一种修井压井液及其修井压井方法与流程

本发明涉及石油天然气开采中的井筒工程，特别涉及一种修井压井液及其修井压井方法。

背景技术：

1、埋藏在地下千米或几千米的石油和天然气，是宝贵的地下资源，是国家现代化建设和人民物质文化生活与人类文明发展所不可缺少的重要资源。井下作业是对油田中石油勘探开发过程中保证油水井正常生产的技术手段，然而油、水井在长期的生产过程中，由于不停顿地受到地下油、气、水的腐蚀，逐渐老化，会出现各种不同类型的故障，从而导致油水井不能正常生产，甚至停产。

2、油田修井作业质量的好坏，直接影响着企业的经济发展。油田修井作业故障不仅会造成石油企业经济利益的损失，严重时还会引起重大的安全事故。因而，做好油田修井的相关工作，优化修井环节，对保障工人生命财产安全提升企业经济效益具有重要的意义。

3、目前，低压底渗低漏井修井普遍存在，其中有些井产量中硫硫化氢含量较高，油管存在多处穿孔、严重腐蚀甚至断裂。对此，一般采用密度高于1的盐水或者清水修井液压井，这样必然会造成低压层的漏失，压井压而不稳，如果反复压井，必然引起井下情况复杂，增加了作业的难度和井下不安全因素；而采用传统暂堵剂存在堵封时不严密，出现漏气、压井失败，导致密封通道内压力达不到预期效果，后期采集时，无法复产，同时反复漏失和压井，会加大气层的水相圈闭损害，造成修井后气井产能的更加大幅度下降，不仅增加了修井成本，修井作业周期也大大延长，导致产量降低。

4、同样，针对低渗透气井，反复漏失和压井也将会加大气层的水相圈闭损害，造成修井后气井产能的大幅度下降，作业周期也大大延长，经济损失大。尤其针对高含硫化氢的气井安全环保风险极大。

5、目前无压井技术、无压井液体系技术、现场施工作业处于瓶颈状态，均是凭经验作业，不能实现修井作业的最佳目的，大大降低了油田的开发效益，安全风险随时存在，且中毒死亡事故时有发生。

6、因此，本领域亟需提出一种对修井压井液配方和修井压井方法进行进一步研究，从而解决现有技术的缺陷。

技术实现思路

1、本发明的目的是提出一种修井压井液，其原料简单易得，具有良好的修井效果。

2、实现本发明目的所采用的技术方案是：一种修井压井液，包括基液和辅料，其中，基液为纯水、氯化钙液体或坂土浆；辅料为氯化钾、胶凝剂、杀菌剂、消泡剂、表面活性剂、交联剂或酸碱度控制剂中的一种以上。

3、进一步地，胶凝剂为明胶或卡拉胶；杀菌剂为氯气、二氧化氯、溴、臭氧或过氧化氢；消泡剂为聚硅氧烷消泡剂或聚醚改性硅油；表面活性剂为烷基醚羧酸盐或二聚体；交联剂为过氧化二异丙苯或二亚乙基三胺；酸碱度控制剂为石灰、碳酸钠、硫酸、二氧化硫或苛性钠。

4、进一步地，氯化钾、胶凝剂、杀菌剂、消泡剂、表面活性剂、交联剂和酸碱度控制剂在压井液中的体积百分比分别为2％、2.5％、1％、2％、3％、2.5％、1％。

5、本发明的另一目的是提出一种修井压井方法，本方法易于操作，可实现施工参数的实时监测，实用性强。

6、实现本发明另一目的所采用的技术方案是：一种修井压井方法，具体包括以下步骤：

7、步骤s1，配置压井液：采集井筒周边的环境数据，然后计算压井液的功能参数，并根据功能参数配置对应的压井液；

8、步骤s2，注入压井液：将压井液装入搅拌罐中进行搅拌，然后注入井中；

9、步骤s3，开井观察：读取井口检测装置上的数据；

10、步骤s4，井口控制：采集施工参数传输至远程控制系统，远程控制系统对参数进行分析，反馈实时调整信息并输出施工结果。

11、进一步地，在步骤s4之后还包括以下步骤：步骤s5，如果数据结果显示平衡则结束施工，如果显示不平衡则进行第二次压井。

12、进一步地，在步骤s2中，注入压井液之前还包括替入前置液步骤，在如何压井液之后还包括替入后置液步骤。

13、进一步地，在步骤s1中，井筒周边的环境数据包括地层压力、井口压力、井口温度梯度和井底压力。

14、进一步地，在步骤s2中，注入压井液的注入排量为0.3～0.5l/min，泵压压力3～5mpa。

15、进一步地，第二次压井时还在压井液中加入了支撑剂。

16、本发明的有益效果在于：本发明的压井液可实现严密封堵，保证不漏气，避免反复漏失和压井，大大减少了经济损失。采用本发明的修井方法可实时监修井过程中的数据，对修井过程进行严格把控，提高修井质量，防止反复修井。

技术特征：

1.一种修井压井液，其特征在于，包括基液和辅料，其中，基液为纯水、氯化钙液体或坂土浆；辅料为氯化钾、胶凝剂、杀菌剂、消泡剂、表面活性剂、交联剂或酸碱度控制剂中的一种以上。

2.根据权利要求1所述的修井压井液，其特征在于，胶凝剂为明胶或卡拉胶；杀菌剂为氯气、二氧化氯、溴、臭氧或过氧化氢；消泡剂为聚硅氧烷消泡剂或聚醚改性硅油；表面活性剂为烷基醚羧酸盐或二聚体；交联剂为过氧化二异丙苯或二亚乙基三胺；酸碱度控制剂为石灰、碳酸钠、硫酸、二氧化硫或苛性钠。

3.根据权利要求1或2所述的修井压井液，其特征在于，氯化钾、胶凝剂、杀菌剂、消泡剂、表面活性剂、交联剂和酸碱度控制剂在压井液中的体积百分比分别为2％、2.5％、1％、2％、3％、2.5％、1％。

4.一种修井压井方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

5.根据权利要求4所述的修井压井方法，其特征在于，在步骤s4之后还包括以下步骤：步骤s5，如果数据结果显示平衡则结束施工，如果显示不平衡则进行第二次压井。

6.根据权利要求4或5所述的修井压井方法，其特征在于，在步骤s2中，注入压井液之前还包括替入前置液步骤，在如何压井液之后还包括替入后置液步骤。

7.根据权利要求4或5所述的修井压井方法，其特征在于，在步骤s1中，井筒周边的环境数据包括地层压力、井口压力、井口温度梯度和井底压力。

8.根据权利要求4所述的修井压井方法，其特征在于，在步骤s1中，井筒周边的环境数据包括地层压力、井口压力、井口温度梯度和井底压力。

9.根据权利要求4、5或8所述的修井压井方法，其特征在于，在步骤s2中，注入压井液的注入排量为0.3～0.5l/min，泵压压力3～5mpa。

10.根据权利要求5所述的修井压井方法，其特征在于，第二次压井时还在压井液中加入了支撑剂。

技术总结
本发明属于石油天然气开采中的井筒工程技术领域，公开了一种修井压井液，其包括基液和辅料，其中，基液为纯水、氯化钙液体或坂土浆；辅料为氯化钾、胶凝剂、杀菌剂、消泡剂、表面活性剂、交联剂或酸碱度控制剂中的一种以上。本发明的压井液原料简单易得，具有良好的修井效果。本发明还提出一种修井压井方法，具体步骤为：S1，配置压井液：采集井筒周边的环境数据，然后计算压井液的功能参数，并根据功能参数配置压井液；S2，注入压井液：将压井液装入搅拌罐中进行搅拌，然后注入井中；S3，开井观察：读取井口检测装置上的数据；S4，井口控制：采集施工参数传输至远程控制系统，远程控制系统对参数进行分析，反馈实时调整信息并输出施工结果。

技术研发人员：黄有为
受保护的技术使用者：南智（重庆）能源技术有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/1/15