一种地热钻井解堵液及地热钻井液解堵施工方法
文献发布时间:2023-06-19 12:08:44
技术领域
本申请属于地热钻井解堵技术领域,特别涉及一种地热钻井解堵液及 地热钻井液解堵施工方法。
背景技术
解堵液对钻井过程中钻井液中粘土、钻屑等细微固相颗粒进行溶解; 协同钻井液处理剂对钻井液中聚合物有机质残渣解除;通过对储层基质酸 化,增大近井地带渗透率钻井液含有的固体颗粒包括膨润土、重晶石粉、 铁矿粉、石灰石粉等加重材料和钻屑。固体颗粒侵入储层主要发生在储层 刚刚被打开,低压低储层对这些固体颗粒侵入很敏感,伤害尤为严重,这 种侵入可使储层渗透率减低710%以上。密度大的钻井液,可以取得较好的 井壁防塌效果,但也容易对地层造成伤害;常用的加重材料的重晶石和石 灰石硬度较低,在随钻过程中易粉碎成更加细小的颗粒,石灰石粉和铁矿 粉具有酸溶性。这些CaCO3等细小颗粒在压差作用下,进入产层孔喉和 裂缝形成堵塞,造成储层伤害。
水基钻井液中含有大量水、粘土矿物及滤失量大,造成较大程度的伤 害;油基钻井液中没有粘土。钻井液初滤失阶段最易损害储层,此时井壁 上未能形成致密保护性泥饼,导致固相颗粒、胶体及各种聚合物溶液集中 进入地层裂缝通道,储层渗透率下降,从而造成不易恢复的伤害。并且的, 常规正压钻井工艺,井筒压力大于地层压力,钻井液和滤液趋向于流入地 层,压差越大,驱动力越大,造成的结果是滤失量越大,钻井液进入地层 深度越深,影响储层渗透性,造成对储层的伤害,其进入的数量和深度均 随浸泡时间的增长而增加。
因此,提供一种新的地热钻井解堵液和钻井方法是本领域技术人员亟 需解决的技术问题。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中的缺陷,提供一种地热钻井解堵液 及地热钻井液解堵施工方法。
本发明的第一方面提供了一种地热钻井解堵液,包括主体酸液、添加 剂和水,所述主体酸液包括:盐酸、甲酸、有机膦酸和有机氟;所述添加 剂包括:铁离子稳定剂、缓蚀剂、黏土稳定剂、助排剂、破乳剂和互溶剂。
进一步的方案为,所述主体酸液各组分按重量百分比的组成为10%盐 酸、3%甲酸、5%有机膦酸、2%有机氟。
进一步的方案为,所述铁离子稳定剂为醋酸纤维素,缓蚀剂为 SHJF-94,黏土稳定剂为NH
进一步的方案为,所述添加剂各组分按重量百分比的组成为0.3%醋酸 纤维素、1%SHJF-94、1%NH
进一步的方案为,各组分按重量百分比的组成为10%盐酸、3%甲酸、 5%有机膦酸、2%有机氟、0.3%醋酸纤维素、1%SHJF-94、1%NH
本发明的第二方面,提供了一种地热钻井液解堵施工方法,包括以下 步骤:
S1:依据公式
S2:依据公式
S3:依据公式
S4:根据所述侵入带深度、注入速度和注入强度将地热钻井解堵液注 井解堵。
进一步的方案为,所述注入速度为0.03m3/min·h-0.14m3/min·h; 地热钻井解堵液对岩心块溶蚀率为0.06,解堵半径为2.0m-3.0m,解堵液 注入强度为2.11m3/m-4.78m3/m。
与现有技术相比,本发明的有益效果在于:
(1)本发明的解堵液体系有良好的表/界面张力性能;解堵液体系储 层岩屑(钻屑)反应后的残酸与储层原油破乳性能良好。
(2)本发明解堵液体系具有在高PH值环境下抑制氟化物沉淀的能力, 降低二次沉淀对储层伤害风险。
(3)本发明能较好的解除钻井过程中无机固相污染对储层伤害,同 时能对裸眼段壁面进行清洗,沟通壁面有效通道。
(4)本发明的解堵液体系自身配伍性良好,解堵液体系残酸和地热 钻井液处理剂与地层水配伍性能良好,降低了因不配伍造成储层伤害因 素。
(5)通过确定地热钻井解堵液的侵入带深度、注入速度和注入强度, 可保证解堵液在钻井过程中最大程度发挥作用,减小热储层伤害。
附图说明
以下附图仅对本发明作示意性的说明和解释,并不用于限定本发明的 范围,其中:
图1a-图1g:不同酸液溶蚀性能折线图;
图2:解堵液体系溶蚀性能。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案、设计方法及优点更加清楚明了,以 下结合附图通过具体实施例对本发明进一步详细说明。应当理解,此处所 描述的具体实施例仅用于解释本发明,并不用于限定本发明。
实验例1
主体酸液的选择
请参照图1a-图1g,由不同酸液溶蚀性能折线图得出:同一酸液对钻 屑溶蚀率比岩屑高;有机氟溶液能缓慢释放F-,减少二次沉淀生成,因此, 确定主体酸液各组分按重量百分比的组成为10%盐酸、3%甲酸、5%有机膦 酸、2%有机氟。在该组分下溶蚀前后X-衍射结果显示,无二次沉淀物组分 生成。
实验例2
缓蚀剂的选择
请参照表1,由不同缓蚀剂性能结果比较可知,1%SHJF-94作为缓蚀 剂,腐蚀速率最慢,因此,选用1%SHJF-94作为缓蚀剂。
表1:不同缓蚀剂性能结果
实验例3
黏土稳定剂的选择
请参照表2,1%NH
表2:不同粘土稳定剂防膨性能结果
实验例4
助排剂的选择
请参照表3,不论温度是是室温还是60℃,浓度为0.5%G518-XZ降低 表面张力效果最好,因此,选用浓度为0.5%的G518-XZ作为助排剂。
表3:不同助排剂性能结果
实验例5
破乳剂的选择
请参照表4,不论温度是是室温还是60℃,G503-PRJ作为破乳剂的脱 水率最高,因此选用浓度为0.1%的G503-PRJ作为破乳剂。
表4:不同破乳剂脱水结果
实验例6
铁离子稳定剂的选择
请参照表5,因为铁离子稳定剂对于井下套管可以起到保护作用,避 免酸液腐蚀套管,因此,选用0.3%CA作为铁离子稳定剂。
表5:不同铁离子稳定剂络合性能
实验例7
互溶剂的选择
请参照表6,EGME和DMSO的互溶剂添加量相同,因此,选用EGME或 DMSO作为互溶剂,可选的,将EGME作为互溶剂。
表6:不同互溶剂的互溶性能结果
因此,本发明的第一方面提供了一种地热钻井解堵液,各组分按重量 百分比的组成为10%盐酸、3%甲酸、5%有机膦酸、2%有机氟、0.3%醋酸纤 维素(CA)、1%SHJF-94、1%NH4Cl、0.5%G511-NWJ、0.5%G518-XZ、 0.1%G503-PRJ、1.5%乙二醇乙醚(EGME),余量为水。
如图2所示,地热钻井解堵液对岩屑2h的溶蚀率为30.33%、4h溶蚀 率为38.4%,对钻屑2h的溶蚀率为43.68%、4h溶蚀率为51.7%;对钻井 液滤饼2h解除率达到62.53%、4h解除率达到87.45%,能较好的解除钻井 过程中无机固相污染对储层伤害,同时能对裸眼段壁面进行清洗,沟通壁 面有效通道。
本发明的第二方面,提供了一种地热钻井液解堵施工方法,包括以下 步骤:
S1:依据公式
S2:依据公式
S3:依据公式
S4:根据所述侵入带深度、注入速度和注入强度将地热钻井解堵液注 井解堵。
其中,钻井液由于压差的作用,其滤液会侵入地层中,利用质量守恒 原理推导定量计算钻井液滤液侵入深度公式。
岩心单位截面积滤失量为:Q
井筒内表面积为:S
总滤失量为:Q=S
滤液占据孔隙体积饱和度为S%,滤失带中滤液体积为Q1:
根据质量守恒定律:
其中,
滤失带深度:
表7钻井液侵入带深度计算输入参数
求得钻井液侵入带深度rd为:35.8cm。
表8不同污染程度(S)和流度系数下(kh/μ)最佳注入速度(单位:m3/min.h)
请参照表8,考虑到工程实施,影响注入速度的主要因素有①安全可 靠的工作压力上限;②管柱尺寸及结构;③液体摩阻大小;④储层厚度、 渗透率;⑤地层流体和注入液粘度;⑥地层压力、破裂压力等;⑦注入设 备能力。以上因素和问题通过油田资料确认后,便可以应用计算,并结合 油田施工现场经验来确定注入速度,结合目标区储层伤害特征,可确定解 堵液最大注入速度。依据公式:
最佳注入速度由表皮系数和流度系数决定,建议最佳注入速度介于 0.03 m3/min.h-0.14m3/min.h。
解堵液对岩心块溶蚀率(5%-8%),本实施例中设计为0.06,解堵半 径设为2.0m-3.0m,解堵液注入强度为2.11m3/m-4.78m3/m,具体请参照 表9。
表9不同解堵半径与溶蚀率所需的解堵液量
以上已经描述了本发明的各实施例,上述说明是示例性的,并非穷尽 性的,并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范 围和精神的情况下,对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更 都是显而易见的。本文中所用术语的选择,旨在最好地解释各实施例的原 理、实际应用或对市场中的技术改进,或者使本技术领域的其它普通技术 人员能理解本文披露的各实施例。
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