

图5为本发明加药周期数据图；

图6为本发明复合防盐剂配方对比数据图；

图7为本发明防盐机理示意图；

图8为本发明13-196井产量含水变化曲线图；

图9为本发明油井复合防盐效果统计图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参阅图1至图9，本发明提供一种技术方案：一种用于井筒中防盐解堵的复合防盐生产方法，包括以下步骤：

s1:制备石油醚2-9份、环戊醇4-9份、去离子水15-22份、有机酸6-10份，无机酸2-9份，酸化缓蚀剂11-19份、防膨剂9-16份、活性剂10-13份、屏蔽剂12-16份，调节剂8-11份、复配助排剂11-15份和分散剂3-8份；

s2:将步骤s1中的固体颗粒进行研磨，研磨时间为20-40min，研磨速度为400-600转/min；

s3:将步骤s1中的各个组成原料投入反应釜中进行搅拌混合，反应温度为80-100℃，反应时间为10-22小时；

s4:将反应后的原料取出并过滤掉较粗的颗粒物，制成复合防盐剂。

为了验证石油醚5份、环戊醇6份、去离子水18份、有机酸7份，无机酸6份，酸化缓蚀剂13份、防膨剂12份、活性剂12份、屏蔽剂14份，调节剂9份、复配助排剂13份和分散剂6份为最佳配比，通过与下述中其他五种配比比例进行对比如下：

1号配方比例：石油醚3份、环戊醇56份、去离子水16份、有机酸7份，无机酸3份，酸化缓蚀剂12份、防膨剂10份、活性剂11份、屏蔽剂13份，调节剂9份、复配助排剂12份和分散剂4份；

2号配方比例：石油醚4份、环戊醇6份、去离子水17份、有机酸8份，无机酸4份，酸化缓蚀剂13份、防膨剂11份、活性剂12份、屏蔽剂14份，调节剂10份、复配助排剂13份和分散剂5份；

3号配方比例：石油醚5份、环戊醇6份、去离子水18份、有机酸7份，无机酸6份，酸化缓蚀剂13份、防膨剂12份、活性剂12份、屏蔽剂14份，调节剂9份、复配助排剂13份和分散剂6份；

4号配方比例：石油醚5份、环戊醇7份、去离子水18份、有机酸9份，无机酸5份，酸化缓蚀剂14份、防膨剂12份、活性剂12份、屏蔽剂15份，调节剂9份、复配助排剂14份和分散剂6份；

5号配方比例：石油醚6份、环戊醇8份、去离子水19份、有机酸9份，无机酸6份，酸化缓蚀剂15份、防膨剂13份、活性剂12份、屏蔽剂15份，调节剂10份、复配助排剂13份和分散剂7份；

6号配方比例：石油醚7份、环戊醇8份、去离子水20份、有机酸7份，无机酸7份，酸化缓蚀剂14份、防膨剂15份、活性剂12份、屏蔽剂13份，调节剂9份、复配助排剂12份和分散剂6份。

如图6实验结果显示其中3号(石油醚5份、环戊醇6份、去离子水18份、有机酸7份，无机酸6份，酸化缓蚀剂13份、防膨剂12份、活性剂12份、屏蔽剂14份，调节剂9份、复配助排剂13份和分散剂6份)加量0.1％的情况下可使nacl的溶解度提高7％以上，温度从100℃降低到室温时，其饱和溶液无任何晶体析出，防盐结垢率达到100％，进而可知该配比比例最佳。

防盐技术机理如图7所示：盐结晶与硫酸钙结垢的机理十分相似，由于一定温度下其在水中的溶解度有限，一旦温度降低，盐的溶解度迅速降低，达到过饱和后结晶析出，因此若想nacl溶液随温度降低过饱和后，不析出晶体，则必须改变其晶粒或使其能够以肉眼看不到的微粒形式悬浮于水中，为此，在盐水中加入一定浓度的防盐剂，防盐剂在溶液中离解出对na+、cl-有选择性吸附作用的正负电荷基团。当一定量的防盐抑制剂分子基团吸附在nacl晶核或na+、cl-周围，并按一定次序排列时，将改变nacl晶核表面的电荷分布，破坏nacl晶核的产生，防止nacl从溶液中析出。

复合防盐剂室内评价：

一、复合防盐剂在不同溶液中的溶解率：实验模拟常温条件下测试实验效果，清水、清水+药剂、纯药剂三种情况下对nacl的溶解效果，从而分析出复合防盐药剂的实验室效果。100g清水20℃下100g清水加入36.5gnacl，搅拌全部溶解，达到饱和溶液；20℃下100g药剂加入36.5gnacl，搅拌，在nacl形成一个致密的薄膜，内部nacl不再反应；20℃下100g清水加入10g药剂，同样加入36.5gnacl，搅拌全部溶解，未出现致密薄膜情况；加入1.8gnacl，搅拌溶解，逐次加入，最终多加入13.5gnacl，同比清水溶解度提高了37％。

二、复合防盐剂在不同溶液中氯离子实验：100g纯水溶解的nacl饱和溶液和100g清水+10g药剂溶解的nacl饱和溶液的氯根有明显差异，说明100g清水+10g药剂溶液中多溶解的一部分nacl是以离子形式存在的。

注入工艺研究优化：根据复合防盐剂的机理优化施工注入工艺，采用多段塞注入工艺。实现对地层进行深部处理并有配套的施工工艺，施工后具有使盐晶格变形和提高盐溶解度双重功效，使油井盐结晶核的量大幅度降低，从而使结晶盐大量减少。

(1)前处理液段塞:主要利用复合防盐剂中的有机酸，无机酸，酸化缓蚀剂、防膨剂、活性剂、屏蔽剂和调节剂组分。其作用为解除无机堵塞，防膨处理，清理矿物表面，便于处理液在地层表面充分吸附。

(2)防盐处理液段塞：主要利用复合防盐剂中的复配助排挤、分散剂及晶间变形剂组分，在地层吸附成膜，提高产出液中盐的溶解度，使产出液过饱和，防止析出大量无机盐。同时，改变无机盐的晶间结构，使析出的无机盐成为松散的粉末，便于携带，避免盐卡。

(3)后处理液：主要利用复合防盐剂中的多种表面活性剂组分，一是将防盐处理液推到地层深部，二是将近井地带的有机堵塞进行清理，疏通流体通道。

进而优化形成了复合防盐注入工艺，实现了解除地层无机堵塞、防盐抑盐、快速返排的有机融合。

经我司技术人员不懈努力，现提供一个典例结合图8所示，

(一)现场应用效果

2018年共实施防盐解堵3井次，(13-196、13-95、203-23)如图9所示，平均延长洗盐周期7天，减少躺井1井次，年减少洗盐96次，减少占产288天，日增油4.4吨，累计增油1164.4吨。

13-196井如图8所示，该井2016年6月23日作业开井，2016年7月31日因盐造成无法生产，8月1日上作业实施防盐施工，8月11日开井后正常生产至2017年8月11日，平均日产液23.7方，日产油6.吨，有效期366天，取得了较好的防盐效果。2017年8月12日作业，17日开井，生产期间采用常规清水洗盐，2018年2月25日无法正常生产，生产期间平均日产液24.2方，日产油5.9吨，有效期193天。2月26日作业再次实施防盐施工，3.5日开井，截止到目前平均日产液20.2方，日产油7.9吨，累计增油592吨，有效期254天且继续有效。

文13-196井防盐施工取得的效果，表明复合防盐挤堵技术能有效延长油井生产周期，维持油井正常生产，降低作业频率，减少作业成本。

结论与认识

1、研究开发的复合防盐技术，能有效解除盐堵，抑制含盐地层水在井筒中形成nacl晶体，达到防盐解堵的目的。

2、形成地层复合防盐工艺，克服了常规清防盐工艺无法解决地层结盐的缺点，改善了文东油田结盐井的结盐状况，在高温高盐油藏具有推广应用前景

工作原理：该用于井筒中防盐解堵的复合防盐生产方法在具体操作时，首先制备石油醚5份、环戊醇6份、去离子水18份、有机酸7份，无机酸6份，酸化缓蚀剂13份、防膨剂12份、活性剂12份、屏蔽剂14份，调节剂9份、复配助排剂13份和分散剂6份，然后将各个原料中的固体颗粒进行研磨，随后将各个组成原料投入反应釜中进行搅拌混合，最后将反应后的原料取出，制成复合防盐剂，本发明的复合防盐药剂可提高nacl溶解度,提高这一部分nacl是以离子形式存在的，达到了抑制地层大量析盐的目的。

尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。