CN108131114B - 化学驱注入井封井工艺方法 - Google Patents

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    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like

Abstract

本发明公开了一种化学驱注入井封井工艺方法,该化学驱注入井封井工艺方法包括:向井筒中注入预定浓度的氧化剂,配合套管刮削器处理井筒的挂壁聚合物,并通过清水循环;上提井内管柱至油层上界以上预定距离,采用解堵剂对射孔位置进行解堵处理;在解堵结束后,向井筒内下入挤灰管柱,清水加压试挤油层,测试地层吸入量;当试挤符合要求时,注入暂堵剂实施暂堵处理;向井筒内注入水泥浆,注入的水泥浆包括依次注入且比重依次递增的:前置水泥浆、主胶结水泥浆和井筒封口侯凝水泥浆。本发明提供的化学驱注入井封井工艺方法,能够高效完成注聚井的一次封井成功,且满足封井的各项技术指标和测试指标。

Description

化学驱注入井封井工艺方法
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域,特别涉及一种化学驱注入井封井工艺方法。
背景技术
所谓化学驱技术,是指在注入水中添加各种化学剂,以改善水的驱油及波及性能,从而提高原油采收率的采油方法。近几年,化学驱油方法发展很快,尤其是在油田开发中后期,常规注水开发接近经济极限。目前常用的化学驱油方法有:聚合物溶液驱油法、活性溶液非混相驱油法(包括泡沫驱油)、胶束一微乳液驱油法等。
随着化学驱见效的不断深入,开发后期综合调控技术不可避免,各种工艺措施、测试和观察等发挥的作用越来越大,从而导致前期化学驱注入井部分井需要封井或者封井转观察井。而注聚井的封井不同于常规封井,在施工时容易出现挤灰压力高和关井候凝水泥浆不胶结等,使得化学驱注入井的封井成功率较低,平均单井挤灰3次以上,并且即使多次挤灰后期的测试效果仍达不到设计要求。这样不仅浪费了水泥浆成本,而且由于多次挤灰,磨钻地面返出的水泥浆较多,增加了地面水泥浆处理难度,进而影响化学驱整体开发效果。
综上所述,非常有必要提供一种新的化学驱注入井封井工艺方法,能够克服现有技术中的缺陷,实现高效完成注聚井的一次封井成功,且满足封井的各项技术指标和测试指标。
发明内容
本发明的目的是提供一种化学驱注入井封井工艺方法,能够克服现有技术中的缺陷,实现高效完成注聚井的一次封井成功,且满足封井的各项技术指标和测试指标。
本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现:
一种化学驱注入井封井工艺方法,所述化学驱注入井封井工艺方法包括:
向井筒中注入预定浓度的氧化剂,配合套管刮削器处理井筒的挂壁聚合物,并通过清水循环;
上提井内管柱至油层上界以上预定距离,采用解堵剂对射孔位置进行解堵处理;
在解堵结束后,向井筒内下入挤灰管柱,清水加压试挤油层,测试地层吸入量;当试挤符合要求时,注入暂堵剂实施暂堵处理;
向井筒内注入水泥浆,注入的水泥浆包括依次注入且比重依次递增的:前置水泥浆、主胶结水泥浆和井筒封口侯凝水泥浆。
在一个优选的实施方式中,所述前置水泥浆的比重为1.7,所述主胶结水泥浆的比重为1.85,所述井筒封口侯凝水泥浆的比重为1.9。
在一个优选的实施方式中,所述前置水泥浆的挤入量为总挤入量的1/5,所述主胶结水泥浆的挤入量为总挤入量的3/5,所述井筒封口侯凝水泥浆的挤入量为总挤入量的1/5。
在一个优选的实施方式中,所述解堵剂中还包括氟盐。
在一个优选的实施方式中,所述预定距离为10米。
在一个优选的实施方式中,所述试挤符合要求的挤灰压力在5兆帕至10兆帕之间。
在一个优选的实施方式中,在解堵结束后,且向井筒内下入挤灰管柱前,所述方法还包括关井焖井4小时至6小时。
在一个优选的实施方式中,所述挤灰管柱下到油层上界以上30米处。
在一个优选的实施方式中,还包括:重复处理作为后期封井水泥浆侯凝井段的聚合物,所述后期封井水泥浆侯凝井段为油层段和油层以上100米的套管。
在一个优选的实施方式中,所述方法还包括:
上提管柱3米,反循环油管内的剩余水泥浆;
继续上提所述管柱100米,关井候凝;
到达预设时间后,试探灰面位置,起出所述管柱;
下入磨钻管柱,钻掉灰塞,试压、测试完井。
本发明的特点和优点是:本申请所提供的化学驱注入井封井工艺方法,通过对井筒内壁的处理,可以有效保证水泥浆在井筒的胶结;油层进行地带解堵处理,保证挤灰压力均匀;将常规工艺是清水前置液,1.85的注入的挤水泥浆方式改成三种不同体系下的比重1.7用于前置液,堵高渗带;比重1.85用于胶结;比重1.9用于井筒内的封口。保证高效、高质量、一次完成化学驱注聚合物井的封井成功,保证注入井后期测试合格,保证化学驱的正常开发。
参照后文的说明和附图,详细公开了本申请的特定实施方式,指明了本申请的原理可以被采用的方式。应该理解,本申请的实施方式在范围上并不因而受到限制。在所附权利要求的精神和条款的范围内,本申请的实施方式包括许多改变、修改和等同。
针对一种实施方式描述和/或示出的特征可以以相同或类似的方式在一个或更多个其它实施方式中使用,与其它实施方式中的特征相组合,或替代其它实施方式中的特征。
应该强调,术语“包括/包含”在本文使用时指特征、整件、步骤或组件的存在,但并不排除一个或更多个其它特征、整件、步骤或组件的存在或附加。
附图说明
图1是本申请实施方式中一种化学驱注入井封井工艺方法的步骤流程图;
图2是本申请实施方式中利用套管刮削器处理聚合物的示意图;
图3是本申请实施方式中利用多氢酸深度处理油层聚合物堵塞的示意图;
图4是本申请实施方式中利用三种不同比重的水泥浆进行封井的示意图。
附图标记说明:
1-套管;2-套管刮削器;3-油层上界;10-射孔位置;4-挤灰管柱;41-前置水泥浆;42-主胶结水泥浆;43-井筒封口侯凝水泥浆。
具体实施方式
下面将结合附图和具体实施方式,对本发明的技术方案作详细说明,应理解这些实施方式仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围,在阅读了本发明之后,本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落入本申请所附权利要求所限定的范围内。
除非另有定义,本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的,不是旨在于限制本申请。
需要说明的是,当元件被称为“设置于”另一个元件,它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件,它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“上”、“下”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的,并不表示是唯一的实施方式。
本发明提供一种化学驱注入井封井工艺方法,能够克服现有技术中的缺陷,实现高效完成注聚井的一次封井成功,且满足封井的各项技术指标和测试指标。
请参阅图1至图4,本申请实施方式中提供一种化学驱注入井封井工艺方法,可以包括如下步骤:
步骤S10:向井筒中注入预定浓度的氧化剂,配合套管刮削器2处理井筒的挂壁聚合物,并通过清水循环;
步骤S12:上提井内管柱至油层上界3以上预定距离,采用解堵剂对射孔位置4进行解堵处理;
步骤S14:在解堵结束后,向井筒内下入挤灰管柱,清水加压试挤油层,测试地层吸入量;当试挤符合要求时,注入暂堵剂实施暂堵处理;
步骤S16:向井筒内注入水泥浆,注入的水泥浆包括依次注入且比重依次递增的:前置水泥浆、主胶结水泥浆42和井筒封口侯凝水泥浆43。
本发明主要包括两个部分:前期注入井封井井筒处理部分和后期注入井封井部分。
第一、前期注入井封井井筒处理方法。
如图2所示,本方案是针对化学驱注入井井筒和近井地带全部为高分子聚合物的状态下,水泥浆无法实现高效侯凝封井,特在井筒前对井筒进行特殊处理。主要在注入井井筒预先一定浓度的氧化剂(例如,过氧化氢等),用一定氧化剂对井筒\井下未熟化的聚合物进行降解。在作业过程中可以配合套管1刮削处理整个井筒的挂壁聚合物,并通过充分清水循环,将井筒内的聚合物处理干净,尤其是后期封井水泥浆侯凝井段,包括油层段和油层上界3以上100m 之内的套管1。以上处理工艺套管刮削器2为机械处理挂壁聚合物,氧化剂进行二次化学处理挂壁聚合物,处理后清水返出储液罐。
如图3所示,处理完毕井筒后,上提原井管柱至油层上界3以上10m,该 10米对应于冲砂沉降后上提的距离。对近井地带油层处理射孔炮眼位置的聚合物堵塞进行解堵处理,保证后续水泥井顺利进入地层深部。具体的,采用的解堵剂可以为多氢酸,其可以包括:盐酸与多种解堵剂及水的混合物。例如可以为:6%HCl、16%SA601、8.0%SA701与水的混合溶液。其中,SA601和SA701 为不同编号的解堵剂。上述解堵剂相对于现有的13%HCL溶液而言,具有较低的使用成本和较佳的解堵效果。其中,含有多个氢离子随PH值变化,逐级解离出氢离子。在低PH值环境下可长时间维持酸液中低浓度的HF,而随PH的升高,将有更多的氢离子被解离出来,减缓PH值升高的幅度。自动调节酸液体系,随着酸液中H+的消耗多氢酸会逐渐电离出H+。解堵配方里面,在现场用1 方的混拌池子将氟盐一起注入井内。后续电离出的H+与氟盐生成可供反应的 HF,可延缓酸岩作用的时间,特别对近井地带聚合物堵塞,可以进行深部酸化解堵,从而保证后期的水泥浆正常挤入、侯凝和胶结。
第二、后期注入井封井工艺方法
完成上述井筒处理后,下入挤灰管柱4,清水加压10MPa试挤油层,测试地层吸入量。因前期实施过油层深度处理,此时压力一般不会太高,相关的参考标准一般借鉴10MPa。若清水超过这个数值,挤灰成功率较低,所以要前期解堵处理。假如所解堵后挤注压力小于5MPa,则证明解堵药剂设计多了。进一步的,当压力过小时,容易会出现单层突进,影响固井质量。整体上,所述试挤符合要求的挤灰压力在5兆帕至10兆帕之间。
如图4所示,向油管注入可降解的暂堵剂实施暂堵处理,后期正常挤注比重分别以1.7、1.85和1.9的水泥浆进行挤注。这里就是一个水泥浆的不同体系下的注入工艺。水泥浆的比重不宜过小,当小于1.7以后,其性能会改变。这里主要是用比重1.7水泥浆的代替水去封堵一部分高渗层。比重1.85是油田挤灰的标准密度。这个数值水泥浆性能最优。比重1.9是为了水泥浆在井筒封口,这样井筒内会存有灰浆,且增加了液柱压力,有利于提高封口强度。
从功能上分析,比重为1.7的是前置水泥浆,比重为1.85的是主胶结水泥浆42,比重为1.9的是井筒封口侯凝水泥浆43。上提管柱关井侯凝。之所以前端比重低,主要是前期深度处理随着距离增加处理能力减弱,所以比重有所降低,比重1.85的水泥浆为主封井段塞水泥浆,这个数值后期胶结效果最好。井筒封口侯凝水泥浆43的比重主要根据水泥浆流动性、时间和井底压力等因素综合而定,具体的数值还可以作适应性变化,本申请在此并不作具体的限定。
化学驱注入井封井工艺,采用分步、逐级处理工艺方法,保证了封井的质量和成功率。整体上,本申请所提供的化学驱注入井封井工艺方法具有如下技术效果:
(1)工艺简单,操作性强,便于现场施工。
(2)封井成功率高,固井质量好,便于后期该井的测试或者转观察井。
(3)节约水泥浆成本和后期作业地面水泥浆处理费用,方便快捷。
在一个具体的应用场景下,化学驱注入井井筒前期处理工艺见图1和图2,不同比重下的挤灰侯凝见图3。本申请所提供的化学驱注入井封井工艺方法具体实施时可以包括如下步骤:
1、按照常规油水井完成化学驱注入井的冲砂洗井作业;
2、下入化学驱井特制的刀刃式套管刮削器2,地面水泥车循环配合,机械处理井口至井底段的挂壁聚合物,在处理期间,储液罐中加入一定浓度的氧化剂,利用水泥车循环压力,化学法处理套管1壁残余聚合物;
3、反复处理油层段及以上100m套管1内壁(此井段为后期封井水泥浆候凝井段),清水充分循环,全部返出地面;
4、上提原井管柱至油层上界3以上10m左右,地面实施多氢酸挤入解堵,处理油层深部聚合物,便于后期的水泥浆正常挤入;
5、处理完毕后,关井焖井4-6小时,地面清水试压,检验前期处理聚合物堵塞效果,若满足方案要求起出解堵管柱;
6、下入水泥浆挤灰封井管柱,一般下到油层上界3以上30m处,清水试挤水,检验油管的连通性,记录压力和吸入情况;
7、清水打隔离,挤入比重为1.7的水泥浆,总量控制在总挤入量的1/5;变比重为1.85的水泥浆体系,总挤入量的3/5;最后变比重为1.9的水泥浆体系,总挤入量为1/5。
8、上提管柱3m,反循环油管内的剩余水泥浆;
9、继续上提原井管柱100m左右,关井候凝;
10、到达设计时间后,试探灰面位置,起出管柱;
11、下入磨钻管柱,钻掉灰塞,试压、测试完井。
本发明提供的化学驱注入井封井工艺方法,充分考虑了与注聚井和注水井的区别,包括对井筒内壁的处理,可以有效保证水泥浆在井筒的胶结;油层进行地带解堵处理,保证挤灰压力均匀;将常规工艺是清水前置液,1.85的注入的挤水泥浆方式改成三种不同体系下的比重1.7用于前置液,堵高渗带;比重 1.85用于胶结;比重1.9用于井筒内的封口。保证高效、高质量、一次完成化学驱注聚合物井的封井成功,保证注入井后期测试合格,保证化学驱的正常开发。
本文引用的任何数字值都包括从下限值到上限值之间以一个单位递增的下值和上值的所有值,在任何下值和任何更高值之间存在至少两个单位的间隔即可。举例来说,如果阐述了一个部件的数量或过程变量(例如温度、压力、时间等)的值是从1到90,优选从20到80,更优选从30到70,则目的是为了说明该说明书中也明确地列举了诸如15到85、22到68、43到51、30到32等值。对于小于1的值,适当地认为一个单位是0.0001、0.001、0.01、0.1。这些仅仅是想要明确表达的示例,可以认为在最低值和最高值之间列举的数值的所有可能组合都是以类似方式在该说明书明确地阐述了的。
除非另有说明,所有范围都包括端点以及端点之间的所有数字。与范围一起使用的“大约”或“近似”适合于该范围的两个端点。因而,“大约20到30”旨在覆盖“大约20到大约30”,至少包括指明的端点。
本文披露的所有文章和参考资料,包括专利申请和出版物,出于各种目的通过援引结合于此。描述组合的术语“基本由…构成”应该包括所确定的元件、成分、部件或步骤以及实质上没有影响该组合的基本新颖特征的其他元件、成分、部件或步骤。使用术语“包含”或“包括”来描述这里的元件、成分、部件或步骤的组合也想到了基本由这些元件、成分、部件或步骤构成的实施方式。这里通过使用术语“可以”,旨在说明“可以”包括的所描述的任何属性都是可选的。
多个元件、成分、部件或步骤能够由单个集成元件、成分、部件或步骤来提供。另选地,单个集成元件、成分、部件或步骤可以被分成分离的多个元件、成分、部件或步骤。用来描述元件、成分、部件或步骤的公开“一”或“一个”并不说为了排除其他的元件、成分、部件或步骤。
本说明书中的上述各个实施方式均采用递进的方式描述,各个实施方式之间相同相似部分相互参照即可,每个实施方式重点说明的都是与其他实施方式不同之处。
以上所述仅为本发明的几个实施方式,虽然本发明所揭露的实施方式如上,但所述内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式,并非用于限定本发明。任何本发明所属技术领域的技术人员,在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下,可以在实施方式的形式上及细节上作任何的修改与变化,但本发明的专利保护范围,仍须以所附权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,包括:
向井筒中注入预定浓度的氧化剂,配合套管刮削器处理井筒的挂壁聚合物,并通过清水循环;
上提井内管柱至油层上界以上预定距离,采用解堵剂对射孔位置进行解堵处理;
在解堵结束后,向井筒内下入挤灰管柱,清水加压试挤油层,测试地层吸入量;当试挤符合要求时,注入暂堵剂实施暂堵处理;
向井筒内注入水泥浆,注入的水泥浆包括依次注入且比重依次递增的:前置水泥浆、主胶结水泥浆和井筒封口侯凝水泥浆。
2.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述前置水泥浆的比重为1.7,所述主胶结水泥浆的比重为1.85,所述井筒封口侯凝水泥浆的比重为1.9。
3.如权利要求2所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述前置水泥浆的挤入量为总挤入量的1/5,所述主胶结水泥浆的挤入量为总挤入量的3/5,所述井筒封口侯凝水泥浆的挤入量为总挤入量的1/5。
4.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述解堵剂中还包括氟盐。
5.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述预定距离为10米。
6.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述试挤符合要求的挤灰压力在5兆帕至10兆帕之间。
7.如权利要求6所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,在解堵结束后,且向井筒内下入挤灰管柱前,所述方法还包括关井焖井4小时至6小时。
8.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述挤灰管柱下到油层上界以上30米处。
9.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,还包括:重复处理作为后期封井水泥浆侯凝井段的聚合物,所述后期封井水泥浆侯凝井段为油层段和油层以上100米的套管。
10.如权利要求1所述的化学驱注入井封井工艺方法,其特征在于,所述方法还包括:
上提管柱3米,反循环油管内的剩余水泥浆;
继续上提所述管柱100米,关井候凝;
到达预设时间后,试探灰面位置,起出所述管柱;
下入磨钻管柱,钻掉灰塞,试压、测试完井。
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