r59活性酸复合解堵剂使用说明书

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1、R59活性酸复合解堵剂使用说明书一、技术简介：R59活性酸复合解堵剂不是稳定性二氧化氯，它由多种化学成分组成。当进入油水井的近井底地带时，它能按设定的浓度产生足够的二氧化氯。从而利用ClO2的强氧化性使聚丙烯酰胺、田菁胶、胍胶等各种高分子聚合物氧化分解，粘度下降，流动性变好，易于排出，并可快速杀灭硫酸盐还原菌、腐生菌等各种微生物菌体，达到解堵的目的。它是一种安全、可靠、使用方便的新型解堵剂。“ClO2+酸”复合解堵技术在国外早已用于油田的开发，但该技术因ClO2激发后有爆炸的危险，且对人体呼吸系统容易造成伤害，加之设备和管道的腐蚀问题难以解决，所以在我国一直未能应用于

2、现场。而R59活性酸复合解堵剂及其复合解堵技术克服了“ClO2+酸”的不安全因素，施工时没有ClO2气体溢出，没有爆炸的危险；腐蚀速率在常温下小于3g/m2·h，在60℃时小于6g/m2·h，即使在90℃高温时亦小于8g/m2·h，大大低于部颁标准小于15g/m2·h的要求。该产品及其应用技术填补了国内空白，处于世界领先水平，它的广泛应用，将使油井增产、水井增注、降低采油成本。二、技术原理：目前油田在酸化解堵过程中使用的各种酸液对油层矿物和常规无机堵塞物具有不同程度的溶蚀能力，能够解除绝大部分无机物对地层造成的渗透性损害，但对聚合物堵塞、生物堵塞解堵效果很差、甚至根本

3、不起作用。在钻井、压井、修井等施工过程中，都要使用泥浆或压井液。配制这些液体一般要用增粘剂，降滤失剂等有机聚合物，如CMC、水解聚丙烯钾（钠）、生物聚合物等。这些有机聚合物都会在不同程度上对油层渗透性造成损害。油、水井压裂时，一般压裂液都是聚合物（如胍胶、田菁胶、聚丙烯酰胺等），如果压裂液破胶不及时或破胶不彻底也会对油层渗透性造成损害。油田注水井开发过程中，由于注入水中细菌（硫酸盐还原菌和腐生菌等）的存在和大量繁殖，会造成对油层的堵塞。硫酸盐还原菌还会引起钢材的腐蚀，生成硫化亚铁并进入油层产生堵塞和在管线中沉积堵塞管线。油、水井堵水调剖和聚合物驱三次采油中，大量地使用

4、聚合物（部分水解聚丙烯酰胺、黄原胶等），在封堵大孔道和高渗透层的同时，往往又污染了中、低渗透层。因此，在油田开发过程中，还必须解决清除聚合物、细菌和硫化物等堵塞的问题。R59活性酸复合解堵剂可使高分子聚合物降解，粘度大幅度下降，流动性变好而易于从油层排出，还可使硫酸盐还原菌、腐生菌等生物氧化分解，从而解除菌类、藻类等对油层的堵塞。R59活性酸复合解堵剂与硫化铁反应，生成可溶性铁盐，且不产生H2S气体，从而减少了对钢材的腐蚀和对人体的侵害。一般油、水井的堵塞大都为综合性堵塞，R59活性酸复合解堵剂与酸协同作用，既可利用酸液来解除碳酸盐，粘土矿物和硫化亚铁的堵塞，又可利用

5、R59活性酸复合解堵剂来解除高分子聚合物和硫酸盐还原菌、腐生菌等细菌的堵塞，可极大地提高解堵效果，延长油水井的使用周期，大大提高了增产、增注能力。和普通酸化工艺相比，扣除采油和施工成本，油井增效8万元/单井，注水井增效10万元/单井。三、产品理化指标：R59活性酸复合解堵剂产品符合以下理化指标指标名称指标906030二氧化氯（ClO2）含量，（%）≥0.30密度，g/cm31.020～1.080PH≤4.0腐蚀速率，g/m2·h≤8(90℃)6(60℃)3(35℃)注：括号内的数据为试验温度四、适用范围：1、压裂井因压裂液破胶不及时或不彻底而致投产效果较差压裂井的解堵

6、；2、压裂井填砂裂缝闭合后随即用R59活性酸复合解堵剂冲洗，将防止压裂液堵塞，同时可解除钻井时泥浆中聚丙烯酰对油层的污染，提高产油量；3、堵水调剖井的后处理。用于因冻胶类堵调剂在堵水或调剖后对中、低渗透层堵塞造成的死井复活；4、聚合物驱是我国三次采油的主要方法。注聚井中聚合物对地层的堵塞半径远远大于压裂、堵水调剖等其它措施井，复合解堵剂因具有可控性，解堵半径成倍提高，完全可以解决当前三次采油注聚井的阶段性堵塞问题，确保聚合物驱三次采油的正常进行；5、一般油、水井均为的综合性堵塞，采用“R59活性酸+酸”复合解堵，用酸液解除无机盐堵塞，用R59活性酸复合解堵剂解除高聚物

7、和生物堵塞，将起到油井增产、水井增注、降低采油成本的目的；6、输油管线及设备的清洗。五、现场施工工艺1、R59活性酸复合解堵剂解堵施工工艺和常规酸化解堵工艺基本相同。且不需再增加施工机具；2、一般油水井的堵塞往往是无机盐、聚合物和生物等综合性堵塞，建议采用“R59活性酸+酸”复合解堵剂工艺；3、对由于压裂液、堵调剂及聚合物驱等纯粹由各种高分子聚合物或生物堵塞井，则单纯使用R59活性酸复合解堵就能产生良好的效果；4、R59活性酸复合解堵剂使用量应根据油层厚度、渗透率、孔隙度以及解堵半径计算确定；六．施工安全注意事项1、R59活性酸复合解堵剂在运输过程中