CN115704287A - 稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 - Google Patents
稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115704287A CN115704287A CN202110930911.4A CN202110930911A CN115704287A CN 115704287 A CN115704287 A CN 115704287A CN 202110930911 A CN202110930911 A CN 202110930911A CN 115704287 A CN115704287 A CN 115704287A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- temporary plugging
- temperature
- chemical
- shielding
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 4
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 14
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims 2
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 4
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 6
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 3
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 3
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 2
- 239000008274 jelly Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
本发明涉及石油开采技术领域，是一种稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，利用高分子聚合物在井內形成暂堵胶塞，屏蔽井下压力，包括以下步骤：首先采用脱油热水对石油套管进行清洗降温；然后通过石油套管环空向井内依次注入前置液、由交联剂和高分子聚合物制成的暂堵剂、顶替液，暂堵剂在井下凝结成胶，由石油套管上设置的压力表显示数值判断井下压力屏蔽情况，井有余压时，注入常规压井液进行平衡，修井作业完毕后，向井内注入高温蒸汽破胶。本发明通过化学暂堵屏蔽修井方法，可将排液降压时间缩短50%以上，提高了油井生产时率，破胶时间短、效率高，可有效避免对储层造成伤害，有利于油井长期高产、稳产。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，是一种稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法。
背景技术
为了不断挖掘稠油开发潜力，新疆油田对稠油油藏采用了多元化的开发方式，截止目前已逐步工业推广了VHSD（直井-水平井蒸汽驱）、HHSD（水平井-水平井蒸汽驱）、SAGD（蒸汽辅助重力泄油）等汽驱开发方式，这些开发方式能获得比蒸汽吞吐开发更高的采收率，但也因持续注汽开发，井下蒸汽腔体积会不断扩大，给油井检维修作业带来困难。当油井需要检泵时，现有技术是先进行排液降压，然后采用高密度的压井液压井，但随着原油的不断采出，井下蒸汽腔发育扩大窜通、体积庞大，导致排液降压时间长达半年以上，检泵作业无法及时上修，严重影响油井产量。同时，常规压井通常采用高密度的泥浆实施压井，压井液不可避免地对储层造成污染，作业后产量难以恢复到作业前水平。
发明内容
本发明提供了一种稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有技术存在的排液降压时间长，检泵作业无法及时上修，严重影响油井产量，同时，常规压井通常采用高密度的泥浆实施压井，压井液不可避免地对储层造成污染的问题。
本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，包括以下步骤：
第一步：井筒准备，采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温；
第二步：注入前置液，通过石油套管环空向井内注入具有高粘度的前置液；
第三步：注入暂堵剂，向井内注入预先配制好的暂堵剂，暂堵剂由交联剂和高分子聚合物制成；
第四步：注入顶替液，暂堵剂注入完毕后向井内注入顶替液；
第五步：候凝成胶，暂堵剂在井下凝结成胶，屏蔽井下压力；井有余压时，注入常规压井液进行平衡；
第六步：高温破胶，修井作业完毕后，向井内注入高温蒸汽破胶，解除暂堵。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
上述暂堵剂由聚丙烯酰胺、乌洛托品、对苯二酚、立德粉制成。
上述暂堵剂原料按百分比计包括聚丙烯酰胺50%至60%、乌洛托品10%至20%、对苯二酚10%至15%、立德粉10%至15%。
上述前置液和顶替液的成分为聚丙烯酰胺。
上述第五步侯凝成胶，暂堵剂凝结成胶的温度为150℃至180℃。
上述第六步高温破胶中破胶温度为大于180℃。
上述第一步中采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温，脱油热水温度为大于120℃。
本发明通过在作业前先向井内注入脱油热水对石油套管实施降温清洗，待温度下降至目标范围后，向管内注入化学暂堵剂，利用化学药剂在井內形成暂堵胶塞，从而实施检泵作业。通过化学暂堵屏蔽修井方法，井下温度降至180℃以下即可实施作业，可将排液降压时间缩短50%以上，提高了油井生产时率。检泵修井完成后通过高温蒸汽破胶恢复生产，破胶时间短、效率高。与常规压井采用的高比重的泥浆相比，采用化学暂堵屏蔽修井入井液均为可高温降解的有机物，可有效避免对储层造成伤害，有利于油井长期高产、稳产。由于缩短了排液降压时间，可让更多的蒸汽保留于地层，有效地保护了蒸汽腔、提高了热能利用率。
附图说明
附图1为稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法具体实施示意图。
附图中的编码分别为：1为石油套管，2为主管，3为抽油杆柱，4为副管，5为顶替液，6为抽油泵，7为暂堵剂，8为筛管悬挂器，9为前置液，10为筛管。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本发明中的溶液若没有特殊说明，均为溶剂为水的水溶液。
下面结合实施例对本发明作进一步描述：
实施例1：一种稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，包括以下步骤：
第一步：井筒准备，采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温；
第二步：注入前置液，通过石油套管环空向井内注入具有高粘度的前置液；
第三步：注入暂堵剂，向井内注入预先配制好的暂堵剂，暂堵剂由交联剂和高分子聚合物制成；
第四步：注入顶替液，暂堵剂注入完毕后向井内注入顶替液；
第五步：候凝成胶，暂堵剂在井下凝结成胶，屏蔽井下压力；井有余压时，注入常规压井液进行平衡；
第六步：高温破胶，修井作业完毕后，向井内注入高温蒸汽破胶，解除暂堵恢复生产。
首先对石油套管环空管壁死油进行清洗，同时降低井下温度，为暂堵剂的成胶、附着创造井筒条件。前置液具有粘度较高的特点，能够承托即将注入的暂堵剂，前置液注入完毕后向井内注入暂堵剂，暂堵剂主要成分为加入交联剂的高分子聚合物，其成胶后具有强度高、能够高效屏蔽井下压力的特点。暂堵剂注入完毕后向井筒内注入顶替液，将暂堵剂平推至泵下目标位置屏蔽井下压力。根据暂堵剂体系特性，对比井下温度，判断暂堵剂成胶情况，井下压力屏蔽情况可以通过设置在石油套管上的压力表进行观察，若压力为0MPa则直接进行修井作业，若井口有余压可以配置一定密度的常规压井液进行平衡。采用化学暂堵屏蔽修井方法可有效解决排液降压时间长难题，同时避免大量高密度压井液对储层的伤害。
实施例2：作为上述实施例的优化，暂堵剂由由聚丙烯酰胺、乌洛托品、对苯二酚、立德粉制成。
实施例3：作为上述实施例的优化，暂堵剂原料按百分比计包括聚丙烯酰胺50%至60%、乌洛托品10%至20%、对苯二酚10%至15%、立德粉10%至15%。该暂堵剂在60℃时粘度为3400mPa•s，60℃至80℃下放置4小时不会成胶，150℃至180℃下放置1h可形成冻胶，弹性模量可达到200Pa。
实施例4：作为上述实施例的优化，前置液和顶替液的成分为聚丙烯酰胺。聚丙烯酰胺具有粘度较高的特点，作为前置液能更好地承托即将注入的暂堵剂。顶替液也采用聚丙烯酰胺可将暂堵剂平推至井下目标位置屏蔽井下压力。
实施例5：作为上述实施例的优化，第五步侯凝成胶，暂堵剂凝结成胶的温度为150℃至180℃。该温度暂堵剂在井下放置1h可形成冻胶，成胶时间短，弹性模量可达到200Pa，可对井下压力有效的屏蔽。
实施例6：作为上述实施例的优化，第六步高温破胶中破胶温度为大于180℃。
实施例7：以下结合附图1作具体说明：
如图1所示：本实施例实施的油井包括以下结构：石油套管1、主管2、抽油杆柱3、副管4、抽油泵7、筛管悬挂器8和筛管10。
第一步，配置暂堵剂7，暂堵剂7采用50%聚丙烯酰胺、20%乌洛托品、15%对苯二酚、15%立德粉制成。
第二步，采用热油车加热脱油热水对石油套管1环空管壁实施清洗降温，脱油热水温度大于120℃，待温度下降至180℃时实施化学暂堵屏蔽，洗井液用量为井筒容积的1.5~2倍。
第三步，通过石油套管1环空向井内注入前置液9，前置液9成分为聚丙烯酰胺，前置液9用量约为水平段容积的1.5倍。
第四步，注入暂堵剂7，暂堵剂7用量与70°井斜角至水平段间井筒容积相当。
第五步，暂堵剂7注入完毕后向井内注入顶替液5，顶替液5的成分为聚丙烯酰胺，顶替液用量与井口至70°井斜角间的井筒容积相当。
第六步，根据暂堵剂7及井下温度情况候凝成胶（150℃~180℃时1h左右成胶），井下压力屏蔽情况可以通过石油套管上设置的压力表进行观察，若压力为0MPa则直接进行修井作业，若井口有余压可以配置一定密度的压井液进行平衡；
第七步，修井作业完毕后，通过副管4向井内持续8h注入220℃高温蒸汽破胶，解除暂堵恢复生产。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。
Claims (9)
1.一种稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，包括以下步骤：
第一步：井筒准备，采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温；
第二步：注入前置液，通过石油套管环空向井内注入具有高粘度的前置液；
第三步：注入暂堵剂，向井内注入预先配制好的暂堵剂，暂堵剂由交联剂和高分子聚合物制成；
第四步：注入顶替液，暂堵剂注入完毕后向井内注入顶替液；
第五步：候凝成胶，暂堵剂在井下凝结成胶，屏蔽井下压力；井有余压时，注入常规压井液进行平衡；
第六步：高温破胶，修井作业完毕后，向井内注入高温蒸汽破胶，解除暂堵。
2.根据权利要求1所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，暂堵剂由聚丙烯酰胺、乌洛托品、对苯二酚、立德粉制成。
3.根据权利要求2所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，暂堵剂原料按百分比计包括聚丙烯酰胺50%至60%、乌洛托品10%至20%、对苯二酚10%至15%、立德粉10%至15%。
4.根据权利要求1或2或3所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，前置液和顶替液的成分为聚丙烯酰胺。
5.根据权利要求11或2或3所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，所述第五步，暂堵剂凝结成胶的温度为150℃至180℃，或/和，所述第六步，高温破胶中破胶温度为大于180℃。
6.根据权利要求4所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，所述第五步，暂堵剂凝结成胶的温度为150℃至180℃，或/和，所述第六步，高温破胶中破胶温度为大于180℃。
7.根据权利要求1或2或3或6所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，所述第一步中采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温，脱油热水温度为大于120℃。
8.根据权利要求4所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，所述第一步中采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温，脱油热水温度为大于120℃。
9.根据权利要求5所述的稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法，其特征在于，所述第一步中采用脱油热水对石油套管环空管壁进行清洗降温，脱油热水温度为大于120℃。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110930911.4A CN115704287B (zh) | 2021-08-13 | 2021-08-13 | 稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110930911.4A CN115704287B (zh) | 2021-08-13 | 2021-08-13 | 稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115704287A true CN115704287A (zh) | 2023-02-17 |
| CN115704287B CN115704287B (zh) | 2024-08-13 |
Family
ID=85180179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110930911.4A Active CN115704287B (zh) | 2021-08-13 | 2021-08-13 | 稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115704287B (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102191023A (zh) * | 2010-03-19 | 2011-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于中高温油气藏的暂堵剂 |
| CN104962263A (zh) * | 2015-05-28 | 2015-10-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 中深层油藏水平分支井化学封隔暂堵剂及堵水方法 |
| CN109536156A (zh) * | 2018-12-27 | 2019-03-29 | 大连知微生物科技有限公司 | 一种生物基降粘/驱油压裂前置液体系及其制备方法和应用 |
| CN109763804A (zh) * | 2018-12-28 | 2019-05-17 | 北京大学 | 一种水平井分段暂堵压裂方法 |
| US20200182034A1 (en) * | 2018-12-07 | 2020-06-11 | Xi'an Shiyou University | Method for creating branch seam with temporary plugging and pressure buildup using super absorbent resin |
| CN113025292A (zh) * | 2021-03-23 | 2021-06-25 | 中国石油大学(华东) | 一种热采水平井修井前封堵水平井筒用高强度冻胶暂堵剂及其制备方法 |
| CN113185656A (zh) * | 2021-04-15 | 2021-07-30 | 长江大学 | 一种温度响应型自降解暂堵剂及修井方法 |
-
2021
- 2021-08-13 CN CN202110930911.4A patent/CN115704287B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102191023A (zh) * | 2010-03-19 | 2011-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于中高温油气藏的暂堵剂 |
| CN104962263A (zh) * | 2015-05-28 | 2015-10-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 中深层油藏水平分支井化学封隔暂堵剂及堵水方法 |
| US20200182034A1 (en) * | 2018-12-07 | 2020-06-11 | Xi'an Shiyou University | Method for creating branch seam with temporary plugging and pressure buildup using super absorbent resin |
| CN109536156A (zh) * | 2018-12-27 | 2019-03-29 | 大连知微生物科技有限公司 | 一种生物基降粘/驱油压裂前置液体系及其制备方法和应用 |
| CN109763804A (zh) * | 2018-12-28 | 2019-05-17 | 北京大学 | 一种水平井分段暂堵压裂方法 |
| CN113025292A (zh) * | 2021-03-23 | 2021-06-25 | 中国石油大学(华东) | 一种热采水平井修井前封堵水平井筒用高强度冻胶暂堵剂及其制备方法 |
| CN113185656A (zh) * | 2021-04-15 | 2021-07-30 | 长江大学 | 一种温度响应型自降解暂堵剂及修井方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 杜晓娟;杨宇尧;吴凡;王建国;葛际江;吴昊;: "新疆FC热采油藏带压修井用铬冻胶暂堵剂的研制", 西安石油大学学报(自然科学版), no. 03, 25 May 2020 (2020-05-25), pages 52 - 57 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115704287B (zh) | 2024-08-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2757950C (en) | Ported packer | |
| WO2013041036A1 (zh) | 一种地下原地钻孔浸出釆矿新工艺 | |
| CN109723399B (zh) | 一种油气井液氮射流解堵增渗的方法 | |
| CN112324409B (zh) | 一种在油层中原位产生溶剂开采稠油的方法 | |
| CN101503955A (zh) | 分段完井方法及管柱 | |
| CN103899244A (zh) | 一种用膨胀材料修复地浸采铀破损钻孔的方法 | |
| CN110748315A (zh) | 一种油水井套损治理方法 | |
| CN102691492B (zh) | 注蒸汽稠油井筛管完井跨越油层固井工艺 | |
| CN115704287A (zh) | 稠油热采井化学暂堵屏蔽修井方法 | |
| CN103790529A (zh) | 煤层气排采反洗装置及方法 | |
| CN108547591A (zh) | 一种筛管完井稠油水平井堵水方法 | |
| CN115273997A (zh) | 一种利用温度响应型暂堵剂暂堵酸化设计方法 | |
| CN114607313A (zh) | 一种无固相凝胶封堵方法 | |
| CN110359872B (zh) | 一种复合材料套管补贴筒失效后在井底的回收方法 | |
| CA3142209A1 (en) | Downhole preheating start-up method for super heavy oil reservoir developed for dual-horizontal-well sagd | |
| CN110939412A (zh) | 一种利用水平井实现超前注水与早期注水的开发方法 | |
| CN113669047B (zh) | 一种高温高压油气井测试装置及方法 | |
| CN114790878B (zh) | 裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下电预热方法及系统 | |
| CN115853484B (zh) | 一种水平井老井井筒再造重复压裂方法 | |
| CN113123762A (zh) | 煤层气多分支水平井压裂方法 | |
| CN205025423U (zh) | 一种水平井堵水工艺管柱 | |
| CN114482912B (zh) | 一种水平井堵水剂注入工艺控制方法 | |
| CN113445944B (zh) | 油井无污染防砂增产方法 | |
| CN111963124B (zh) | 一种水平井缝间补能异步驱采增产方法 | |
| CN114790879B (zh) | 裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法及系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |