CN107806333A - 保护液的注入方法和装置 - Google Patents
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Abstract
本申请实施方式提供了一种保护液的注入方法和装置，其中，该方法包括：获取目标井的工况参数；根据工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积；根据水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，向目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，油基保护液位于水基保护液的纵向上方。由于该方案通过根据目标井的具体情况，向目标井中的环空注入保护液，且保护液中的油基保护液位于水基保护液的纵向上方，从而解决了现有方法中存在的无法在保护封隔器胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题。
Description
技术领域
本申请涉及油气开发技术领域，特别涉及一种保护液的注入方法和装置。
背景技术
在进行油气开发的过程中，油气井中有时会出现二氧化碳等腐蚀性物质。这时，大多会在油套环空(即油气井中油管和套管之间的环空)中加注环空保护液，以避免套管的内壁遭受腐蚀，同时还会在油气井中安装井下封隔器，以封隔油套环空，避免套管承受高压。
现有的保护液注入方法大多是简单地向油套环空中注入单一的保护液，例如，只注入水基保护液或者只注入油基保护液。具体实施时，发现如果单独使用油基保护液，油基保护液与封隔器的胶筒接触，由于油基保护液会与封隔器中的橡胶材质的胶筒发生相似相溶，影响封隔器的胶筒的性能，对油气的开采生产造成安全隐患。此外，单用油基保护液，施工成本相对较高。而水基保护液相对于油基保护液，适用的保护范围有限。例如，在某些腐蚀峰值温度区间，水基保护液对套管内壁的保护效果相对较差，甚至无法对该范围区间内的套管的内壁提供符合施工要求的保护，形成安全隐患，进而影响正常的油气开发。综上可知，现有方法具体实施时，往往存在无法在保护封隔器胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题。
针对上述问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本申请实施方式提供了一种保护液的注入方法和装置，以解决现有方法中存在的无法在保护封隔器胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到能够较全面地保护目标井管、降低目标井的安全隐患的技术效果。
本申请实施方式提供了一种保护液的注入方法，包括：
获取目标井的工况参数；
根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积；
根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液在所述目标井中的环空中位于所述水基保护液的纵向上方。
在一个实施方式中，所述工况参数包括以下至少之一：
目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井中套管的材质、目标井中封隔器的下深、目标井的尺寸参数、目标井的产量数据。
在一个实施方式中，根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，包括：
根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积；
根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积；
根据所述油基保护液的注入体积、所述保护液的总体积，确定水基保护液的注入体积。
在一个实施方式中，所述目标井的尺寸参数包括：目标井中油管的外径、目标井中套管的内径、目标井中油管的长度；
相应的，根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积，包括：
根据所述目标井中油管的外径，确定油管横截面积；
根据所述目标井中套管的内径，确定套管横截面积；
根据所述油管横截面积、所述套管横截面积，确定目标井中的环空的截面积；
根据所述环空的截面积、所述目标井中油管的长度，确定环空体积，并将所述环空体积作为所述待注入目标井中的环空的保护液的总体积。
在一个实施方式中，根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积，包括：
根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据，确定目标井的温度压力剖面；
根据目标井中套管的材质，确定参考腐蚀峰值温度区间；
根据所述目标井的温度压力剖面、参考腐蚀峰值温度区间，确定所述油基保护液的注入体积。
在一个实施方式中，在根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方之前，所述方法还包括：
根据施工成本和所述工况参数，确定水基保护液的类型、油基保护液的类型，其中，所述水基保护液的类型包括：HBCQ-1、UGI-1，所述油基保护液的类型包括：HTB-3。
在一个实施方式中，所述根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方，包括：
根据所述工况参数，确定泵入速度；
根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，按照所述泵入速度，向所述目标井中的环空注入所述水基保护液、所述油基保护液。
在一个实施方式中，在根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液后，所述方法还包括：
向所述目标井中的环空注入顶替液，其中，所述顶替液用于将所述水基保护液或所述油基保护液压入所述目标井中的环空。
在一个实施方式中，所述目标井包括：注汽井或生产井，所述生产井包括油井或气井。
本申请实施方式还提供了一种保护液的注入装置，包括：
获取模块，用于获取目标井的工况参数；
确定模块，用于根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积；
注入模块，用于根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。
在一个实施方式中，所述确定模块包括：
第一确定单元，用于根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积；
第二确定单元，用于根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积；
第三确定单元，用于根据所述油基保护液的注入体积、所述保护液的总体积，确定水基保护液的注入体积。
在一个实施方式中，所述注入模块包括：
第四确定单元，用于根据所述工况参数，确定泵入速度；
注入单元，用于根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，按照所述泵入速度，向所述目标井中的环空注入所述水基保护液、所述油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。
在本申请实施方式中，通过目标井的具体情况，向目标井中的环空注入指定体积的保护液，其中，上述保护液中的油基保护液位于水基保护液的纵向上方，以利用位于下方的指定体积的水基保护液，保护封隔器胶筒的性能；利用位于上方的指定体积的油基保护液，保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁，从而解决了现有方法中存在的无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到了较全面地保护目标井管、降低油气开发中的安全隐患的技术效果。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据本申请实施方式提供的保护液的注入方法的处理流程图；
图2是根据本申请实施方式提供的保护液的注入装置的组成结构图；
图3是在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的保护液的注入方法和装置在某井中的环空中注入保护液的示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
考虑到现有技术，大多只是简单地向油套环空中注入单一的保护液，例如，通常只注入水基保护液或者只注入油基保护液。由于单独使用油基保护液时，油基保护液会与封隔器的胶筒接触，影响封隔器的胶筒的性能。而单独使用水基保护液，水基保护液相对于油基保护液所适用的保护范围有限。例如，在某些腐蚀峰值温度区间，水基保护液对套管的内壁的保护效果相对较差，无法对目标井中的套管的内壁进行有效保护。因此，现有方法具体实施时，往往会存在无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题。针对产生上述技术问题的根本原因，本申请考虑可以同时引入水基保护液和油基保护液组合使用，且针对水基保护液和油基保护液各自的特性，使的上述两种保护液分别位于指定的区域中，以解决现有方法中存在的无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到能够较全面地保护目标井管、降低油气开发中的安全隐患的技术效果。
基于上述思考思路，本申请实施方式提供了一种保护液的注入方法。具体请参阅图1所示的根据本申请实施方式提供的保护液的注入方法的处理流程图。本申请实施方式提供的保护液的注入方法，具体可以包括以下步骤。
S11：获取目标井的工况参数。
在一个实施方式中，上述目标井具体可以是生产井，也可以是注汽井等。其中，上述生产井具体可以是油井，也可以是气井等。具体实施时，可以根据具体情况和施工要求，选择待研究的井作为上述目标井。
在一个实施方式中，上述工况参数具体可以包括：目标井的井深、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井中套管的材质、目标井中封隔器的下深、目标井的尺寸参数、目标井的产量数据等中的一个或多个。当然，需要说明的是，上述所列举的多种参数只是为了更好地说明本实施方式。具体实施时，还可以根据具体情况和施工要求选择引入除上述所列举的参数以外的其他目标井的相关参数作为上述目标井的工况参数。
在一个实施方式中，为了获取目标井的工况参数中各个具体参数，具体实施时，可以根据待获取的工况参数的具体特点选用合适的检测设备或测量装置进行采集获取。例如，为了获取目标井所在区域的地层温度，可以通过布设在目标井中预设位置的温度传感器采集对应的地层温度。再例如，为了获取目标井所在区域的地层压力，可以通过布设在目标井中预设深度的压力计检测获取对应的地层压力等。需要说明的是，对于获取对应的工况参数的具体方式，本申请在此不作限定。
S12：根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积。
在本实施方式中，为了能对目标井同时提供两种类型的保护，即：保护封隔器胶筒的性能，以及保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁。具体实施时，需要向目标井中的环空中，即目标井中的油套环空中依次注入水基保护液对封隔器的胶筒进行保护，注入油基保护液对位于腐蚀峰值温度区间的油管和套管进行保护。需要说明的是，具体实施时可以达到的具体保护效果，与注入的水基保护液、油基保护液的具体体积有着较为密切的联系。例如，水基保护液注入的体积过多、油基保护液的注入体积过少，会导致腐蚀峰值区间的套管的内壁存在部分区域不能够得到较好的保护。因此，为了能够达到较好的保护效果，在本实施方式中，需要先确定出具体的水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，以便更加合理地向目标井中的环空注入两种保护液进行保护。
在一个实施方式中，上述根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，具体实施时，可以包括以下内容。
S12-1：根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积。
在一个实施方式中，上述目标井的尺寸参数具体可以是目标井中套管的尺寸参数、目标井中油管的尺寸参数、目标井其他相关的尺寸参数的集合。具体的，目标井的尺寸参数可以包括：目标井中油管的外径、目标井中套管的内径、目标井中油管的长度等。当然，需要说明的是，上述所列举的目标井的尺寸参数只是为了更好地说明本实施方式，具体实施时，也可以根据具体的施工需要引入其他相关的尺寸参数。
在本实施方式中，需要补充的是，在部分情况下，可能无法直接获取目标井中套管的内径，但可以直接获取目标井中套管的外径和套管的管壁厚度。在上述情况下，可以将套管外径和套管的管壁厚度作差得到的差值作为上述套管的内径。
在一个实施方式中，上述根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积，具体实施时，可以按照以下内容执行，以确定较为准确的保护液的总体积：
S1：根据所述目标井中油管的外径，确定油管横截面积；
S2：根据所述目标井中套管的内径，确定套管横截面积；
S3：根据所述油管横截面积、所述套管横截面积，确定目标井中的环空的截面积；
S4：根据所述环空的截面积、所述目标井中油管的长度，确定环空体积，并将所述环空体积作为所述待注入目标井中的环空的保护液的总体积。
在本实施方式中，上述待注入目标井中的环空的保护液的总体积具体可以包括：水基保护液的注入体积和油基保护液的注入体积。
在本实施方式中，上述目标井中的环空的截面积具体可以按照以下方式确定：将上述套管横截面积与油管横截面积作差，将得到的差值作为目标井中的环空的横截面积。
在一个实施方式中，考虑到施工过程可能存在的误差，具体施工时，需要考虑留有余量以备应急补充。具体实施时，可以将上述待注入目标井中的环空的保护液的总体积的1.1倍的体积量作为具体施工中的待注入目标井中的环空的保护液的总体积。相应的，具体施工中的水基保护液的注入体积具体可以为后续所确定体积的1.1倍，具体施工中的油基保护液的注入体积具体可以为后续所确定体积的1.1倍。需要说明的是，具体实施时，也可以根据施工的复杂情况和困难度，对上述倍数进行适当调整。例如，施工难度较大、误差较多，可以将上述倍数由1.1调整为1.5。
S12-2：根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积。
在本实施方式中，考虑在腐蚀峰值温度区间水基保护液对套管、油管的保护效果相对较差，为了在上述腐蚀峰值温度区间，为套管、油管提供较位完整、有效的保护，具体实施时，可以按照以下步骤执行：
S1：根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据，确定目标井的温度压力剖面；
S2：根据目标井中套管的材质，确定参考腐蚀峰值温度区间；
S3：根据所述目标井的温度压力剖面、参考腐蚀峰值温度区间，确定所述油基保护液的注入体积。
在本实施方式中，为了确定目标井的温度压力剖面，具体实施时，可以包括以下内容：如果有所述目标井的临井实测的温度、压力数据，例如，目标井设有温度压力计，可以测量目标井中不同深度位置的温度和压力。在这种情况下，可以根据上述临井实测的温度、压力数据确定所述目标井的温度压力剖面。如果没有所述目标井的临井实测的温度数据，则可以根据工况参数中的目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据，利用处理器，通过多相流公式或者通过建模仿真，计算得到所述目标井中井筒的温度压力剖面，即所述目标井的温度压力剖面。需要补充的是，上述目标井的温度压力剖面具体可以用于确定目标井中各个深度位置处的压力和温度值。
在本实施方式，为了确定参考腐蚀峰值温度区间，具体实施时，可以根据工况参数中的目标井中套管的材质，确定关于目标井中套管内壁的参考腐蚀峰值温度区间。具体的，例如，对于碳钢、低合金钢、抗硫钢材质的套管的内壁所受到的腐蚀速率会存在先随温度升高而增加，到一定的峰值温度后，会随温度的升高而有所降低。即会存在一个较明显的参考腐蚀峰值温度区间范围(参考腐蚀峰值温度区间)，在峰值温度范围中，水基保护液的保护效果相对较差。由于上述参考腐蚀峰值温度区间主要与套管的材质相关，因此，可以根据目标井中套管的材质，确定关于目标井中套管内壁的参考腐蚀峰值温度区间。
在本实施方式中，具体实施时，可以将上述目标井的温度压力剖面以及参考腐蚀峰值温度区间进行比对，以确定目标井的腐蚀峰值温度区间，作为目标井中需要使用油基保护液进行保护的范围区域。具体实施时，可以根据参考腐蚀温度区间的温度范围区，比较目标井的温度压力剖面。例如，根据目标井中的温度压力剖面的数据，目标井中深度为1000米至500米之间的范围区中的温度位于所述参考腐蚀温度空间内，则可以将目标井中深度为1000米至500米之间的范围区作为目标井的腐蚀峰值温度区间，即目标井中需要使用油基保护液进行保护的范围区域。
在本实施方式中，通过上述方式可以先较为准确地确定出目标井中的温度压力剖面以及参考腐蚀峰值温度区间；进而可以较准确地确定需要使用油基保护液进行保护的范围区域，即目标井中的腐蚀值温度区间；根据需要使用油基保护液进行保护的范围区域准确地确定出需要注入的油基保护液的量，即油基保护液的注入体积。如此，可以确定出符合施工要求、保护效果较好的油基保护液的注入体积。
S12-3：根据所述油基保护液的注入体积、所述保护液的总体积，确定水基保护液的注入体积。
在本实施方式中，具体实施时，可以将所述保护液的总体积与所述油基保护液的注入体积之间的差值作为上述水基保护液的注入体积。如此，可以确定出符合施工的要求水基保护液的注入体积。
S13：根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液在所述目标井中的环空中位于所述水基保护液的纵向上方。
在一个实施方式中，为了能够较为有效的向上述目标井中的环空中注入水基保护液、油基保护液以对目标井中的封隔器的胶筒的性能进行保护的同时保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁，具体实施时，可以按照以下方式执行。
S13-1：根据所述工况参数，确定泵入速度。
S13-2：根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，按照所述泵入速度，向所述目标井中的环空注入所述水基保护液、所述油基保护液。
在本实施方式中，综合考虑目标区域现场泵注设备能力和作业设计方案等相关工况参数，可以确定出具体的泵入速度。优选的，泵入速度可以取值在0.5m3/min-1.0m3/min之间的速度值。如此，可以获得较好的注入效果。
在本申请实施例中，相较于现有技术，通过根据目标井的具体情况，向目标井中的环空注入指定体积的保护液，其中，上述保护液中的油基保护液位于水基保护液的纵向上方，以利用位于下方的指定体积的水基保护液，保护封隔器胶筒的性能；利用位于上方的指定体积的油基保护液，保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁，从而解决了现有方法中存在的无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到能够较全面地保护目标井管、降低油气开发中的安全隐患的技术效果。
在一个实施方式中，考虑到所处理的目标井不同、目标井所在区域的地质环境不同，为了对目标井提供更加有效的保护，在根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方之前，具体实施时，还可以根据目标井的具体情况，例如，施工成本、目标井之前所使用的保护液类型、目标井的类型、目标井所在区域的地层环境等等，结合相应的工况参数，选择适合型号的水基保护液和油基保护液本实施方式中具体使用的水基保护液和油基保护液。具体的，在本实施方式中，可以根据施工成本和所述工况参数，确定水基保护液的类型、油基保护液的类型，其中，所述水基保护液的类型具体可以包括：HBCQ-1、UGI-1(不同水基保护液的具体型号)等，所述油基保护液的类型具体可以包括：HTB-3(一种油基保护液的具体型号)等。当然，上述所列举的保护液型号只是为了更好地说明本实施方式，具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求选择其他型号合适的保护液。还需要补充的是，不同型号的水基保护液和油基保护液的性能区别大多在于：部分保护液可用于含硫化氢气井；此外，不同保护液的在耐温性能有差别，不同保护液的在密度有差别、不同保护液的腐蚀速率稍有区别。具体实施时，可以根据体情况，选择适合当前工况特点的保护液的型号。
在本实施方式中，为了进一步对目标井进行较为完整的保护，在根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方后，所述方法具体还可以包括：向所述目标井中的环空注入顶替液，其中，所述顶替液具体可以用于将所述水基保护液或所述油基保护液压入所述目标井中的环空等。如此，可以将所使用的水基保护液或油基保护液尽可能地挤入环空，从而可以有效地利用保护液，避免保护液的浪费，节约施工成本。
在本实施方式中，上述顶替液具体可以是清水，也可以是与入井液成分相似的溶液等。具体实施时，可以根据具体情况和施工成本，选择合适的溶液作为上述顶替液。
在一个实施方式中，上述目标井具体可以包括：注汽井或生产井等。其中，上述生产井具体可以包括油井或气井等。具体实施时，可以根据具体的情况和施工要求选择具体的井作为上述目标井。
在一个实施方式中，考虑到封隔器通常位于目标井的纵向下方，为了达到同时对目标井中的封隔器和位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行保护，具体实施时需要使得所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。如此，可以保证所述封隔器位于所述水基保护液而不是油基保护液中，以避免油基保护液对封隔器中胶筒的破坏。
在一个实施方式中，为了使得所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方，上述根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，具体可以通过正注或反注的方式实现。
在本实施方式中，通过正注向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，使得所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方，具体可以包括以下内容：
S1：按照所述油基保护液的注入体积，通过油管向目标井中的环空注入油基保护液。
在本实施方式中，通过油管注入的油基保护液在油管的底部，自下往上地被挤入与油管连通的环空中。
S2：按照所述水基保护液的注入体积，通过油管向目标井中的环空注入水基保护液。
在本实施方式中，待注入完油基保护液后，可以通过油管注入水基保护液。水基保护液可以在油管的底部，自下往上地被挤入与油管连通的环空中。同时，由于水基保护液进入了环空中，导致之前注入环空的油基保护液挤入环空中的纵向上方。如此，可以使得所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。
S3：在环空中的油基保护液达到井口位置时，在目标井中座封封隔器。
在本实施方式中，当环空中的油基保护液已经达到井口位置时，可以认为环空中已经注入了指定体积的水基保护液和指定体积的油基保护液。且油基保护液位于水基保护液的纵向上方。在这种情况下可以在目标井中作为封隔器，使得封隔器位于水基保护液中，从而避免了油基保护液对封隔器中的胶筒的损坏。
在本实施方式中，还可以通过反注向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，使得所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方，具体可以包括以下内容：
S1：在目标井中座封封隔器。
S2：按照所述水基保护液的注入体积，通过环空向已经被封隔器封住底部的环空中注入水基保护液。
S3：按照所述油基保护液的注入体积，通过环空向环空中注入油基保护液。
在本实施方式中，由于是通过环空直接注入自上而下地依次注入水基保护液和油基保护液的，从而可以使得油基保护液位于水基保护液的上方，使得封隔器位于水基保护液中，避免了油基保护液和封隔器的接触，对封隔器中的胶筒进行了较好的保护。
在本实施方式中，需要说明的是，通过正注和反注的方式都可以使得所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方，如此，可以利用环空中位于纵向上方的油基保护液对目标井中的腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行相应保护；同时也可以利用环空中位于纵向上方的水基保护液对目标井中的封隔器进行相应。具体实施时，可以根据具体情况和施工要求选择正注或反注的方式注入上述保护液。
在一个实施方式中，为了避免环空中的水基保护液和油基保护液发生混合，影响保护效果。具体实施时，在向目标井中的环空中注入完一种保护液后，在注入下一种保护液之前，可以先向目标井中的环空先注入预设体积的隔离溶液。其中，所述隔离溶液既不会与水基保护液发生反应，影响水基保护液的保护效果，也不会与油基保护液发生反应影响油基保护液的保护效果。具体的，上述隔离溶液可以采用有机凝胶类产品。具体实施时，要求：所选用的有机凝胶至少在整个目标井的工况范围内满足相关适用条件，即包括：温度、压力、腐蚀介质等条件；且不会与水基保护液和油基保护液反应；也不会由于长时间在目标井的井况条件下发生失效。具体注入隔离溶液时，可以控制注入环空中的隔离溶液的长度为5至10m左右。所注入的隔离溶液的预设体积具体可以根据目标井中环空的横截面积、注入环空中的隔离溶液的长度确定。如此，可以通过隔离溶液对环空中的油基保护液和水基保护液进行分隔，以避免环空中水基保护液和油基保护液的混合造成对保护液保护效果的影响。具体的，下面以通过正注向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液为例说明如何注入隔离溶液，对于通过正注向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液的情况可以参照正注的情况实施，对此本申请不作赘述。在按照油基保护液的注入体积通过油管向所述环空中注入完油基保护液后；按照预设体积，通过油管向所述环空中注入隔离溶液；注入完隔离溶液后，再按照水基保护液的注入体积，通过所述油管向所述环空中注入水基保护液。如此，以避免环空中水基保护液和油基保护液的混合，使得环空中的保护液可以发挥出较好的保护效果。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的保护液的注入方法，通过根据目标井的具体情况，向目标井中的环空注入指定体积的保护液，其中，上述保护液中的油基保护液位于水基保护液的纵向上方，以利用位于下方的指定体积的水基保护液，保护封隔器胶筒的性能；利用位于上方的指定体积的油基保护液，保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁，从而解决了现有方法中存在的无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到能够较全面地保护目标井管、降低油气开发中的安全隐患的技术效果；又通过根据工况参数，确定目标井的温度压力剖面，以及目标井的腐蚀峰值温度区间，进而确定出水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，进一步通过了对目标井井管的保护效果；又通过根据工况参数确定泵入速度，按照泵入速度分别注入不同的保护液，达到了较好的注入效果。
基于同一发明构思，本发明实施方式中还提供了一种保护液的注入装置，如下面的实施方式所述。由于装置解决问题的原理与保护液的注入方法相似，因此保护液的注入装置的实施可以参见保护液的注入方法的实施，重复之处不再赘述。以下所使用的，术语“单元”或者“模块”可以实现预定功能的软件和/或硬件的组合。尽管以下实施例所描述的装置较佳地以软件来实现，但是硬件，或者软件和硬件的组合的实现也是可能并被构想的。请参阅图2，是本申请实施方式的保护液的注入装置的一种组成结构图，该装置可以包括：获取模块21、确定模块22、注入模块23，下面对该结构进行具体说明。
获取模块21，具体可以用于获取目标井的工况参数。
确定模块22，具体可以用于根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积。
注入模块23，具体可以用于根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。
在一个实施方式中，为了能够根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，所述确定模块22具体可以包括以下结构单元：
第一确定单元，具体可以用于根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积；
第二确定单元，具体可以用于根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积；
第三确定单元，具体可以用于根据所述油基保护液的注入体积、所述保护液的总体积，确定水基保护液的注入体积。
在一个实施方式中，上述第一确定单元为了能够根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积，具体可以按照以下程序执行：根据所述目标井中油管的外径，确定油管横截面积；根据所述目标井中套管的内径，确定套管横截面积；根据所述油管横截面积、所述套管横截面积，确定目标井中的环空的截面积；根据所述环空的截面积、所述目标井中油管的长度，确定环空体积，并将所述环空体积作为所述待注入目标井中的环空的保护液的总体积。其中，所述目标井的尺寸参数包括：目标井中油管的外径、目标井中套管的内径、目标井中油管的长度。
在一个实施方式中，上述第二确定单元为了能够根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积，具体实施时，第二确定单元可以包括以下结构子单元：
第一确定子单元，用于根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据，确定目标井的温度压力剖面；
第二确定子单元，用于根据目标井中套管的材质，确定参考腐蚀峰值温度区间；
第三确定子单元，用于根据所述目标井的温度压力剖面、所述参考腐蚀峰值温度区间，确定所述油基保护液的注入体积。
在一个实施方式中，为了能够根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方，所述注入模块23具体可以包括以下结构单元：
第四确定单元，具体可以用于根据所述工况参数，确定泵入速度；
注入单元，具体可以用于根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，按照所述泵入速度，向所述目标井中的环空注入所述水基保护液、所述油基保护液。
在一个实施方式中，上述工况参数具体可包括以下至少之一：目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井中套管的材质、目标井中封隔器的下深、目标井的尺寸参数、目标井的产量数据等等。当然，需要说明的是，上述所列举的几种参数只是为了更好地说明本申请实施方式，具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求引入除上述所列举的参数以外的其他参数作为工况参数。
在一个实施方式中，根据具体情况和施工要求，所述目标井具体可以包括：注汽井或生产井，其中，所述生产井具体可以包括油井或气井。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
需要说明的是，上述实施方式阐明的系统、装置、模块或单元，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，在本说明书中，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本申请时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
此外，在本说明书中，诸如第一和第二这样的形容词仅可以用于将一个元素或动作与另一元素或动作进行区分，而不必要求或暗示任何实际的这种关系或顺序。在环境允许的情况下，参照元素或部件或步骤(等)不应解释为局限于仅元素、部件、或步骤中的一个，而可以是元素、部件、或步骤中的一个或多个等。
从以上的描述中，可以看出，本申请实施方式提供的保护液的注入装置，通过根据目标井的具体情况，利用确定模块和注入模块向目标井中的环空注入指定体积的保护液，其中，上述保护液中的油基保护液位于水基保护液的纵向上方，以利用位于下方的指定体积的水基保护液，保护封隔器胶筒的性能，利用位于上方的指定体积的油基保护液，保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁，从而解决了现有方法中存在的无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到能够较全面地保护目标井管、降低油气开发中的安全隐患的技术效果；又通过根据工况参数，确定目标井的温度压力剖面，以及目标井的腐蚀峰值温度区间，进而确定出水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，进一步通过了对目标井井管的保护效果；又通过根据工况参数确定泵入速度，按照泵入速度分别注入不同的保护液，达到了较好的注入效果。
在一个具体实施场景示例中，应用本申请提供保护液的注入方法和装置对某井中的环空注入保护液。具体实施过程可以结合图3所示的在一个场景示例中应用本申请实施方式提供的保护液的注入方法和装置在某井中的环空中注入保护液的示意图，参照以下内容执行。
S1：收集工况参数收集。
在本实施方式中，具体实施时，通过工况参数的收集，可以确定：某井的井深为3200m，原始地层压力(即目标井所在区域的地层压力)为28.7MPa，原始地层温度(即目标井所在区域的地层温度)为102℃，套管采用P110材质，油管采用P110材质，封隔器下深为3100m，油管外径为114.3mm，油管壁厚为6.88mm，套管外径为177.8mm，套管壁厚为9.19mm，设计的最大产量(即目标井的产量)为150×104m3/d，且不产水。根据上述数据，可以确定所在区块设计采用水基保护液为HBCQ-1。同时。按照目标井的实际工况，油基保护液可以选择为HTB-3，以适合该井。
S2：确定保护液用量(即确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积)。
在本实施方式中，具体实施时，可以根据收集工况参数计算环空(即目标井中的环空)体积。具体的，可得：油管外横截面积为0.01256m2，套管的内截面积为0.01995m2，则环空截面积为0.00969m2，环空总体积为30.04m2。按照设计的150×104m3/d，计算温度压力剖面，井口温度为34.5℃。对于P110材质油套管来讲，在温度区间在80℃±10℃为腐蚀峰值区间，应避免水基保护液在此区间。结合上述温度剖面可确定，对应的井深范围(即目标井中的腐蚀峰值温度区间，或者称是需要使用油基保护液的范围)在1450m-2550m之间。具体的，为了避开腐蚀峰值温度范围，设计水基保护液的加注深度为高度为3100-2550＝550m，油基保护液的加注高度为2550m；进而可以分别确定对应的量为5.33m3和24.71m3(即水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积)。
S3：确定加注(即注入水基保护液、油基保护液)方案。
在本实施方式中，考虑到由于现场施工存在一定误差，现场准备时需要考虑余量以备应急补充，具体的，可以分别准备6.5m3水基保护液和28m3油基保护液。现场下完管柱后，首先从油管内泵入油基保护液，其中，泵压和泵入速度可以按照现场要求确定；油基保护液全部泵入后，立即泵入水基保护液，其中，泵压和泵入可以速度按照现场要求确定；随后泵入顶替液(下管柱所用的入井液即可)，其中，泵压和泵入速度可以按照现场要求确定；当井口环空排出油基保护液开始计量起，直至排出2m3左右(现场罐内估计有1m3左右的保护液未注入井内)后，立即停止泵入；按照设计方式座封井下封隔器，并按照设计要求完成其余完井投产工序。
在本实施方式中，需要说明的是，上述所列举的加注方案是通过正注向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液的，具体实施时，也可以根据具体情况和施工要求，选择通过反注向所述目标井中的环空中注入水基保护液、油基保护液。
S4：根据加注方案，加注组合保护液。
在本实施方式中，具体实施时，按照设计的环空保护液体积准备施工所需的油基和水基保护液，并确保环空保护液性能指标达到设计要求后，可以上述加注方案，依次注入油基保护液和水基保护液，其中，泵压和泵入速度可以按照现场要求确定。根据井口环空排出油基保护液体积判断停止泵入的时机。从而，完成对某井的保护液注入，使得油基保护液位于水基保护液的纵向上方。如此，可以通过位于上方的油基保护液对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行较为有效的保护，同时通过位于下方的水基保护液对封隔器的进行较为有效的保护。
通过上述场景示例，验证了本申请实施方式提供的保护液的注入方法和装置，通过根据目标井的具体情况，向目标井中的环空注入指定体积的保护液，其中，上述保护液中的油基保护液位于水基保护液的纵向上方，以利用位于下方的指定体积的水基保护液，保护封隔器胶筒的性能，利用位于上方的指定体积的油基保护液，保护位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁，从而确实解决了现有方法中存在的无法在保护封隔器的胶筒的性能的同时，对位于腐蚀峰值温度区间的套管的内壁进行有效保护的技术问题，达到了能够较全面地保护目标井管、降低油气开发中的安全隐患的技术效果。
尽管本申请内容中提到不同的具体实施方式，但是，本申请并不局限于必须是行业标准或实施例所描述的情况等，某些行业标准或者使用自定义方式或实施例描述的实施基础上略加修改后的实施方案也可以实现上述实施例相同、等同或相近、或变形后可预料的实施效果。应用这些修改或变形后的数据获取、处理、输出、判断方式等的实施例，仍然可以属于本申请的可选实施方案范围之内。
虽然本申请提供了如实施例或流程图所述的方法操作步骤，但基于常规或者无创造性的手段可以包括更多或者更少的操作步骤。实施例中列举的步骤顺序仅仅为众多步骤执行顺序中的一种方式，不代表唯一的执行顺序。在实际中的装置或客户端产品执行时，可以按照实施例或者附图所示的方法顺序执行或者并行执行(例如并行处理器或者多线程处理的环境，甚至为分布式数据处理环境)。术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、产品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、产品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，并不排除在包括所述要素的过程、方法、产品或者设备中还存在另外的相同或等同要素。
上述实施例阐明的装置或模块等，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现，也可以将实现同一功能的模块由多个子模块的组合实现等。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内部包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构、类等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，移动终端，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
本说明书中的各个实施例采用递进的方式描述，各个实施例之间相同或相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的实施方式包括这些变形和变化而不脱离本申请。
Claims (12)
1.一种保护液的注入方法，其特征在于，包括：
获取目标井的工况参数；
根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积；
根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液在所述目标井中的环空中位于所述水基保护液的纵向上方。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述工况参数包括以下至少之一：
目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井中套管的材质、目标井中封隔器的下深、目标井的尺寸参数、目标井的产量数据。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积，包括：
根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积；
根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积；
根据所述油基保护液的注入体积、所述保护液的总体积，确定水基保护液的注入体积。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述目标井的尺寸参数包括：目标井中油管的外径、目标井中套管的内径、目标井中油管的长度；
相应的，根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积，包括：
根据所述目标井中油管的外径，确定油管横截面积；
根据所述目标井中套管的内径，确定套管横截面积；
根据所述油管横截面积、所述套管横截面积，确定目标井中的环空的截面积；
根据所述环空的截面积、所述目标井中油管的长度，确定环空体积，并将所述环空体积作为所述待注入目标井中的环空的保护液的总体积。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积，包括：
根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据，确定目标井的温度压力剖面；
根据目标井中套管的材质，确定参考腐蚀峰值温度区间；
根据所述目标井的温度压力剖面、所述参考腐蚀峰值温度区间，确定所述油基保护液的注入体积。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，所述方法还包括：
根据施工成本和所述工况参数，确定水基保护液的类型、油基保护液的类型，其中，所述水基保护液的类型包括：HBCQ-1、UGI-1，所述油基保护液的类型包括：HTB-3。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，包括：
根据所述工况参数，确定泵入速度；
根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，按照所述泵入速度，向所述目标井中的环空注入所述水基保护液、所述油基保护液。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液后，所述方法还包括：
向所述目标井中的环空注入顶替液，其中，所述顶替液用于将所述水基保护液或所述油基保护液压入所述目标井中的环空。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述目标井包括：注汽井或生产井，所述生产井包括油井或气井。
10.一种保护液的注入装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取目标井的工况参数；
确定模块，用于根据所述工况参数，确定水基保护液的注入体积、油基保护液的注入体积；
注入模块，用于根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，向所述目标井中的环空注入水基保护液、油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。
11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述确定模块包括：
第一确定单元，用于根据所述目标井的尺寸参数，确定待注入目标井中的环空的保护液的总体积；
第二确定单元，用于根据目标井的井深、目标井的井口压力、目标井的井口温度、目标井所在区域的地层压力、目标井所在区域的地层温度、目标井的产量数据、目标井中套管的材质，确定油基保护液的注入体积；
第三确定单元，用于根据所述油基保护液的注入体积、所述保护液的总体积，确定水基保护液的注入体积。
12.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述注入模块包括：
第四确定单元，用于根据所述工况参数，确定泵入速度；
注入单元，用于根据所述水基保护液的注入体积、所述油基保护液的注入体积，按照所述泵入速度，向所述目标井中的环空注入所述水基保护液、所述油基保护液，其中，所述油基保护液位于所述水基保护液的纵向上方。
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