气井储层解水锁剂

摘要

本发明公开了气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂15‑25％、混醇13‑23％、混酸5‑15％、缓蚀剂3‑7％。与现有技术相比，具有以下优点：1、现场操作施工简单，不需要动用大型的设备；2、投入产出比高，加入改造剂后，大幅度的增加了产气产液量，大约能提高50％～200％；3、腐蚀速率小，加入该产品于井筒后，其对设备的腐蚀小，其腐蚀率大约为1g/h·m2；3、药剂使用有效周期长，本产品与之前的产品相比，其使用的有效周期增长，可以降低往井筒加入药剂的频率。

说明书

技术领域

本发明涉及气井储层解水锁剂。

背景技术

天然气在开发的过程中，如果储层出现地下水，形成积液，其结果将造成渗透率大幅度降低，其降低值大约80％，最后的结果是导致井口产气产液量和采收率的降低，气井的生产周期缩短。

针对上述的情况，我们一般加入改造剂来达到提高渗透率的目的，但是目前气井常用的改造剂存在药剂使用的有效周期短的问题，其使用周期大约为3个月。

本发明的研制是为了解决药剂使用周期短的问题，该产品具有能大幅度提高原有生产力的1～10倍，有效周期提高到8～15个月，井口产气产液量提高50％～200％等优点，同时该药剂对设备的腐蚀低，其值大约1g/h·m

发明内容

为了克服现有技术中的缺点，本发明提供气井储层解水锁剂。

本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂15-25％、混醇13-23％、混酸5-15％、缓蚀剂3-7％。

进一步的技术方案是，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂20％、混醇18％、混酸10％、缓蚀剂5％。

进一步的技术方案是，所述非离子表面活性剂为聚乙醇型非离子表面活性。

进一步的技术方案是，所述混醇为甲醇、乙醇的混合物。

进一步的技术方案是，所述混酸为盐酸、柠檬酸的混合物。

进一步的技术方案是，所述缓蚀剂为咪唑啉。

与现有技术相比，具有以下优点：

1、现场操作施工简单，不需要动用大型的设备；

2、投入产出比高，加入改造剂后，大幅度的增加了产气产液量，大约能提高50％～200％；

3、腐蚀速率小，加入该产品于井筒后，其对设备的腐蚀小，其腐蚀率大约为1g/h·m

3、药剂使用有效周期长，本产品与之前的产品相比，其使用的有效周期增长，可以降低往井筒加入药剂的频率。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明做更进一步的说明。

实施例1

本发明的气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂15％、混醇13％、混酸5％、缓蚀剂3％。

实施例2

本发明的气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂20％、混醇18％、混酸5％、缓蚀剂3％。

实施例3

本发明的气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂20％、混醇18％、混酸10％、缓蚀剂5％。

实施例4

本发明的气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂25％、混醇23％、混酸10％、缓蚀剂5％。

实施例5

本发明的气井储层解水锁剂，包括以下重量百分比的组分：非离子表面活性剂25％、混醇23％、混酸15％、缓蚀剂7％。

将实施例1-实施例5制备而成的气井储层解水锁剂进行实验；实验条件：进口压力：5Mpa；温度：常温；水质矿化度：4.3万ppm；其实验结果如表1：A非离子表面活性剂(聚乙醇型非离子表面活性剂)；B混醇(甲醇、乙醇)；C混酸(盐酸、柠檬酸)；D缓蚀剂(咪唑啉)。

表1

以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。