CN108822818A - 一种天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺。该工艺为保持天然气井井口压力不下降的条件下，配制密度0.80—0.90g/cm3、表观黏度40—70mPa·s、动塑比0.90—1.50Pa/mPa·s的天然气井修井用绒囊压井液，其包括制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000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；利用流体泵以5—20m3/h泵速直接向井筒内泵入井筒容积0.1—2.0倍的绒囊压井液。该方法可实现油套同注快速压井作业，该方法有效提高常规天然气井压井作业效率，避免井底气体上窜至地面，提高压井安全性。
Description
技术领域
本发明涉及天然气井修井技术领域，特别是天然气井修井过程压井作业工艺。
背景技术
天然气井经过长周期生产后，需要通过修井作业实现更换管柱、打捞落物等措施。此时，天然气地层往往具有压力系数低、前期压裂、酸化后地层人工裂缝保持开启等特点。常规清水压井液进入井筒后漏失严重，井筒含气状态下且保持高压条件下，无法顺利开展更换管柱、打捞落物等修井工序。为此，天然气井修井作业过程中必须稳定暂堵地层，实施安全压井。
目前实施天然气井压井作业常用方法为使用具有暂堵性能的压井液体系，以凝胶、树脂等为代表的暂堵型压井液进入天然气储层后，暂堵地层漏失通道，提供安全作业井筒环境。但类似压井液不具备足够的内部结构力，泵入过程仅依靠从油管或者套管单个通道挤入，直至充满井筒提供安全稳定液柱。
但无论是从油管实现正挤，还是从套管实现反挤，挤入过程中压井液将地层高压气体从另一出口挤至地面。压井作业过程中，大量高压气体被挤压至地面将极大提高地面作业危险性，同时对井口耐压装置也会造成一定的磨损。为此，需要寻求油套同注方式将压井液从油管与套管同时计入井筒，将井筒内气体挤入地层，避免大量高压气体挤至地面，提高压井作业安全性。同时，油套同注能够提高单位时间压井液挤入速度，缩短压井作业周期，降低压井作业成本，经济效果明显。
实现天然气井油套同注快速压井，首先要保证使用压井液具有良好的内部结构力，能够在连续泵入条件下同时将井筒油管和套管环空中高压气体压入地层，并抑制井底高压气体上窜，保证井筒中快速形成稳定液柱。其次，压井液应具有良好的暂堵性能及暂堵适用性，部分压井液进入地层后能够有效暂堵地层不同尺度通道，隔离地层与井筒空间，控制后续起下管柱、打捞落物等常规修井措施开展时井筒内液面稳定，漏失速度处于较低水平，且井口无气体溢出。
天然气井修井用绒囊压井液是一种依托于模糊封堵理论形成的无固相压井液体系，流体直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入地层不同尺度漏失通道中，通过多个绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，隔离地层大尺寸漏失通道；通过单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，隔离地层中等尺寸通道；通过单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，隔离地层小尺寸通道。同时，绒囊压井液具有良好的内部结构力，能够在井筒高压气体存在的条件下，利用流体泵将气体顺利挤入地层，并有效控制井底气体上窜，提供稳定液柱，满足天然气井不降压压井工艺需求。
发明内容
本发明的目的在于提供一种天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其可有效提高常规天然气井压井作业效率，避免井底气体上窜至地面，提高压井安全性。
本发明通过配制密度0.82—0.92g/cm3、表观黏度50—80mPa·s、动塑比1.00—1.60Pa/mPa·s的天然气井修井用绒囊压井液，利用流体泵以10—20m3/h泵速从井口油管和套管同时泵入井筒容积0.1—2.0倍的绒囊压井液，控制井口压力下降为0且井口见液，实现天然气井油套同注快速压井。
本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其包括如下步骤：
A、制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000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；
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、加入完成后，搅拌35—50min，搅拌时将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；
所述绒囊结构的中心会形成由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；
C、利用流体泵以10—20m3/h泵速将体积为井筒容积0.1—2.0倍的天然气井修井用绒囊压井液从油管和套管同时泵入井筒，控制井口压力下降为0且井口见液，实施安全压井。
优选地，所述天然气井修井用绒囊压井液的密度为0.82—0.92g/cm3，表观粘度为50—80mPa·s，动塑比为1.0—1.6Pa/(mPa·s)。
优选地，所述步骤C中是利用流体泵以12—18m3/h的泵速连续将天然气井修井用绒囊压井液泵入井筒。
优选地，所述步骤A中是在1000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A中是在1000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。
本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，采用本发明独有的工艺和组分，其首先是制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000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；加入完成后，搅拌25—35min，将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构，绒囊结构的中心由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；筛分得到的天然气绒囊压井液，保留其中的直径分布在10—600μm之间的绒囊结构，得到天然气井修井用绒囊压井液，利用天然气井修井用绒囊压井液中直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入地层不同尺度漏失通道中，通过多个绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，封堵地层大尺寸漏失通道。通过单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，封堵地层中等尺寸通道。通过单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，封堵地层小尺寸通道。实验表明，利用本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，可有效提高常规天然气井压井作业效率，避免井底气体上窜至地面，提高压井安全性。因此，本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺具有突出的实质性特点和显著的进步。
综上，本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，有效提高常规天然气井压井作业效率，避免井底气体上窜至地面，提高压井安全性等优点。
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。
具体实施例
实施例1
天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其包括如下步骤：
A、制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000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；
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、加入完成后，搅拌35—50min，搅拌时将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；
所述绒囊结构的中心会形成由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；
C、利用流体泵以10—20m3/h泵速将体积为井筒容积0.1—2.0倍的天然气井修井用绒囊压井液从油管和套管同时泵入井筒，控制井口压力下降为0且井口见液，实施安全压井。
上述天然气井修井用绒囊压井液的密度为0.82—0.92g/cm3，表观粘度为50—80mPa·s，动塑比为1.0—1.6Pa/(mPa·s)。
作为本发明的进一步改进，上述步骤C中是利用流体泵以12—18m3/h的泵速连续将天然气井修井用绒囊压井液泵入井筒油管和套管。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在1000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。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在1000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。
本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，配制密度0.80—0.90g/cm3、表观黏度40—70mPa·s、动塑比0.90—1.50Pa/mPa·s的天然气井修井用绒囊压井液，利用流体泵以10—20m3/h泵速将体积为井筒容积0.1—2.0倍的天然气井修井用绒囊压井液从油管和套管同时泵入井筒，控制井口压力下降为0且井口见液，实施快速安全压井。
本发明的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其实施步骤如下：
(1)制造天然气绒囊压井液，即在1000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重量份的囊绒剂；
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。
(2)加入完成后，搅拌35—50min，将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；
所述绒囊结构的中心由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜。
(3)利用流体泵以10—20m3/h泵速将体积为井筒容积0.1—2.0倍的天然气井修井用绒囊压井液从油管和套管同时泵入井筒，控制井口压力下降为0且井口见液，实施安全压井。
(4)绒囊压井液为天然气井修井用绒囊压井液，其性能同时满足：密度0.80—0.90g/cm3，表观粘度40—70mPa·s，动塑比0.9—1.5Pa/(mPa·s)。
(5)泵入绒囊压井液后天然气井井口下降为0且井口见液，天然气井压井成功。
施工实施例1
天然气井S1井位于鄂尔多斯盆地西部，地层压力系数仅0.76，属于低压天然气井。长期生产后井下油管腐蚀严重，需要压井后完成更换管柱作业。为提高压井作业速度，避免井底高压气体挤出至地面，使用天然气修井用绒囊压井液完成油套同注快速压井工艺应用。
计算S1井井筒容67m3，现场配制天然气井修井用绒囊压井液90m3，性能见表1。
表1现场配制绒囊压井液性能参数
现场利用700型泵车以15—20m3/h泵速从S1井油管和套管同时连续泵入绒囊压井液78m3后，S1井口压力下降为0且井口见液。后续更换管柱连续作业12天内，井口压力始终为0，压井成功。
施工实施例2
天然气井G2井位于鄂尔多斯盆地西部，地层压力系数仅0.70，属于低压天然气井。长期生产后需下入仪器测量井下套管腐蚀情况。为提高压井作业速度，避免井底高压气体挤出至地面，使用天然气修井用绒囊压井液完成油套同注快速压井工艺应用。
计算G2井井筒容63m3，现场配制绒囊压井液90m3，性能见表2。
表2现场配制绒囊压井液性能参数
现场利用700型泵车以15—20m3/h泵速从G2井油管和套管同时连续泵入绒囊压井液75m3后，G2井井口压力下降为0且井口见液。后续管柱测试作业16天内，井口压力始终为0，压井成功。
Claims (5)
1.天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其特征是包括如下步骤：
A、制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000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；
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、加入完成后，搅拌35—50min，搅拌时将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；
所述绒囊结构的中心会形成由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；
C、利用流体泵以10—20m3/h泵速将体积为井筒容积0.1—2.0倍的天然气井修井用绒囊压井液从油管和套管同时泵入井筒，控制井口压力下降为0且井口见液，实施安全压井。
2.根据权利要求1所述的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其特征是：所述天然气井修井用绒囊压井液的密度为0.82—0.92g/cm3，表观粘度为50—80mPa·s，动塑比为1.0—1.6Pa/(mPa·s)。
3.根据权利要求2所述的绒囊压井液，其特征是：所述步骤C中是利用流体泵以12—18m3/h的泵速连续将天然气井修井用绒囊压井液同时泵入井筒油管和套管。
4.根据权利要求1或2或3所述的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其特征是：所述步骤A中是在1000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所述的天然气井绒囊压井液油套同注快速压井工艺，其特征是：所述步骤A中是在1000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。
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