CN117266809A - 一种化学驱注采井解堵工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明属于采油工程解堵技术领域，公开了一种化学驱注采井解堵工艺。包括检测渗透率、确定施工次数、压裂、酸化、顶替、压开层位支撑、暂堵以及循环操作，适用于化学驱注入井、注水井，可有效降低化学驱注入井注入压力，达到开发配注要求，解除生产井堵塞问题，提高采液强度，采用投球酸压工艺，核心是处理层位分级方法，变砂比加砂支撑、可溶性暂堵球数量设计以及现场作业方法。在工艺思路、整体施工设计方面具有一定创造性，整体达到国内先进水平。
Description
技术领域
本发明属于采油工程解堵技术领域，具体涉及一种化学驱注采井解堵工艺。
背景技术
石油作为一种重要的不可再生化工能源，对国家经济和国家安全都有重要的影响，依靠天然能量消耗开采(采收率为5％～10％)称为一次采油，人工注水(气)保持油层压力(采收率为30～40％)称为二次采油，但是随着油田进入高含水后期开发阶段，剩余可采储量越来越少，产油量递减越来越严重，采用三次采油新方法是提高可采储量的重要措施。聚合物驱油则是其中一种非常重要的提高采收率的方法，聚合物驱油时通过在注入水中加入一定量高相对分子质量的聚丙烯酞酰胺或生物聚合物黄胞胶，但是，聚合物自身难以分解，长期以后，地层聚集大量聚合物，会造成地层堵塞，不出液形成躺井，严重影响生产。
目前针对上述问题，一般采用聚合物解堵剂降解地层聚集的大量聚合物，现有的聚合物解堵剂多为强氧化剂，其主要原理是强氧化剂能够将聚合物的主链彻底氧化分解，使大分子的长链断裂为多个小分子短链，降低聚合物粘度并提高聚合物溶液流动性，从而降低或解除聚合物类堵塞，但是强氧化剂对地层伤害严重，且会大大增强水流通道使采油含水量上升迅速；常见的方法还有使用强酸解堵剂，酸化解堵是借助无机酸、有机酸对地层岩石、堵塞物的化学溶蚀作用以及酸化压力的水力作用，提高地层渗透性，但是强酸解堵剂使用后强酸会返排进入井筒，对油套管及举升设备造成严重腐蚀。
与此同时，化学驱是稀油区块进入“双高期”后的重要接替技术，曙采目前共转驱11井组，随着开发时间延长，注采矛盾加剧，其中注入井压力平均上升2.16MPa，呈现注入困难趋势；见聚生产井聚合物含量平均1020mg/L，注入量达不到方案要求，对化学驱整体驱替效果造成严重影响；需要通过研究一种化学驱注采井解堵工艺及作业方法来减轻、优化、解决化学驱注采矛盾。
发明内容
为了克服现有化学驱注入井压力增高，注入量达不到方案要求，解堵剂各种程度污染、腐蚀油层及设备的不足，本发明提供一种化学驱注采井解堵工艺，利用油井各层间破裂压力不同，使用暂堵球进行解堵操作，解堵装置结构简单，施工安全、省时、省力，克服了笼统压裂改造效果差和机械分层易卡封的难点。
本发明的上述目的是通过以下技术方案实现的：一种化学驱注采井解堵工艺，具体步骤包括：
1.检测待解堵油井各油层渗透率，以层间渗透率比值确定施工次数，比值≤100时2次施工，比值≤1000时3次施工；
2.使用瓜尔胶压裂液体系对油层堵塞处进行压裂，施工排量为4～5方/分钟，裂缝延伸半径控制在待解堵油井距的1/2以内；
3.制备盐酸：氢氟酸＝12％：3％，余量为水的土酸体系，对油层堵塞处进行酸化，施工排量与井口最大承压下排量相同；
4.使用瓜尔胶压裂液体系对油层堵塞处进行酸液顶替，施工排量为2～3方/分钟，顶替量为步骤3所述酸量的1/3；
5.采用40-70目石英砂对步骤2压裂产生的压开层位进行支撑，加砂排量为2～3方/米，加砂方式为四段连续式，第一段10％砂量，砂比为15％，第二段20％砂量，砂比为25％，第三段30％砂量，砂比为30％，第四段35％砂量，砂比为35％；
6.使用瓜尔胶压裂液对油层堵塞处进行顶替，顶替排量与所述步骤5加砂期间排量相同，顶替量为1.25倍井筒容积；
7.向步骤5所述的压开层位泵入暂堵球进行暂堵，暂堵球直径为压开层位对应射孔孔径的1.5倍，暂堵球数量为压开层位射孔数量的1.25倍～1.5倍，泵入方式为随瓜尔胶压裂液以4～5方/分钟排量连续泵入；
8.更换另一油层堵塞处继续使用步骤2～7进行操作，直至完成解堵操作。
进一步的，步骤7所述暂堵球材质为聚乙烯醇，密度为1～1.03g/cm3，粒径12～20mm，最高耐压65MPa，水溶，有效耐压时长72小时，72小时后完全降解。
本发明与现有技术相比的有益效果是：本申请解堵使用的管柱结构简单，施工安全、省时、省力。适用于固井质量差，套管变形或是无法用封隔器封隔的层段，也适用于裸眼井的油层改造。克服了笼统压裂改造效果差和机械分层易卡封的难点；本申请化学驱注采井解堵工艺解决化学驱注采矛盾，最大限度提高化学驱井组驱替效果，且成本低，见效快。实施后，预期1-2年内即可转化创效；解堵工艺中使用的暂堵球可悬浮于清水顶替液中，由于压开层位吸水能力大于未压开层位，因此暂堵球依靠此作用在顶替过程中嵌入压开层位对应炮眼，对其产生封堵作用，随后进行二次压裂，通过增大排量提高压力，实现对其他油层的压裂施工。结合油层纵向发育情况，不断重复此过程，实现不同油层的压裂解堵作用；本申请适用于化学驱注入井、注水井，可有效降低化学驱注入井注入压力，达到开发配注要求，解除生产井堵塞问题，提高采液强度，采用投球酸压工艺，核心是处理层位分级方法，变砂比加砂支撑、可溶性暂堵球数量设计以及现场作业方法。在工艺思路、整体施工设计方面具有一定创造性，整体达到国内先进水平。
附图说明
下面结合附图与具体实施方式对本发明作进一步说明
图1是本发明瓜尔胶压裂液体系使用过程示意图；
图2是本发明暂堵球随时间降解程度示意图。
具体实施方式
下面通过具体实施例详述本发明，但不限制本发明的保护范围。如无特殊说明，本发明所采用的实验方法均为常规方法，所用实验器材、材料、试剂等均可从商业途径获得。
实施例1
一种化学驱注采井解堵工艺，具体步骤如下：
A.检测待解堵油井各油层渗透率，以层间渗透率比值确定施工次数；
B.使用瓜尔胶压裂液体系(如图1)对油层堵塞处进行压裂，施工排量为4～5方/分钟，裂缝延伸半径控制在待解堵油井距的1/2以内；
C.制备盐酸：氢氟酸＝12％：3％，余量为水的土酸体系，对油层堵塞处进行酸化，施工排量与井口最大承压下排量相同；
D.使用瓜尔胶压裂液体系进行酸液顶替，施工排量为3方/分钟，顶替量为步骤C所述酸量的1/3；
E.采用40-70目石英砂对步骤B压裂产生的压开层位进行支撑，加砂排量为3方/米，加砂方式为四段连续式，第一段10％砂量，砂比为15％，第二段20％砂量，砂比为25％，第三段30％砂量，砂比为30％，第四段35％砂量，砂比为35％；
F.使用瓜尔胶压裂液进行顶替，顶替排量与所述步骤E加砂期间排量相同，顶替量为1.25倍井筒容积；
G.使用瓜尔胶压裂液体系向步骤E所述的压开层位泵入暂堵球进行暂堵，暂堵球直径为压开层位对应射孔孔径的1.5倍，暂堵球数量为压开层位射孔数量的1.25倍，泵入方式为随瓜尔胶压裂液以5方/分钟排量连续泵入,所述暂堵球材质为聚乙烯醇，密度为1g/cm3，粒径20mm，最高耐压65MPa，为水溶性物质，有效耐压时长72小时，72小时后完全降解(如图2)；
H.更换另一油层堵塞处继续使用步骤B～G进行操作，直至完成解堵操作。
实施例2
选取杜18块曙3-5-504井进行化学驱注采井解堵操作。
杜18块曙3-5-504井2017年转入化学驱，驱替井段1343.9-1407.4米，25.6米/13层，日注入量48方/天，初期注入压力12.5Mpa，后期上升至20Mpa处于注不进状态。A井暂堵压裂酸化解堵井段1343.9-1387.7米，井段厚度43.8米，射开23米/11层，中深1365.8米。该段储层属于中、低渗致密砂岩储层。
杜18块曙3-5-504井各项参数
化学驱注采井解堵操作具体步骤如下：
步骤一：起出井内管柱，采用本区块内产出液处理后的清水冲砂至人工井底。
步骤二：采用适宜通井规通井，并在压裂封隔器预坐封位置上下30米刮管2-3次，边刮边洗直至井口返出清水。
步骤三：下入压裂管柱，封隔器采用Y341压裂封隔器，坐封位置为油层上顶界以上30米避开套管接箍，压裂用油管采用N80外加厚压裂油管，油管规格依据井身结构对应选择，压裂井口采用KL65-70压裂井口。
步骤四：安装井口并试压合格后采用实施例1所述的解堵工艺进行解堵施工。
步骤五：施工后压力扩散4小时开始放喷，10MPa以上采用3mm油嘴进行放喷，10MPa以下采用5mm油嘴进行放喷，直至井口压力为0。
步骤六：起出井内压裂管柱，采用本区块内产出液处理后的清水冲砂至人工井底，下入注入管柱或生产管柱。
A井暂堵压裂酸化解堵后，新增吸水层4层，注入压力降低2Mpa，阶段增注6360方，对应井组阶段增油402吨。措施效果显著，证明暂堵压裂酸化解堵在化学驱注采井解堵方面具有一定的效果。
以上所述实施方式仅为本发明的优选实施例，而并非本发明可行实施的全部实施例。对于本领域一般技术人员而言，在不背离本发明原理和精神的前提下对其所作出的任何显而易见的改动，都应当被认为包含在本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (8)
1.一种化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，包括以下步骤：
S1.检测待解堵油井各油层渗透率，以层间渗透率比值确定施工次数，比值≤100时2次施工，比值≤1000时3次施工；
S2.使用瓜尔胶压裂液体系对油层堵塞处进行压裂，裂缝延伸半径控制在待解堵油井距的1/2以内；
S3.制备土酸体系，对油层堵塞处进行酸化，施工排量与井口最大承压下排量相同；
S4.使用瓜尔胶压裂液体系对油层堵塞处进行酸液顶替，顶替量为步骤S3所述酸量的1/3；
S5.采用石英砂对步骤S2压裂产生的压开层位进行支撑，加砂排量为2～3方/米，加砂方式为四段连续式，第一段10％砂量，砂比为15％，第二段20％砂量，砂比为25％，第三段30％砂量，砂比为30％，第四段35％砂量，砂比为35％；
S6.使用瓜尔胶压裂液对油层堵塞处进行顶替，顶替排量与所述步骤S5加砂期间排量相同，顶替量为1.25倍井筒容积；
S7.向步骤S5所述的压开层位泵入暂堵球进行暂堵，暂堵球直径为压开层位对应射孔孔径的1.5倍，暂堵球数量为压开层位射孔数量的1.25倍～1.5倍，泵入方式为随瓜尔胶压裂液以4～5方/分钟排量连续泵入；
S8.更换另一油层堵塞处继续使用步骤S2～S7进行操作，直至完成解堵操作。
2.根据权利要求1所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S2瓜尔胶压裂液体系施工排量为4～5方/分钟。
3.根据权利要求1所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S3中土酸体系组成为盐酸：氢氟酸＝12％：3％，余量为水。
4.根据权利要求1所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S4瓜尔胶压裂液体系施工排量为2～3方/分钟。
5.根据权利要求1所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S5中石英砂目数为40～70目。
6.根据权利要求1所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S7中使用的暂堵球材质为聚乙烯醇。
7.根据权利要求6所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S7中使用的暂堵球密度为密度为1～1.03g/cm3，粒径12～20mm，最高耐压65MPa。
8.根据权利要求7所述的化学驱注采井解堵工艺，其特征在于，所述步骤S7中使用的暂堵球有效耐压时长72小时。
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