CN109337660B - 一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法 - Google Patents

一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法 Download PDF

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Abstract

一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法，由两段塞组成，一个为低固相锁水型暂堵液段塞，主要起到在炮眼处形成暂堵层、承受上部液柱压力、平衡地层压差的作用；另一个段塞为水基防膨抑制剂段塞，主要作用为进一步降低因微漏失而进入储层的少量修井液所造成的伤害。本发明具有漏失小、储层伤害小、承压能力和锁水能力强、普适性好、无毒、无害，施工方便，易返排，安全环保等特点。主要用于修井时对碳酸盐岩储层实现暂堵压井，尤其适用于管柱带封隔器的低压碳酸盐岩储层气井修井作业，减少修井液对地层的伤害。

Description

一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法
技术领域
本发明涉及气井修井技术领域，具体涉及一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法。
背景技术
修井是一项为恢复油气井正常生产或提高产能所进行的解除故障、完善井眼条件的工作。而在修井作业过程中所使用的工作液称为修井液，修井液能够保证施工安全作业及防止修井液向地层漏失，起到保护储层的作用。
目前，国内外低压气田修井过程中，一般常采用的是无黏土相水基修井液，该类修井液大致有下列三种体系：无黏土相清洁盐水修井液、低固相无黏土相修井液、其他类型如泡沫型、胶液型修井液。
无黏土相清洁盐水修井液不含澎润土及其它任何固相，密度通过加入可溶性无机盐进行调节，这类流体不需通过悬浮固相来控制静液柱压力，目前有着相当广泛的应用，其优点是能有效抑制黏土膨胀和微粘运移，与储层有很好的配伍性。缺点是修井作业时间较长，地层与流体接触时间长，特别是对低孔低渗气藏，水锁损害程度依然会比较严重。
低固相无黏土相修井液可快速在孔眼或裂缝形成封堵，控制修井液的漏失，不足之处是修井过程中固相颗粒侵入易造成的储层孔喉堵塞，难以返排，尤其对于低渗透气层，解堵难度大，易对储层造成损害。
泡沫型修井液成本高，工艺复杂，要使用专门的装置，且因为在井下可压缩，稳定周期短，不能满足长时间的压井修井作业。胶液修井液可以减缓修井液的漏失速度，然而并不能防止漏失，而且会造成聚合物吸附损害，并且随着液相粘度的增加，液相造成的毛细管作用的损害更为严重。
我国大部分碳酸盐岩储层气井在酸化压裂后，洞缝十分发育，裂缝宽度达2-3cm，长度100-500m，获得较好的工业气流和产能。随着天然气采出量的增加，气层能量不断降低，压力系数越来越小，部分气井已降至0.2-0.5，形成了低压、甚至超低压的洞缝型漏层。在修井过程中，会造成修井液的大量漏失及储层的严重伤害，使得气井作业后产能大幅度下降，开发效益和采收率显著降低。更为严重地是，由于部分气井漏失特别严重，修井时不能建立循环和开展修井作业，导致气井过早地报废。
由于该类低压气井酸压后，洞缝发育，裂缝宽度达2-3cm，跨度大，单纯使用液相修井液、泡沫型修井液或胶液型修井液等无法实现暂堵；需要采用低固相材料对酸压后的碳酸盐岩储层的炮眼位置进行屏蔽暂堵，防止或减缓修井液的大量漏失，从而减少储层伤害。另外，由于该类气井的开采时间长，亏空严重，压力系数低，当储层炮眼屏蔽暂堵时，暂堵层要承受较大的液柱压力及地层压差，目前常用的柔性高分子纤维屏蔽暂堵材料难以满足。
另外，在气田建设过程中，为了节省建井成本，提高生产效率和开发效益，气井常采用压裂-冲砂-完井一体化管柱技术作业，压裂后作业管柱作为生产管柱完井生产，该技术可以节省一套管柱费用和显著缩短建井周期，已在气田建设中广泛使用。但是，该技术的弊端是，气井投产后，筒内管柱通常会带有单个或多个封隔器（与压裂施工的产气层数量有关），虽然压裂完成后各封隔器均处于解封状态，保证油套连通，但由于单个或多个封隔器的存在，导致油套之间的环空间隙显著减小，由原来的25mm左右，减小至4-8mm。因此，在该类气井修井作业过程中，只有修井液中无固相，或固相材料小于4-8mm时，才能顺利建立循环；否则，很容易造成封隔器卡堵等井下事故。由此可见，针对目前的含有单个或多个封隔器的低压碳酸盐岩储层气井，目前无法实现暂堵修井，亟需研发一种漏失小、伤害小、容易返排、安全可靠的、适用于该类管柱带封隔器的低压碳酸盐岩储层气井的暂堵修井液及其使用方法。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足，本发明的目的是提供一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法，采用双程记忆合金丝、吸水树脂、清水和辅助药剂等配置成暂堵修井液，利用吸水架桥原理，在储层端部形成高强度、低渗透率的暂堵层，控制修井液漏失，减少修井液造成的储层伤害，同时具有易解堵、易返排、不会造成井下事故，施工方便，安全环保等特点。尤其适用于管柱带单个或多个封隔器的低压碳酸盐岩储层气井的修井作业。
为了实现上述的目的，本发明采用的技术方案是：
一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液，包括分为两个段塞，第一个为段塞为低固相锁水型暂堵液，起到在炮眼处形成暂堵层、承受上部液柱压力、平衡地层压差的作用；第二个为水基防膨抑制剂，起到进一步降低因微漏失而进入储层的少量修井液所造成的伤害作用，是一种防止粘土膨胀的聚醚胺类粘土膨胀抑制剂；
其低固相锁水型暂堵液，按质量百分比包括以下组成：
双程记忆合金丝：0.05-0.1%；
有机纤维：0.06-0.08%；
锁水聚合物：1-1.5%；
抗盐保护剂：0.6-0.8%；
热稳剂:0.5-0.6%;
其余为清水；
其水基防膨抑制剂，按质量百分比包括以下组成：
水基防膨抑制剂：0.8-1.0%；
其余为清水。
所述双程记忆合金丝为镍钛基形状记忆合金丝，规格φ0.15-1mm，长度30-40mm，抗拉强度1000 MPa，该记忆合金丝具有双程记忆效应，在加热时恢复高温相形状，冷却时又能恢复低温相形状。
所述的抗盐保护剂为二乙醇胺和乙二醇的混合物。
所述的锁水聚合物为天然及改性高分子类，包括淀粉系、纤维素和其他天然产物系，及人工合成类高吸水性树脂，包括聚丙烯酸盐系、聚乙烯醇系、聚氧乙烯系的混合聚合物。
所述的热稳剂为羟乙基纤维素。
所述的有机纤维，长度约5-10 mm，长径比20：1的有机纤维，抗拉强度大于280MPa。
一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液的制备方法，包括以下步骤：
（1）低固相锁水型暂堵液段塞配制。
①现场准备适量清水，待用；
②准备带搅拌功能的适量大小的配液罐，保证罐内清洗干净，无盐水和其他杂质；
③在配液罐中加入一定配方比例的清水；
④首先，按比例加入0.6-0.8%的抗盐保护剂和0.5-0.6%的热稳剂，搅拌均匀；
⑤然后，按比例加入1-1.5%的锁水聚合物，边加入边搅拌，保证搅拌均匀，不能一次性倒入，防止发生块状或团状凝结；
⑥按比例加入0.06-0.08%的有机纤维，搅拌均匀，加入方法同步骤⑤，防止发生块状或团状凝结；
⑦按比例加入0.05-0.1%的双程记忆合金丝，搅拌均匀，加入方法同步骤⑤，防止发生团状凝结；
⑧配制完成后，尽快使用，避免空气中氧化或性能降低；
（2）水基防膨抑制剂段塞配制；
①现场备足量清水；
②准备1辆700型及以上泵车，连接管线，试压合格；
③在备水罐中按比例加入0.8-1.0%聚醚胺类水基防膨抑制剂，泵车循环2-3周，备用。
通过以上两段的配制做成一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液。
所述的水基防膨抑制剂属于非离子聚醚胺类化合物，合成需两步完成，反应式如下：
Figure 343742DEST_PATH_IMAGE001
具体步骤如下：
① 氯化聚醚醇的合成
将一定量的1,2-丙二醇和乙醇钠加入带冷凝管的三口烧瓶中，用带磁子的恒温磁力搅拌器进行搅拌，装置抽真空并用氮气置换2-3次，持续通入保护气氮气，油浴加热至136℃，用滴液漏斗以一定速率滴加计量的环氧氯丙烷，滴加完毕后继续升温至150℃，反应5h得浅棕黄色氯化聚醚醇粗产物，抽滤并在一定真空度下减压蒸馏除去催化剂残渣及未反应的环氧氯丙烷，即得产物；
②聚醚胺的合成
取一定量的氯化聚醚醇和氨水加到小钢瓶中，在130℃下反应4h，得到微黄色有机胺粗产物并加入数滴1.5 mol/L NaOH溶液，混合均匀后反复抽滤并于一定真空度下减压蒸馏除去反应中生成的盐及未反应的氨水。即得到目标产物分子量500-800的非离子型聚醚胺水基防膨抑制剂，转化率可达92%以上。
一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液的应用方法，包括以下步骤：
（1）低固相锁水型暂堵液段塞配制；
（2）水基防膨抑制剂段塞配制；
（3）放压、压井；
检查放喷管线，试压合格后，井口放压，放压至5MPa以下时开始实施压井，压井作业开始时，采用正循环或反循环方式，通过泵车向井筒内替入一定体积的低固相锁水型暂堵液段塞，替入体积依据暂堵层位和深度计算选取；紧接着再替入一定体积的水基防膨抑制剂段塞，将暂堵修井液推至储层炮眼附近，替入过程中，泵压控制在10 MPa以内，注入排量控制在400~700 L/min，整个压井过程应连续进行，不得中途停泵；
（4）测试暂堵效果；
关闭油管或环空闸阀，继续挤注水基防膨抑制剂段塞，待泵压迅速上升，停泵观察30-60min，泵压稳定或无明显下降，则表明暂堵成功；
（5）循环排气，观察漏失情况；
暂堵成功后，开启油管或环空闸阀，采用正循环或反循环方式，继续替入水基防膨抑制剂段塞，将管柱内气体完全排出，在循环排气的初始阶段，控制一定的回压，保证管内压力大于地层压力，防止暂堵层在负压下的解堵，随后逐渐减小回压，直至敞开循环，排出的气体必须放空燃烧，观察压井液漏失情况，停泵敞井观察2-8h，不漏不溢或漏速小于0.5m3/h，表明暂堵合格，再次反循环一周，进入下一步作业工序；
（6）修井；
按照施工目的和方案，进行修井作业，起下管柱时控制在2根/分钟以内，防止抽吸现象对暂堵效果的影响；
（7）返排，恢复气井生产；
待修井作业完成后，向井筒内伴注液氮，待液氮到达井底后，双程记忆合金丝温度降至80℃以下，变成低温相形状，即迅速收缩成球状团絮，架桥解除，修井液随着液氮和地层内气流迅速返排出地面，随着返排液的不断增加，井底压力大于液柱压力，修井液不断返排出地面，返排率可达95%以上时完井，恢复气井生产。
本发明的有益效果是：
1）可以对低压碳酸盐岩储层气井实现暂堵修井，在储层端部及井筒内形成耐温、耐压、低漏失的暂堵层，降低水锁伤害，尤其适用于管柱带封隔器的低压碳酸盐岩储层气井修井作业，漏失小，储层伤害小。
2）低固相锁水型暂堵液段塞束水能力强，高温高压下，不会产生游离态水，锁水能力强。低固相锁水型暂堵液段塞常温时，其形状记忆合金丝处于收缩状态，呈球状，很容易通过封隔器与套管之间的间隙；到达井底后，受井底温度控制，发生形变，在炮眼处架桥和支撑，与锁水聚合物和有机纤维一起实现屏蔽暂堵，减少修井液漏失。
3）水基防膨抑制剂段塞具有良好的防膨效果，轻微漏失时可显著降低对储层的伤害。
4）低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液所含成分均无毒、无害，施工方便，返排容易，不会出现卡堵、安全环保等问题。
5）本发明中的双程记忆合金丝在80℃以下时为团絮状球体，体积小，能够顺利通过封隔器与套管之间的间隙；到达井底后，由于周围井温在90℃-120℃左右，修井液被缓慢加热；当修井液温度达到80℃以上时，修井液中的双程记忆合金丝会迅速伸展，变成高温相形状（细长纤维丝状），在2-3cm的储层炮眼或浅层裂缝处架桥，大量双程记忆合金丝纵横交错，形成网状结构，随后有机纤维和锁水聚合物形成的扁平状团絮进一步封堵网状孔隙，进而形成承压能力强、漏失很小的暂堵层，防止或减少修井液进入储层，降低储层伤害。
6）由于清水中，尤其是现场地层产出水中，含有少量Cl-、HCO3 -、Mg2+、Ca2+、Fe3+等杂质离子，根据Flory的胶体与界面化学理论，会对锁水聚合物的强吸水和高锁水能力造成影响，因此，需添加抗盐保护剂以提高修井液的普适性。
7）锁水聚合物具有强吸水功能，吸水倍率在100-300倍之间。同时具有高温高压胶凝锁水功能，即锁水聚合物在常温常压下配置完成，吸水膨胀后，置于150℃、25MPa的高温高压下，其水分基本不流失、不离析，锁水能力强。
8）由于气井深度达3500m以上，井底温度在90℃-120℃。在该温度下，暂堵修井液体系中的锁水聚合物会发生聚合物链的断裂、交联和碳化等不可逆反应，导致溶解增加，进而影响其吸水和锁水性能。热稳定剂的作用是防止锁水胶凝体在高温下发生热降解，提高热稳定性。同时羟乙基纤维素还可以与多价金属离子交联成凝胶，兼顾部分抗盐保护剂的作用。
9）有机纤维材料可以形成团絮，能够将各粒级的锁水聚合物束缚在一起，形成扁平状的团絮，便于封堵架桥后的孔隙；同时，团絮的尺寸较多，可以封堵各种大小的孔隙，进一步降低修井液漏失；并且有机纤维变形性好，封堵孔隙后承压强度高。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明进一步叙述。
实施例1
G×-×气井更换破损油管修井作业
首先，依据G×-×井的地层压力系数和井身结构，计算所需修井液的密度及用量；然后，进行两个修井液段塞的配置；最后，开展压井及修井作业。具体作业步骤如下：
1）清洗配液罐，配置8 m3 低固相锁水型暂堵液段塞和180 m3水基防膨抑制剂段塞。
2）检查防喷管线，试压合格后，井口放压，放压至5MPa以下时开始实施压井。
3）从油套环空注入水基防膨抑制剂段塞5.0m3，接着注入低固相锁水型暂堵液段塞5m3，再注入水基防膨抑制剂段塞25m3，将暂堵液段塞推至油管底部，泵压控制在10.0MPa以内，泵压控制在400~700 L/min。整个压井过程连续，不得中途停泵。
4）关闭油管闸阀，从油套环空挤注水基防膨抑制剂段塞，至泵压迅速上升，停泵观察30-60min，压力稳定无明显下降，表明暂堵成功。
5）反循环水基防膨抑制剂段塞一个井筒容积，脱出井筒内天然气，脱出的气体必须点火放喷。
6）拆采气树，装防喷器。
7）起原井管柱，更换新油管。
8）伴注液氮，排液，复产完井。
试验效果：修井液密度1.05~1.08/cm3，防膨率90%，漏失率0.12 m3/天，返排率100%。作业时间6天，修井前，产气量0.65 ×104m3/d；修井后，产气量0.72×104m3/d。快速复产后产量平稳且有所上升，储层基本未受到伤害，应用效果显著。
实施例2
莲×气井桥塞打捞修井作业
首先，依据莲×气井的地层压力系数和井身结构，计算所需修井液的密度及用量；然后，进行两个修井液段塞的配置；最后，开展压井及修井作业。具体作业步骤如下：
1）清洗配液罐，配置5 m3 低固相锁水型暂堵液段塞和150 m3水基防膨抑制剂段塞。
2）检查防喷管线，试压合格后，井口点火放喷，放压至5MPa以下时开始实施压井。
3）从油套环空注入水基防膨抑制剂段塞3m3，接着注入低固相锁水型暂堵液段塞5m3，再注入水基防膨抑制剂段塞43m3，将暂堵液推至油管底部，泵压控制在10.0MPa以内，注入排量大于400L/min，不超过700L/min。整个压井过程连续进行，不得中途停泵。
4）关闭油管闸阀，从油套环空挤注防膨液至泵压迅速上升，停泵观察30-60min，泵压稳定或无明显下降，表明暂堵成功。
5）反循环水基防膨抑制剂段塞一个井筒容积，脱出井筒内天然气，脱出的气体必须放空燃烧，并验证暂堵效果。
6）装防喷器，起原井管柱。
7）通井、探砂面，冲砂，打捞桥塞。
8）伴注液氮，排液，复产完井。
试验效果为：修井液密度1.02~1.03/cm3，防膨率91%，漏失率0.22 m3/天，返排率100%。作业时间13天，修井前，产气量0.8 ×104m3/d；修井后，产气量4.2×104m3/d。快速复产后由于打开新的马54气层，产量显著上升，储层基本未受到伤害，应用效果显著。

Claims (4)

1.一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液，其特征在于，包括分为两个段塞，第一个为段塞为低固相锁水型暂堵液，起到在炮眼处形成暂堵层、承受上部液柱压力、平衡地层压差的作用；第二个为水基防膨抑制剂，起到进一步降低因微漏失而进入储层的少量修井液所造成的伤害作用，是一种防止粘土膨胀的聚醚胺类粘土膨胀抑制剂；
其低固相锁水型暂堵液，按质量百分比包括以下组成：
双程记忆合金丝：0.05-0.1%；
有机纤维：0.06-0.08%；
锁水聚合物：1-1.5%；
抗盐保护剂：0.6-0.8%；
热稳剂:0.5-0.6%；
其余为清水；
其水基防膨抑制剂，按质量百分比包括以下组成：
水基防膨抑制剂：0.8-1.0%；
其余为清水；
所述双程记忆合金丝为镍钛基形状记忆合金丝，规格φ0.15-1mm，长度30-40mm，抗拉强度1000 MPa，该记忆合金丝具有双程记忆效应，在加热时恢复高温相形状，冷却时又能恢复低温相形状；
所述的抗盐保护剂为二乙醇胺和乙二醇的混合物；
所述的锁水聚合物为天然及改性高分子类，包括淀粉系、纤维素和其他天然产物系，及人工合成类高吸水性树脂，包括聚丙烯酸盐系、聚乙烯醇系、聚氧乙烯系的混合聚合物；
所述的热稳剂为羟乙基纤维素；
所述的有机纤维，长度约5-10 mm，长径比20：1的有机纤维，抗拉强度大于280 MPa。
2.根据权利要求1所述的一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）低固相锁水型暂堵液段塞配制；
①现场准备适量清水，待用；
②准备带搅拌功能的适量大小的配液罐，保证罐内清洗干净，无盐水和其他杂质；
③在配液罐中加入一定配方比例的清水；
④首先，按比例加入抗盐保护剂和热稳剂，搅拌均匀；
⑤然后，按比例加入锁水聚合物，边加入边搅拌，保证搅拌均匀，不能一次性倒入，防止发生块状或团状凝结；
⑥按比例加入有机纤维，搅拌均匀，加入方法同步骤⑤，防止发生块状或团状凝结；
⑦按比例加入双程记忆合金丝，搅拌均匀，加入方法同步骤⑤，防止发生团状凝结；
⑧配制完成后，尽快使用，避免空气中氧化或性能降低；
（2）水基防膨抑制剂段塞配制；
①现场备足量清水；
②准备1辆700型及以上泵车，连接管线，试压合格；
③在备水罐中按比例加入聚醚胺类水基防膨抑制剂，泵车循环2-3周，备用；
通过以上两段的配制做成一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液。
3.根据权利要求1所述的一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液的制备方法，其特征在于，所述的水基防膨抑制剂属于非离子聚醚胺类化合物，合成需两步完成，反应式如下：
Figure DEST_PATH_IMAGE001
具体步骤如下：
① 氯化聚醚醇的合成
将一定量的1,2-丙二醇和乙醇钠加入带冷凝管的三口烧瓶中，用带磁子的恒温磁力搅拌器进行搅拌，装置抽真空并用氮气置换2-3次，持续通入保护气氮气，油浴加热至136℃，用滴液漏斗以一定速率滴加计量的环氧氯丙烷，滴加完毕后继续升温至150℃，反应5h得浅棕黄色氯化聚醚醇粗产物，抽滤并在一定真空度下减压蒸馏除去催化剂残渣及未反应的环氧氯丙烷，即得产物；
②聚醚胺的合成
取一定量的氯化聚醚醇和氨水加到小钢瓶中，在130℃下反应4h，得到微黄色有机胺粗产物并加入数滴1.5 mol/L NaOH溶液，混合均匀后反复抽滤并于一定真空度下减压蒸馏除去反应中生成的盐及未反应的氨水，即得到目标产物分子量500-800的非离子型聚醚胺水基防膨抑制剂，转化率可达92%以上。
4.根据权利要求1或2的任意一项所述的低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液的应用方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）低固相锁水型暂堵液段塞配制；
（2）水基防膨抑制剂段塞配制；
（3）放压、压井；
检查放喷管线，试压合格后，井口放压，放压至5MPa以下时开始实施压井，压井作业开始时，采用正循环或反循环方式，通过泵车向井筒内替入一定体积的低固相锁水型暂堵液段塞，替入体积依据暂堵层位和深度计算选取；紧接着再替入一定体积的水基防膨抑制剂段塞，将暂堵修井液推至储层炮眼附近，替入过程中，泵压控制在10 MPa以内，注入排量控制在400~700 L/min，整个压井过程应连续进行，不得中途停泵；
（4）测试暂堵效果；
关闭油管或环空闸阀，继续挤注水基防膨抑制剂段塞，待泵压迅速上升，停泵观察30-60min，泵压稳定或无明显下降，则表明暂堵成功；
（5）循环排气，观察漏失情况；
暂堵成功后，开启油管或环空闸阀，采用正循环或反循环方式，继续替入水基防膨抑制剂段塞，将管柱内气体完全排出，在循环排气的初始阶段，控制一定的回压，保证管内压力大于地层压力，防止暂堵层在负压下的解堵，随后逐渐减小回压，直至敞开循环，排出的气体必须放空燃烧，观察压井液漏失情况，停泵敞井观察2-8h，不漏不溢或漏速小于0.5m3/h，表明暂堵合格，再次反循环一周，进入下一步作业工序；
（6）修井；
按照施工目的和方案，进行修井作业，起下管柱时控制在2根/分钟以内，防止抽吸现象对暂堵效果的影响；
（7）返排，恢复气井生产；
待修井作业完成后，向井筒内伴注液氮，待液氮到达井底后，双程记忆合金丝温度降至80℃以下，变成低温相形状，即迅速收缩成球状团絮，架桥解除，修井液随着液氮和地层内气流迅速返排出地面，随着返排液的不断增加，井底压力大于液柱压力，修井液不断返排出地面，返排率可达95%以上时完井，恢复气井生产。
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