CN105694834A - 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 - Google Patents
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Abstract
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。
Description
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。
本发明的清洁屏蔽暂堵剂各组份中，水是用于携带堵剂颗粒；不同粒径范围的油溶性暂堵剂粒颗粒，不溶于水，易溶于油，潜入洗井层后可以有效封堵不同渗透率、不同孔眼的井筒炮眼，实现良好的暂堵效果，同时洗井结束后快速溶于地层原油，随原油带出地面，快速恢复采油层的岩心渗透；通过适量软化点添加剂的添加，可以使清洁屏蔽暂堵剂软化点在60—120℃的地层温度范围内调节，以适应不同的地层温度；十二烷基苯磺酸钠是一种乳化分散剂用于均匀分散堵剂颗粒；醚类分散互溶剂用于使堵剂颗粒在水中均匀悬浮。所以采用本发明的不同粒径范围，可调软化点清洁屏蔽暂堵剂，可以实现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。
作为本发明的优选，所述油溶性暂堵剂为沥青和石油树脂经熔融后冷却，再经过不同目数的筛网分筛得到，所述沥青和石油树脂的质量配比为1：12~15。
为便于调节暂堵剂的软化温度，所述软化点添加剂为Span-80或阳离子淀粉，使清洁屏蔽暂堵剂的软化点在60℃～120℃可调，软化点添加剂添加比例和软化点的关系为：当Span-80的添加比例从5%至3%时，清洁屏蔽暂堵剂的软化点在60℃—90℃之间线性调节；当阳离子淀粉的添加比例从3%至5%时，清洁屏蔽暂堵剂的软化点在91℃—120℃之间线性调节。
作为本发明的优选，所述醚类分散互溶剂为SA-19。
作为本发明的进一步改进，所述清洁屏蔽剂通过如下方法配制：根据要配制的清洁屏蔽暂堵剂的量，分别称取相应质量的各组份，然后将十二烷基苯磺酸钠，醚类分散互溶剂，软化点添加剂和油溶性暂堵剂颗粒在搅拌条件下依次加入到水中，继续搅拌1~2小时，制得均匀分散的清洁屏蔽暂堵剂。
本发明的另一个目的是提供一种采用上述清洁屏蔽暂堵剂的热洗井方法，包括如下过程：
①根据作业井的地层温度，确定合适软化点添加剂添加量的清洁屏蔽暂堵剂，使清洁屏蔽暂堵剂的软化点温度高于作业井地层温度8—10℃，以防止暂堵剂在地层温度条件下软化而失去暂堵效果；
②根据井筒容积、射孔参数、堵剂进入地层的深度称取质量为m的步骤①中的清洁屏蔽暂堵剂，其中m按如下公式计算：
其中：m—炮眼封堵剂用量，kg；
ρ—炮眼封堵剂密度，g/cm3；
α—附加系数，取值为1～2，取值原则主要依据管柱与射孔段的间隙大小和射孔厚度，管柱与射孔段的间隙越大或射孔厚度越小，α取值越大，反之α取值越小；
r—炮眼半径，cm；
h1—炮眼深度，cm；
φ—地层平均孔隙度；
③将上步称取的清洁屏蔽暂堵剂用清水稀释至浓度40-60%，搅拌混合形成均匀的悬浮溶液；
④打开作业井的套管闸门放气，导通作业井反循环流程，环空反替洗井液至油管井口出液，将清洁屏蔽暂堵剂溶液送入井底射孔段，并且停泵候凝0.5—1小时，形成暂堵层对地层炮眼进行封堵，以阻止洗井液进入井筒；
⑤向地层注入洗井液开始正常洗井作业；
⑥洗井作业结束后，开启采油循环，暂堵剂颗粒在地层原油中溶解，随油流带出地层，解除暂堵剂对炮眼的封堵，油井恢复正常生产。
为进一步实现对不同渗透率地层的有效暂堵，所述步骤①中清洁屏蔽暂堵剂的油溶性暂堵剂颗粒的粒径范围根据作业井的地层渗透率按下表选取：
。
本发明的清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法的有益效果为：①暂堵剂颗粒软化点可调，适合不同地层温度和热洗井条件；堵剂颗粒粒径分布范围广，可对不同渗透率的作业井实现有效封堵；②在原油中溶解率高，地层条件下能实现自行解堵且解堵率高，不对地层造成污染，使地层渗透率迅速得以恢复；③暂堵颗粒不仅能对油层炮眼进行有效暂堵，防止洗井液进入地层，而且还能对大孔出水通道进行有效封堵，减少地层出水，有效释放低渗地层的产油能力，达到降水增油效果。与其它暂堵方法相比，该方法具有伤害小、效率高、工艺简单、实用性强。
附图说明
图1为模拟炮眼的岩心封堵前的状态图。
图2为采用本发明的清洁屏蔽暂堵剂封堵模拟炮眼岩心后的状态图。
图3为封堵模拟炮眼岩心后解堵的状态图。
具体实施方式
实施例1
本实施例的清洁屏蔽暂堵剂包括如下组份和质量百分含量：17.5%油溶性暂堵剂颗粒，该油溶性暂堵剂颗粒为沥青和石油树脂按1：13.5的质量比例混合经熔融后冷却，再经过不同目数的筛网分筛得到，其中，最大粒径为80μm，并且粒径在4.2-26.7μm的颗粒占60%；还含有0.75%的十二烷基苯磺酸钠，0.35%醚类分散互溶剂SA-19，3%的软化点添加剂Span-80，余量为水，各组份总含量为100%；配制时，根据要配制的清洁屏蔽暂堵剂的量，分别称取相应质量的各组份，然后将十二烷基苯磺酸钠，醚类分散互溶剂，软化点添加剂和油溶性暂堵剂颗粒在搅拌条件下依次加入到水中，继续搅拌1~2小时，制得均匀分散的清洁屏蔽暂堵剂，此暂堵剂的软化点温度为88—90℃
将上述配制的清洁屏蔽暂堵剂加一倍水稀释成暂堵剂溶液，对模拟射孔炮眼的岩心进行封堵，为防止暂堵剂达到软化点软化而失去暂堵效果，试验温度为80℃，其中模拟炮眼的岩心长度为3.55cm，岩心直径为2.5cm,液测渗透率为5.5dm，如图1、图2和图3所示，暂堵剂对模拟岩心炮眼的封堵效果好，大大降低了液体的滤失，堵剂颗粒在岩心端面形成了屏蔽环，对炮眼形成了有效封堵；从岩心的另一个端面注入地层原油后，原油对堵剂颗粒溶解，岩心渗透率逐渐升高，注入50PV(指注入50倍孔隙体积的地层原油)后，岩心渗透率恢复到封堵前的94%以上，岩心端面堆积的堵剂颗粒溶于原油，随原油的流动而带出。
实施例2
本实施例的清洁屏蔽暂堵剂包括如下组份和质量百分含量：15%油溶性暂堵剂颗粒，该油溶性暂堵剂颗粒为沥青和石油树脂按1：12的质量比例混合经熔融后冷却，再经过不同目数的筛网分筛得到，其中，最大粒径为113.1μm，并且粒径在13.3-37.7μm的颗粒占60%；还含有0.5%的十二烷基苯磺酸钠，0.2%醚类分散互溶剂SA-19，4.8%的软化点添加剂Span-80，余量为水，各组份总含量为100%；配制时，根据要配制的清洁屏蔽暂堵剂的量，分别称取相应质量的各组份，然后将十二烷基苯磺酸钠，醚类分散互溶剂，软化点添加剂和油溶性暂堵剂颗粒在搅拌条件下依次加入到水中，继续搅拌1.5小时，制得均匀分散的清洁屏蔽暂堵剂,此暂堵剂的软化点温度为63—65℃。
将上述清洁屏蔽暂堵剂溶液用于下述地层的热洗井中：①储层性质：储集层为砂岩，油藏埋深1390-1494m，油层温度：54-57℃，原始地层压力14-15.3MPa，饱和压力3.93-4.02Mpa，储层平均孔隙度18％，平均渗透率12.7dm；②作业井射孔参数：射孔抢型号：127弹，孔密：16孔/米，孔径：10.2mm，孔深：763mm，射孔段厚度：44.4米。
热洗井作业前根据上述储层性质和公式（1）算得暂堵用清洁屏蔽暂堵剂用量m为1.6吨，并用清水稀释至浓度为40%，搅拌混合形成均匀的悬浮溶液；
开始洗井时，打开作业井的套管闸门放气，导通作业井反循环流程，环空反替洗井液至油管井口出液，将清洁屏蔽暂堵剂溶液送入井底射孔段，并且停泵候凝0.5小时，形成暂堵层对地层炮眼进行封堵，以阻止洗井液进入井筒；然后向地层注入洗井液开始正常洗井作业；洗井作业结束后，开启采油循环，暂堵剂颗粒在地层原油中溶解，随油流带出地层，解除暂堵剂对炮眼的封堵，油井恢复正常生产。
本次洗井前，油井产液12.8t/d，产油2.7t/d，含水78.9%，实施屏蔽暂堵到洗井作业后油井产液12.8t/d，产油3.5t/d，含水72.7%，表明清洁屏蔽暂堵剂颗粒对炮眼进行了有效封堵，有效防止了洗井液对地层的污染，油井正常生产后，不仅对油层的封堵得到了有效解除，还对地层出水通道进行了封堵，油井产油量得到了明显提升。
实施例3
本实施例的清洁屏蔽暂堵剂包括如下组份和质量百分含量：20%油溶性暂堵剂颗粒，该油溶性暂堵剂颗粒为沥青和石油树脂按1：15的质量比例混合经熔融后冷却，再经过不同目数的筛网分筛得到，其中，最大粒径为138μm，并且粒径在18.9-46.2μm的颗粒占60%；还含有1%的十二烷基苯磺酸钠，0.5%醚类分散互溶剂SA-19，5%的阳离子淀粉，余量为蒸馏水，各组份总含量为100%；配制时，根据要配制的清洁屏蔽暂堵剂的量，分别称取相应质量的各组份，然后将十二烷基苯磺酸钠，醚类分散互溶剂，软化点添加剂和油溶性暂堵剂颗粒在搅拌条件下依次加入到蒸馏水中，继续搅拌2小时，制得均匀分散的清洁屏蔽暂堵剂，暂堵剂的软化点温度为118—120℃
将上述清洁屏蔽暂堵剂溶液用于下述地层的热洗井中：①储集层为砂岩，油藏埋深2715-2732m，油层温度：110-112℃，原始地层压力27.2-28.1MPa,储层平均孔隙度15.6％，平均渗透率23.84dm；②作业井射孔参数：射孔抢型号：127弹，孔密：16孔/米，孔径：10.2mm，孔深：763mm，射孔段厚度：44.4米。
热洗井作业前根据上述储层性质和公式（1）算得暂堵用清洁屏蔽暂堵剂用量m为0.4吨，并用清水稀释至浓度为60%，搅拌混合形成均匀的悬浮溶液；
开始洗井时，打开作业井的套管闸门放气，导通作业井反循环流程，环空反替洗井液至油管井口出液，将清洁屏蔽暂堵剂溶液送入井底射孔段，并且停泵候凝1小时，形成暂堵层对地层炮眼进行封堵，以阻止洗井液进入井筒；然后向地层注入洗井液开始正常洗井作业；洗井作业结束后，开启采油循环，暂堵剂颗粒在地层原油中溶解，随油流带出地层，解除暂堵剂对炮眼的封堵，油井恢复正常生产。
本次洗井前，油井产液10.8t/d，产油1.9t/d，含水82.4%，实施屏蔽暂堵到洗井作业后油井产液10.8t/d，产油2.7t/d，含水75.0%，表明清洁屏蔽暂堵剂颗粒对炮眼进行了有效封堵，有效防止了洗井液对地层的污染，油井正常生产后，不仅对油层的封堵得到了有效解除，还对地层出水通道进行了封堵，油井产油量得到了明显提升。
本发明并不局限于上述实施例，例如，根据不同作业井的地层温度，还可以选用其它合适比例含量的软化点添加剂span-80或阳离子淀粉，以便于将暂堵剂的软化点调至合适的温度；也可以根据地层渗透率的不同，筛分其它粒径分布范围的油溶性暂堵剂颗粒，以配制适合该地层渗透率的清洁屏蔽暂堵剂。总之，凡是在本发明宗旨基础上的技术方案变换都属于本发明的保护范围。
Claims (7)
1.一种清洁屏蔽暂堵剂，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。
2.根据权利要求1所述的清洁屏蔽暂堵剂，其特征在于，所述油溶性暂堵剂为沥青和石油树脂经熔融后冷却，再经过不同目数的筛网分筛得到，所述沥青和石油树脂的质量配比为1：12~15。
3.根据权利要求1所述的清洁屏蔽暂堵剂，其特征在于，所述软化点添加剂为Span-80或阳离子淀粉，使清洁屏蔽暂堵剂的软化点在60℃～120℃可调，软化点添加剂添加比例和软化点的关系为：当Span-80的添加比例从5%至3%时，清洁屏蔽暂堵剂的软化点在60℃—90℃之间线性调节；当阳离子淀粉的添加比例从3%至5%时，清洁屏蔽暂堵剂的软化点在91℃—120℃之间线性调节。
4.根据权利要求1所述的清洁屏蔽暂堵剂，其特征在于，所述醚类分散互溶剂为SA-19。
5.根据权利要求1所述的清洁屏蔽暂堵剂，其特征在于，所述清洁屏蔽剂通过如下方法配制：根据要配制的清洁屏蔽暂堵剂的量，分别称取相应质量的各组份，然后将十二烷基苯磺酸钠，醚类分散互溶剂，软化点添加剂和油溶性暂堵剂颗粒在搅拌条件下依次加入到水溶液中，继续搅拌1~2小时，制得均匀分散的清洁屏蔽暂堵剂。
6.一种采用权利要求1—5中任一项所述的清洁屏蔽暂堵剂的热洗井方法，其特征在于，包括如下过程：
①根据作业井的地层温度，确定合适软化点添加剂添加量的清洁屏蔽暂堵剂，使清洁屏蔽暂堵剂的软化点温度高于作业井地层温度8—10℃；
②根据井筒容积、射孔参数、堵剂进入地层的深度称取质量为m的步骤①中的清洁屏蔽暂堵剂，其中m按如下公式计算：
其中：m—炮眼封堵剂用量，kg；
—炮眼封堵剂密度，g/cm3；
—附加系数，取值为1～2，取值原则主要依据管柱与射孔段的间隙大小和射孔厚度，管柱与射孔段的间隙越大或射孔厚度越小，α取值越大，反之取值越小；
R—炮眼半径，cm；
h1—炮眼深度，cm；
—地层平均孔隙度；
③将上步称取的清洁屏蔽暂堵剂用清水稀释至浓度40-60%，搅拌混合形成均匀的悬浮溶液；
④打开作业井的套管闸门放气，导通作业井反循环流程，环空反替洗井液至油管井口出液，将清洁屏蔽暂堵剂溶液送入井底射孔段，并且停泵候凝0.5—1小时，形成暂堵层对地层炮眼进行封堵，以阻止洗井液进入井筒；
⑤向地层注入洗井液开始正常洗井作业；
⑥洗井作业结束后，开启采油循环，暂堵剂颗粒在地层原油中溶解，随油流带出地层，解除暂堵剂对炮眼的封堵，油井恢复正常生产。
7.根据权利要求6所述的清洁屏蔽暂堵剂的热洗井方法，其特征在于，所述步骤①中清洁屏蔽暂堵剂的油溶性暂堵剂颗粒的粒径范围根据作业井的地层渗透率按下表选取：
。
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