[发明专利]一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法

说明书

本发明涉及油田洗井技术中的一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法。其中，清洁屏蔽暂堵剂，其特征在于，包括如下组份和质量百分含量：15‑20%油溶性暂堵剂颗粒，0.5～1%的十二烷基苯磺酸钠，0.2～0.5%醚类分散互溶剂，3～5%软化点添加剂，余量为水，各组份总含量为100%；所述油溶性暂堵剂颗粒的粒径分布范围为0.78～300μm。本发明的清洁屏蔽暂堵剂适用于不同地层温度和不同炮眼孔径洗井作业中的封堵果好，并且解堵方便快速，适用地层范围广。

技术领域

本发明涉及油田的油井热洗作业中的清洁屏蔽暂堵技术，特别涉及一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法。

背景技术

油井日常采油管理中，部分井存在结蜡、结盐、杂质卡杆、出砂等现象，因此需要对井筒进行定期热洗，以维持油井正常生产。目前，油田主要采用了空心杆洗井清蜡技术、原油热洗技术、地层水热洗技术、蒸汽洗井技术、入井液防膨处理技术等洗井储层保护技术运用，现场应用情况表明，空心杆洗井清蜡存在一次性投入高、能耗高、维修成本高等问题；蒸汽洗井过程中蒸汽冷凝水进入地层，对地层造成水敏伤害，导致油层绝对渗透率下降，使油井减产；原油洗井过程中，原油与地层水形成乳化，导致油相相对渗透率显著下降，同时原油中的胶质、沥青质、固体颗粒也会对地层造成伤害，导致油井减产；地层水洗井过程中，地层水中携带有机械杂质，容易造成固相堵塞伤害引起绝对渗透率下降，地层水与原油形成了乳化，造成油相相对渗透率下降，油井减产。上述每种洗井方式在实际应用中，由于地层压力系数低或井壁存在微裂缝、射孔炮眼等，易造成大量的入井液漏失到地层中，特别是负压较严重的井更难建立起洗井循环，井筒内液体漏失量会更多，大量液态水进入地层后，对地层造成水锁，使地层油相渗透率下降，普遍存在油井排水期长或含水上升一直得不到恢复等问题。

针对这一系列问题，近几年国内外开发了屏蔽暂堵剂和暂堵技术，主要是利用水溶性聚合物冻胶、酸溶性颗粒、油溶性颗粒对井壁射孔段进行屏蔽暂堵后，再进行洗井、替油，迅速建立起洗井循环，有效的减少洗井液的漏失，从而克服常规洗井排水时间长、产量下降等弊端，达到油层保护的目的，但还存在以下问题：

一是水溶性聚合物冻胶类堵剂常优先进入不含油的孔道，即使少量进入含油孔道，难以自行解堵，导致地层渗透率下降，不能有效地对炮眼、近井地层带进行封堵。

二是酸溶性暂堵剂主要为CaCO₃类产品，作业结束后需采用酸液解堵，而酸液注入不仅会对储层产生伤害，还增加了作业工序和施工作业成本。

三是高分子暂堵剂材料应用较多，暂堵效果好，但解堵困难，对低孔低渗油田伤害较大。

四是现有技术中公开的油溶性暂堵剂中，与地层的温度和渗透率不匹配，经检索，现有技术中公开的专利号为201410673784.4，公开日为2015年3月4日名称为一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法的发明专利，公开了一种适用于高温地层使用的油溶性暂堵剂及使用方法；还有一项专利号为201110343416.X，公开日为2015年5月8日，名称为微软粒油溶性暂堵剂的发明专利。上述两项专利的说明书中没有对暂堵剂的使用浓度、针对不同地层渗透率的最佳粒度范围、以及暂堵施工工艺进行研究，同时微粒软化点不可调，对不同的井深、不同的井温针对性不强，当暂堵剂浓度、粒度及施工工艺不当时，暂堵剂会失去暂堵作用、解堵效果不好等问题，对储层造成更严重的伤害。

发明内容

本发明的目的之一是提供一种清洁屏蔽暂堵剂，通过对暂堵剂成分、粒径和软化点温度的控制以提高暂堵剂在不同地层温度和不同地层渗透率，不同炮眼孔径洗井作业中的封堵果好，并且解堵方便快速。

本发明的是这样实现的，一种清洁屏蔽暂堵剂，包括如下组份和质量百分含量：15-20%油溶性暂堵剂颗粒，0.5～1%的十二烷基苯磺酸钠，0.2～0.5%醚类分散互溶剂，3～5%软化点添加剂，余量为水，各组份总含量为100%；所述油溶性暂堵剂颗粒的粒径分布范围为0.78～300μm。