CN110017114B - 一种新型修井用的压井方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种新型修井用的压井方法及压井液，先利用泵车将含盐压裂液从套管泵入井筒，待该含盐压裂液充满井筒后，再通过油管将压井液与细粉砂混合注入井下，其中，细粉砂用量占总混合量的质量比为2%‑15%；该压井液会在井下逐渐稠化，在井筒中形成有一段长度的可密封液体、气体的液体胶塞，从而实现封堵油、气溢漏，其中，细粉砂会促进在井底孔眼处形成封堵；经稳压测试合格后，实施修井作业，最后加入破胶剂进行返洗投产。本发明的方法通过将液体胶塞封堵技术应用于压井技术中，形成的一种既能实现对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好，对地层伤害低。
Description
技术领域
本发明涉及一种压井方法，特别涉及一种适用于油气井井下修井作业的新型修井用的压井方法及压井液。油气田生产开发技术领域。
背景技术
随着油田生产开发的不断进行，油、气、水井在自喷、抽汲或者注水、注气的过程中，由于设备老化、腐蚀、挤压、堵塞等各种原因造成井下设备损坏或故障，导致该井无法正常生产，需要采取对应的修井作业排除故障，更换井下设备等措施，恢复正常生产。在修井过程中，为了避免储层中的油、气泄露或发生井涌等事故，需要通过压井作业来保障修井作业的顺利进行与施工安全。而目前国内外所用的压井液以清洁盐水、胶液型、凝胶型、泡沫型、固相暂堵剂型等为主，都存在各自的优缺点，有些能有效封堵却无法顺利返排，或会对油气井造成较大伤害；有些能顺利返排却封堵能力差，无法满足压井需求；还有的则是成本过高，污染严重，不利于油田高效环保开发。这些类型的压井液及相应技术目前均无法妥善的解决油气井有效封堵防漏、压井液顺利返排、低伤害与环境友好之间的关系，不利于修井作业的开展。
为此，各大油气田迫切需要一种既能实现对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好的新型压井技术，来满足各油气田对修井作业的技术需求。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明目的是：提供一种新型修井用的压井方法及压井液，本发明的方法通过将液体胶塞封堵技术应用于压井技术中，形成的一种既能实现对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好，对地层伤害低的新技术。
本发明的技术方案是：一种新型修井用的压井方法，先利用泵车将含盐压裂液从套管泵入井筒，待该含盐压裂液充满井筒后，再通过油管将压井液与细粉砂混合注入井下，其中，细粉砂用量占总混合量的质量比为2%-15%；该压井液会在井下逐渐稠化，在井筒中形成有一段长度的可密封液体、气体的液体胶塞，从而实现封堵油、气溢漏，其中，细粉砂会促进在井底孔眼处形成封堵；经稳压测试合格后，实施修井作业，最后加入破胶剂进行返洗投产。
所述的一种新型修井用的压井方法，具体实施步骤如下：
第一步：压井前作业准备；
第二步：从套管泵入含盐压裂液，并让该含盐压裂液充满整个井筒；
第三步：打开套管阀门，从油管泵入含细粉砂的压井液，让该压井液由井底返流到预定位置，使其在井底到预定位置之间的井筒中形成可密封液体、气体的液体胶塞；所述的预定位置为油层底部向上200m处，
第四步：关闭套管阀门；
第五步：以小于1m3/min的低排量注入含盐压裂液，进行升压，直到压力升至5MPa；
第六步：进行稳压测试；关井30min，观察压力下降情况，若压力降低幅度小于1MPa，则压井合格，压井结束；若压力下降幅度大于1MPa，则低排量继续泵入含盐压裂液，直到压力上升到10MPa，关井30min，若压力降低幅度小于1MPa，则压井合格，压井结束；
第七步：修井施工；
第八步：加入破胶剂，进行返洗井；
第九步：重新投产。
所述的含盐压裂液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、2.0%~15%KCl和77.0%~96.5%H2O按上述质量比混合而成。
所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C12~14，n为2~3。
所述的含盐压裂液中的KCl含量大于2.0%。
所述的压井液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、0.2%~1.5%磺基水杨酸钠和90.5%~98.3%H2O。
所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C18~20，n为3~4。
所述的压井液在地面井口处的粘度小于50mPa.s，由井底返流到预定位置处的粘度大于200mPa.s。
所述的细粉砂为80-200目的石英粉砂。
所述的破胶剂为过硫酸铵，所述破胶剂在60℃条件下，能使液体胶塞及压裂液在90min内顺利破胶，破胶后粘度小于5mPa.s。
本发明有益效果是：本发明通过将液体胶塞封堵技术应用于压井技术中，形成的一种既能实现对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好，对地层伤害低的新型修井用的压井液技术。
与现有技术相比，本发明的优势如下：
（1）与常规修井的压井液技术相比，本发明能实现对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好，对地层伤害低，很好的解决了以往压井液存在的问题。
（2）与常规修井的压井液技术相比，本发明中液体胶塞密度具有较强的调节能力，可适用于大部分高、低能量地层的压井作业，适用性更强；
（3）与以往压井技术用液相比，本发明中含盐压裂液、压井液等用液可重复利用，有利于节约资源与环境友好，提高油气田的效益，降低其环保成本。
（4）本发明有利于提高油气田长期效益，降低现场修井成本。
附图说明
下面结合实施例及说明书附图对本发明进一步说明：
图1是本发明一种新型修井用的压井方法施工示意图；
图中，1、油管；2、井筒；3、套管；4、含盐压裂液；5、预定位置；6、液体胶塞；7、油层。
具体实施方式
实施例1
如图1所示，一种新型修井用的压井方法，先利用泵车将含盐压裂液4从套管3泵入井筒2，待该含盐压裂液4充满井筒2后，再通过油管将压井液与细粉砂混合注入井下，其中，细粉砂用量占总混合量的质量比为2%-15%；该压井液会在井下逐渐稠化，在井筒中形成有一段长度的可密封液体、气体的液体胶塞6，从而实现封堵油、气溢漏，其中，细粉砂会促进在井底孔眼处形成封堵；经稳压测试合格后，实施修井作业，最后加入破胶剂进行返洗投产。
所述的含盐压裂液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、2.0%~15%KCl和77.0%~96.5%H2O按上述质量比混合而成；其中，所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C12~14，n为2~3。
所述的压井液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、0.2%~1.5%磺基水杨酸钠和90.5%~98.3%H2O；其中，所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C18~20，n为3~4。
本发明的压井液属于高粘表面活性剂压井液，所述的压井液在地面井口处的粘度小于50mPa.s，在井筒中形成液体胶塞时，即：由井底返流到预定位置5处的粘度大于200mPa.s。
所述的细粉砂为80-200目的石英粉砂。
实施例2
如图1所示，一种新型修井用的压井方法，具体实施步骤如下：
第一步：压井前作业准备；
第二步：从套管泵入含盐压裂液，并让该含盐压裂液充满整个井筒；
第三步：打开套管阀门，从油管泵入含细粉砂的压井液，让该压井液由井底返流到预定位置，使其在井底到预定位置之间的井筒中形成可密封液体、气体的液体胶塞；所述的预定位置为油层7底部向上200m处，其中，含细粉砂的压井液是将压井液与细粉砂混合，细粉砂用量占总混合量的质量比为2%-15%；
第四步：关闭套管阀门；
第五步：以小于1m3/min的低排量注入含盐压裂液，进行升压，直到压力升至5MPa；
第六步：进行稳压测试；关井 30min，观察压力下降情况，若压力降低幅度小于1MPa，则压井合格，压井结束；若压力下降幅度大于1MPa，则低排量继续泵入含盐压裂液，直到压力上升到10MPa，关井30min，若压力降低幅度小于1MPa，则压井合格，压井结束；
第七步：修井施工；
第八步：加入破胶剂，进行返洗井；
第九步：重新投产。
所述的含盐压裂液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、2.0%~15%KCl和77.0%~96.5%H2O按上述质量比混合而成，其中，所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C12~14，n为2~3。本发明的含盐压裂液具有耐高温，对地层低伤害的性能。该含盐压裂液可重复利用。
所述的含盐压裂液中的KCl含量大于2.0%。
所述的压井液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、0.2%~1.5%磺基水杨酸钠和90.5%~98.3%H2O，其中，所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C18~20，n为3~4。
本发明的压井液属于高粘表面活性剂压井液，该阳离子双子表面活性剂与磺基水杨酸钠在水中缓慢扩散交联，粘度逐渐提高，因此，所述的压井液在地面井口处时粘度较低，小于50mPa.s，到达井底并返流到预定位置后粘度会提高到大于200mPa.s。它到达井底预定位置后，在2小时内随着粘度不断提高逐渐形成高粘不流动液体胶塞。该压井液形成的液体胶塞具有较强的气体捕捉能力，在10-60℃环境下，200小时内气泡不溢出。本发明压井液可实现重复利用，对地层伤害低，易于泵送。
所述的细粉砂为80-200目的石英粉砂。
所述的破胶剂为过硫酸铵，所述破胶剂在60℃条件下，能使液体胶塞及压裂液在90min内顺利破胶，破胶后粘度小于5mPa.s。其中，破胶剂用量为压井液注入量的5%。
实施例3
与实施例2基本相同，不同之处是：所述的含盐压裂液是由1.5%阳离子双子表面活性剂、2.0%KCl和96.5%H2O按上述质量比混合而成。
所述的压井液是由1.5%阳离子双子表面活性剂、0.2%磺基水杨酸钠和98.3%H2O。
实施例4
与实施例2基本相同，不同之处是：所述的含盐压裂液是由8.0%阳离子双子表面活性剂、15%KCl和77.0%H2O按上述质量比混合而成。
所述的压井液是由8.0%阳离子双子表面活性剂、1.5%磺基水杨酸钠和90.5%H2O。
实施例5
与实施例2基本相同，不同之处是：
所述的含盐压裂液是由6.0%阳离子双子表面活性剂、10%KCl和84%H2O按上述质量比混合而成。
所述的压井液是由6.0%阳离子双子表面活性剂、1%磺基水杨酸钠和93H2O，其中，所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C18~20，n为3~4。
本发明通过将液体胶塞封堵技术应用于压井技术中，形成的一种既能实现对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好，对地层伤害低的新型修井用的压井液技术。本发明的压井液在井口粘度较低，到达井底预定位置后才形成高粘液体胶塞。本发明的方法实现了对油气井有效的封堵防漏，又能够被顺利返排，而且对环境友好，对地层伤害低，很好的解决了以往压井液存在的问题。
本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。
Claims (8)
1.一种新型修井用的压井方法，其特征是：先利用泵车将含盐压裂液从套管泵入井筒，待该含盐压裂液充满井筒后，再通过油管将压井液与细粉砂混合注入井下，其中，细粉砂用量占总混合量的质量比为2%-15%；该压井液会在井下逐渐稠化，在井筒中形成有一段长度的可密封液体、气体的液体胶塞，从而实现封堵油、气溢漏，其中，细粉砂会促进在井底孔眼处形成封堵；经稳压测试合格后，实施修井作业，最后加入破胶剂进行返洗投产；
具体实施步骤如下：
第一步：压井前作业准备；
第二步：从套管泵入含盐压裂液，并让该含盐压裂液充满整个井筒；
第三步：打开套管阀门，从油管泵入含细粉砂的压井液，让该压井液由井底返流到预定位置，使其在井底到预定位置之间的井筒中形成可密封液体、气体的液体胶塞；所述的预定位置为油层底部向上200m处，
第四步：关闭套管阀门；
第五步：以小于1m3/min的低排量注入含盐压裂液，进行升压，直到压力升至5MPa；
第六步：进行稳压测试；关井30min，观察压力下降情况，若压力降低幅度小于1MPa，则压井合格，压井结束；若压力下降幅度大于1MPa，则低排量继续泵入含盐压裂液，直到压力上升到10MPa，关井30min，若压力降低幅度小于1MPa，则压井合格，压井结束；
第七步：修井施工；
第八步：加入破胶剂，进行返洗井；
第九步：重新投产；
所述的含盐压裂液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、2.0%~15%KCl和77.0%~96.5%H2O按上述质量比混合而成。
2.根据权利要求1所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C12~14，n为2~3。
3.根据权利要求1所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的含盐压裂液中的KCl含量大于2.0%。
4.根据权利要求1所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的压井液是由1.5%~8.0%阳离子双子表面活性剂、0.2%~1.5%磺基水杨酸钠和90.5%~98.3%H2O组成。
5.根据权利要求4所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的阳离子双子表面活性剂分子式：RN(CH3)2(CH2)nN(CH3)2RCl2，其中R为C18~20，n为3~4。
6.根据权利要求1所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的压井液在地面井口处的粘度小于50mPa.s，由井底返流到预定位置处的粘度大于200mPa.s。
7.根据权利要求1所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的细粉砂为80-200目的石英粉砂。
8.根据权利要求1所述的一种新型修井用的压井方法，其特征是：所述的破胶剂为过硫酸铵，所述破胶剂在60℃条件下，能使液体胶塞及压裂液在90min内顺利破胶，破胶后粘度小于5mPa.s。
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