CN104419394A

CN104419394A - 稠油井常温修井液

Info

Publication number: CN104419394A
Application number: CN201310398223.3A
Authority: CN
Inventors: 苑新红; 党智龙; 许广平; 刘永旗; 窦军; 韩丰泽
Original assignee: Karamay Xinke'ao Petroleum & Natural Gas Technology Co Ltd
Current assignee: Karamay Xinke'ao Petroleum & Natural Gas Technology Co Ltd
Priority date: 2013-09-05
Filing date: 2013-09-05
Publication date: 2015-03-18

Abstract

稠油井常温修井液，构成重量组分为：石油磺酸盐1％～10％，聚氧乙烯烷基酚醚类1％～10％，氯化铵1％～2％，聚季铵盐0.5％～5％，芳香烃1％～10％，聚异丁烯丁二酰亚胺0.1％～5％，其余为水；将各组分加入的水中混合，搅拌均匀即可。适用于原油粘度1000mPa.s～10000mPa.s的稠油井提出或下入油管作业。不需要加热修井液，简化作业流程，降低能源消耗；可降低修井液注入泵压70％以上，使提出或下入油管顺畅进行，大幅缩短修井作业时间，降低施工成本，保护油藏，有明显的增产效益，明显降低稠油粘度，降低修井液注入泵压，使提出或下入油管顺畅快速的进行，实现常温提出或下入油管作业。

Description

稠油井常温修井液

技术领域

本发明涉及国际专利分类C09K8／00用于钻井的组合物技术领域的采油井修井用液，尤其是用于稠油井起下油管作业的修井液。

背景技术

稠油井修井时，井筒内充满了稠油，因为稠油的粘度大，修井下油管时，稠油堵塞油管，粘结在油管内外，使后续得工作，如下通井规、封隔器、冲砂等工作无法进行。如下通井规：通井规的作用是清楚套管内蜡、垢堵塞物，因稠油堵塞，通井规下不去。通井规下不去，使后续的下封隔器工作无法进行。不能下封隔器或封隔器封闭不严，即使封隔器下到位，因套管壁有稠油，会使封隔器打不开或封闭不严，会使后续的修井补层或其他措施无法进行，如分层测试、分层开采、分层压、挤堵等措施。油管下不到井底，没有油流通道，井底出砂会造成油层砂埋，使井底冲砂工作无法进行。

现油田对于这类稠油井，采取热冲洗方式下油管，用加热的方式，使原油粘度降低到可流动的状态下。打开液体通道，使原油排出井筒。方法为：用300～400型热洗泵车，给修井液加热，一般为清水或压井液，根据地层压力而定，加热到稠油融化的温度，边加热边用700型泵车从油管注入高压液体，把稠油从套管顶替出井筒。边冲边下油管。这种方法，施工时间长，所用设备较多，700型泵车负荷大。因为为高温液体，井口操作人员存在烫伤危险。这种传统方法对于井深1000米，或原油粘度降低的温度拐点在90℃以上的井，无法完成洗井、下油管工作。要想后续工作的开展，必须把井筒内的稠油全部替换出来，保证井筒内清洁。

该专利的稠油修井液的在常温下，原油降粘率≥90％，粘土防膨率≥90％。生产方法为：石油磺酸盐1％～10％，聚氧乙烯烷基酚醚类1％～10％，氯化铵1％～2％，聚季铵盐0.5％～5％，芳香烃1％～10％，聚异丁烯丁二酰亚胺0.1％～5％，其余为水；将各组分加入到水中混合，搅拌均匀即可。

钻井工程中使用的循环流体，由于绝大多数使用的是液体，少数情况使用气体或泡沫，因此又称“钻井液”、“洗井液”，俗称“钻井泥浆”。为了改善钻井流体的性能，满足钻井工程的要求，需要在各类钻井流体中加入处理剂或添加剂。

就其中的压井液和修井液而言，用于平衡地层压力和保护储层的功能，根据施工的工序不同，或者液体的作用不同而区分。其中，主要目的是用于防喷防漏的产品，叫压井液，而修井作业过程中的洗井液、冲砂液等统称修井液，另外，有时修井液也可以包括部分压井液。在现有技术中，对于没有特殊要求的修井液，常加入防膨剂、加重剂即可。实际上，压井液与修井液的共同之处是：必须保持与地层配伍的基础上，具备防漏、防膨、性能稳定，很好的平衡地层压力。压井液侧重平衡地层压力，负压井压井液注重防漏，一般采用地层水配合聚合物凝胶、低密度泡沫等作为防漏压井液，溢流井通常采用地层水配合氯化钙、氯化钠等加重材料加重至所需密度，特殊高压井采用中、高密度防漏钻井液压井。修井液在具备压井液功能的前提下，还要满足正常循环和携砂、携带污物的能力。

在稠油井修井提出或下入油管时，因油井内充满稠油致使管柱无法顺利提出或下入井内，通常注入高温的常规修井液、压井液或防膨液使稠油变稀再提出或下入油管；作业时，需要用300型热油泵车将常规修井液加热到100℃以上，然后用700型泵车通过油管管柱将其注入套管内，高温修井液使稠油变稀并排出，油管管柱方可缓慢提出或下入井内，通常提出或下入一根油管耗时5～15分钟，耗用修井液为2～5方。

上述作业过程中，使用的常规修井液需要用热油泵车加热到100℃以上，不仅工艺相对复杂，而且需要耗费大量燃料；常规修井液主要靠热能使稠油变稀，降粘效果非常有限，因而需要较高泵压才能注入，不仅作业较慢，而且存在较高的安全风险。相关改进技术的专利文献公开较少，如：

中国专利申请201210528367.1基于液体聚合物配制修井液的施工方法，步骤一、在配液罐或配液池中加入水，启动搅拌器或循环泵，往流动的水中加入聚合物，聚合物在水中的使用浓度≤30％，溶解时间为2-10min左右，溶解后粘度>10mpa.s，搅拌均匀后即可得到修井液；步骤二、用泵直接抽取步骤一的修井液进混砂车，同时混入支撑剂，支撑剂与修井液的质量比即砂比≤250％，在混砂车中搅拌30s-2min，混合均匀后泵入地层。

中国专利申请88108894.3公开了一种水包油修井液，较好地解决了油田在修井作业施工中对油层的污染问题，其主要技术方案是：在一吨水中加入：膨润土80～145千克，机油34～36千克，聚阴离子纤维素2～4.5千克，洗衣粉3.4～3.6千克，重晶石粉0-920千克；其配制方法：按比例混匀后的重晶石粉，膨润土与聚阴离子纤维素徐徐加入水池中，搅拌均匀后，再在搅拌下依次按量加入机油，洗衣粉，充分混匀后，在喷枪配合下再剧烈搅拌20分钟以上。

发明内容

本发明的目的在于提出一种稠油井常温修井液，以明显降低稠油粘度，降低修井液注入泵压，使提出或下入油管顺畅快速的进行，实现常温提出或下入油管作业。

本发明目的通过如下技术措施实现：构成重量组分为：石油磺酸盐1％～10％，聚氧乙烯烷基酚醚类1％～10％，氯化铵1％～2％，聚季铵盐0.5％～5％，芳香烃1％～10％，聚异丁烯丁二酰亚胺0.1％～5％，其余为水；将各组分加入的水中混合，搅拌均匀即可。

尤其是，适用于原油粘度1000mPa.s～10000mPa.s的稠油井提出或下入油管作业。

尤其是，在修井过程中注入工艺为：用700型泵车通过待提出或下入的油管管柱，将修井液注入油井。

本发明的有益效果是：修井液对地层无污染，不需要加热修井液，简化作业流程，降低能源消耗；可降低修井液注入泵压70％以上，使提出或下入油管顺畅进行，大幅缩短修井作业时间，降低施工成本，保护油藏，有明显的增产效益，明显降低稠油粘度，降低修井液注入泵压，使提出或下入油管顺畅快速的进行，实现常温提出或下入油管作业。

具体实施方式

本发明适用于原油粘度1000mPa.s～10000mPa.s的稠油井提出或下入油管作业。

本发明稠油井常温修井液构成重量组分为：石油磺酸盐1％～10％，聚氧乙烯烷基酚醚类1％～10％，氯化铵1％～2％，聚季铵盐0.5％～5％，芳香烃1％～10％，聚异丁烯丁二酰亚胺0.1％～5％，其余为水；将各组分加入的水中混合，搅拌均匀即可。

本发明在修井过程中注入工艺为：用700型泵车通过待提出或下入的油管管柱，将修井液注入油井，使稠油迅速变稀并从油套环空，即油管与套管间的环形空间排出，从而修井机械可顺利快速地提出或下入油管管柱。

本发明的配置和应用，可实现稠油井常温修井作业，修井液不需要加热，简化作业流程，降低能源消耗；可降低修井液注入泵压70％以上，使提出或下入油管顺畅进行，下一根油管仅耗时约0.1分钟，大幅缩短修井作业时间，降低作业安全风险。该修井液可重复使用多达到10次，当效果变差时适当补充组分即可恢复初始效果。

Claims

1.稠油井常温修井液，其特征是：构成重量组分为：石油磺酸盐1％～10％，聚氧乙烯烷基酚醚类1％～10％，氯化铵1％～2％，聚季铵盐0.5％～5％，芳香烃1％～10％，聚异丁烯丁二酰亚胺0.1％～5％，其余为水；将各组分加入的水中混合，搅拌均匀即可。

2.如权利要求1所述的稠油井常温修井液，其特征是：适用于原油粘度1000mPa.s～10000mPa.s的稠油井提出或下入油管作业。

3.如权利要求1所述的稠油井常温修井液，其特征是：在修井过程中注入工艺为：用700型泵车通过待提出或下入的油管管柱，将修井液注入油井。