CN108531154A - 天然气修井用绒囊压井液现场施工配制方法 - Google Patents

天然气修井用绒囊压井液现场施工配制方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种天然气井修井用绒囊压井液现场施工配制方法，在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂，并连续搅拌至少30min，得到绒囊压井液；利用液体密度计测量得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量得到绒囊压井液表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比；通过改变囊绒剂、囊质剂、囊胆剂加量比调整绒囊压井液密度、表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比等性能达到设计范围。其目的在于提供一种现场施工简单、防漏控漏能力强、自降解快速恢复气层产量，有效解决天然气井压井液漏失量大、安全压井困难等问题的天然气井修井用绒囊压井液现场施工配制方法。

Description

天然气修井用绒囊压井液现场施工配制方法
技术领域
本发明涉及天然气修井领域，具体地说涉及一种天然气修井用绒囊压井液现场施工配制方法。
背景技术
天然气修井用绒囊压井液是针对天然气井修井作业过程中，低压或者超低压地层中压井液漏失严重、修井作业后产能恢复困难而开发的一种漏失控制型压井液体系。能够解决现场前期经过压裂、酸化等多种储改措施，且长期生产后低压天然气井修井作业安全压井难题。
天然气井修井用绒囊压井液是一种无固相气液两相流体，通过流体中分布不同直径的绒囊结构，实现常规压井液流动性强、泵入简单等优势性能，同时保证良好的地层暂堵效果。为此，流体中囊泡含量、囊泡体积分布决定绒囊压井液性能是否达标。绒囊压井液现场配制是否成功关键在于保证压井液中具有性能稳定、数量充足的绒囊结构。
绒囊压井液室内配制方法简单，在清水高速剪切作用下，先后按照设计比例加入囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，继续充分搅拌30min即可形成性能稳定的绒囊压井液。但现场配制过程中，配浆设备体积、搅拌参数等与室内设备存在巨大差异，简单将室内配浆工艺搬至现场无法有效指导绒囊压井液现场配制，需要根据现场配制设备体积、配浆过程流体搅拌方式及搅拌速度，形成天然气井修井用绒囊压井液适用现场配制方法。
发明内容
本发明的目的在于提供一种现场施工简单、防漏控漏能力强、自降解快速恢复气层产量、有效解决天然气井压井液漏失量大、安全压井困难等问题的天然气井修井用绒囊压井液现场施工配制方法。
本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，采用如下步骤制成：
A、在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂，并连续搅拌至少30min，得到绒囊压井液；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；，上述高分子量的聚丙烯酰胺的相对分子量大于等于1000万；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成。
B、利用液体密度计测量步骤A得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量步骤A得到的绒囊压井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比，通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，得到天然气绒囊压井液。
优选地，所述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.85—0.88g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为51—55mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25—28mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为28—32Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.05—1.10Pa/mPa·s，得到天然气修井用绒囊压井液。
优选地，所述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为53mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25.5mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为27.5Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.08Pa/mPa·s，得到天然气修井用绒囊压井液。
优选地，所述步骤B中是在400重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
优选地，所述步骤B中是在400重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
优选地，所述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌30—50min。
优选地，所述配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗，所述囊绒剂、囊质剂和囊胆剂通过加料漏斗加入输液管道。
本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，采用本发明独有的工艺和组分，其采用如下步骤制成：在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂，并连续搅拌至少30min，得到绒囊压井液。所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；利用液体密度计测量得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量得到的绒囊压井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比，通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，得到天然气绒囊压井液。实验表明，利用本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法得到的天然气绒囊压井液，可有效解决天然气修井作业压井液漏失量大、作业后地层产能恢复缓慢等问题。此外，本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法无需复杂的高压气泵等加气设备和保护设备，施工组织简单，配制快速且安全性良好。因此，本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法具有突出的实质性特点和显著的进步。
综上，本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，具有施工组织简单、配制快速等特点。有效克服了常规气液两相流体配制工艺复杂、额外设备需求突出、配制安全性差等缺陷。具有现场施工简单、作业后气井产能恢复快速等优点。
具体实施方式
下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的具体操作过程，但本发明并不因此而受到任何限制。
实施例1
本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，采用如下步骤制成：
A、在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂，并连续搅拌至少30min，得到绒囊压井液；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺(分子量大于等于1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成。
B、利用液体密度计测量步骤A得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量步骤A得到的绒囊压井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比，通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，得到天然气绒囊压井液。
作为本发明的进一步改进，上述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.85—0.88g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为51—55mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25—28mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为28—32Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.05—1.10Pa/mPa·s，得到天然气绒囊压井液。
作为本发明的进一步改进，上述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为53mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25.5mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为27.5Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.08Pa/mPa·s，得到天然气绒囊压井液。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入2.4—3.8重量份的囊绒剂、7.2—10.5重量份的囊质剂和2.8—3.4重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入2.8—3.4重量份的囊绒剂、8.5—9.5重量份的囊质剂和3.0—3.3重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌30—50min，以实现绒囊压井液配制时所需的流体剪切速度。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中的连续搅拌使用的设备包括体积大于10m3的配浆罐，配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗，所述囊绒剂、囊质剂和囊胆剂通过加料漏斗加入输液管道。
在使用时，可通过启动流体泵对配浆罐内的液体进行循环搅拌，以实现绒囊压井液配制时所需的流体剪切速度，并可通过输液管道中部设有的加料漏斗将少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂加入到配浆罐内。
为解决我国鄂尔多斯盆地西部低压天然气井修井作业过程中压井液漏失严重的难题，2017年6月，于GX井开展绒囊压井液现场施工，在技术方案对外保密条件下试验使用了本发明的天然气井修井用绒囊压井液现场施工配制方法。GX井设计配制压井液20m3，在井口压力不下降的前提下，直接泵入井筒，暂堵地层，累计配制绒囊压井液20m3。期间，绒囊压井液暂堵地层后单位时间漏失速度小于0.5m3/h，后续GX井起下管柱顺利开展，修井作业后气井产能3天后恢复作业前水平。应用表明，现场配制绒囊压井液性能达到目标值。
实施例2
本发明的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，采用如下步骤制成：
利用体积20m3带搅拌作用配浆罐，在15m3/h循环速度下，先后加入清水20m3，囊绒剂160kg，囊质剂200kg，囊胆剂30kg，连续搅拌30min，然后利用液体密度计测量密度，利用六速旋转黏度计测量表观黏度、塑性黏度、动切力以及动塑比，得到天然气井修井用绒囊压井液。
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺(分子量大于等于1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成。

Claims (9)

1.天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是采用如下步骤制成：
A、在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂，并连续搅拌至少30min，得到绒囊压井液；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成。
B、利用液体密度计测量步骤A得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量步骤A得到的绒囊压井液，得到绒囊压井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比，通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，得到天然气绒囊压井液。
2.根据权利要求1所述的天然气修井用绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.85—0.88g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为51—55mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25—28mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为28—32Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.05—1.10Pa/mPa·s，得到天然气修井用绒囊压井液。
3.根据权利要求2所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为53mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25.5mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为27.5Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.08Pa/mPa·s，得到天然气修井用绒囊压井液。
4.根据权利要求3所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
5.根据权利要求4所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
6.根据权利要求1或2或3所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
7.根据权利要求6所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
8.根据权利要求1至5中任何一项所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌30—50min。
9.根据权利要求8所述的天然气绒囊压井液现场施工配制方法，其特征是：所述配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗，所述囊绒剂、囊质剂和囊胆剂通过加料漏斗加入输液管道。
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