CN1884792A - 纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 - Google Patents
纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1884792A CN1884792A CN 200510077296 CN200510077296A CN1884792A CN 1884792 A CN1884792 A CN 1884792A CN 200510077296 CN200510077296 CN 200510077296 CN 200510077296 A CN200510077296 A CN 200510077296A CN 1884792 A CN1884792 A CN 1884792A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- fiber composite
- reservoir
- sand control
- fiber
- 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.)
- Pending
Links
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims abstract description 126
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 141
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 53
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 29
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 24
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 24
- FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-trimethylbenzene Chemical compound CC1=CC=CC(C)=C1C FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 18
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Natural products C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- JLBJTVDPSNHSKJ-UHFFFAOYSA-N 4-Methylstyrene Chemical compound CC1=CC=C(C=C)C=C1 JLBJTVDPSNHSKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- UIAWOAXBLQATMU-UHFFFAOYSA-N azanium 5-hexadecyl-2,3,4-trimethylbenzenesulfonate Chemical group CCCCCCCCCCCCCCCCC1=CC(=C(C(=C1C)C)C)S(=O)(=O)[O-].[NH4+] UIAWOAXBLQATMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 betaine amine Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims description 5
- LHYSDIRSUNHTMJ-UHFFFAOYSA-N o-ethylhydroxylamine;hydrobromide Chemical compound Br.CCON LHYSDIRSUNHTMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 5
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 4
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000002241 glass-ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 125000003011 styrenyl group Chemical group [H]\C(*)=C(/[H])C1=C([H])C([H])=C([H])C([H])=C1[H] 0.000 claims 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 4
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 120
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 17
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 8
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical group 0.000 description 1
- 229940099352 cholate Drugs 0.000 description 1
- BHQCQFFYRZLCQQ-OELDTZBJSA-N cholic acid Chemical compound C([C@H]1C[C@H]2O)[C@H](O)CC[C@]1(C)[C@@H]1[C@@H]2[C@@H]2CC[C@H]([C@@H](CCC(O)=O)C)[C@@]2(C)[C@@H](O)C1 BHQCQFFYRZLCQQ-OELDTZBJSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 150000002632 lipids Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Abstract
本发明涉及石油天然气井防砂工艺方法以及在防砂施工中所采用的处理剂配方。利用纤维互相勾结形成三维网状结构，控制储层出砂的工艺措施及采用的处理剂配方。特征是：首先利用压裂车和地面管汇将预处理液挤入储层；再利用盐水基清洁压裂液进行初步压裂；第三用纤维复合体进行主压裂；最后进行替挤，完成防砂施工。效果是：解除油井储层原有的损害；改善渗流条件；井眼周围充填形成纤维复合体环；提高油气井产能；实现无筛管防砂，节省了油井筛管成本，方便修井作业，为以后重复防砂作业创造条件。
Description
所属技术领域
本发明涉及石油天然气开采技术领域中的一种油井防砂工艺方法以及在防砂施工中所采用的处理剂配方，特别涉及在胶结疏松的油气藏修井过程中，利用纤维互相勾结形成三维网状结构，控制储层出砂的工艺措施及采用的处理剂配方。
背景技术
目前，油井防砂技术主要分为三大类。1、采用机械防砂，如中国专利公告号2637724；2、利用化学树脂类的化学防砂，如中国专利公开号1168407；实施充填技术进行防砂，如中国专利公告号2530030。有时利用多种方法结合使用，收到了一定的防砂效果，但这些防砂技术还存在不足，防砂效果不明显。现有的油井防砂技术不足主要表现在：
1、目前所采取的防砂技术需要使用筛管。筛管会增加流体流入井筒的附加阻力，影响防砂后油气井的产能，降低油井产量。如目前常用的砾石充填防砂工艺。这种工艺为了保证防砂效果通常采用砾石充填与筛管配合使用。又如近年来发展起来的压裂充填防砂工艺，同样需要与砾石充填、筛管配合使用，才能收到一定的防砂效果。
2、传统的防砂技术对储层有一定的损害。目前常用的树脂化学防砂和筛管砾石充填、机械防砂都在一定程度上对储层造成损害。如树脂固防砂其表皮系数为：6～22；砾石筛管外充填防砂其表皮系数为：8～33；砾石筛管内充填防砂其表皮系数为：15～40。表皮系数越大，说明造成地层损害越严重。表皮系数为0，说明地层没有受到损害。
3、近年来研制的树脂涂层砂充填防砂技术，由于树脂的有效期较短；充填时在一些炮眼内没有被充填或没有被完全填充，砂通过没有被充填的炮眼进入油井内，从而降低了防砂效果。
目前传统的防砂技术存在许多不足，防砂技术的研究方向应当是：在防砂的同时减少对产能的影响乃至提高油井产能；防砂技术必须从单一防砂向防砂、储层保护、提高产能的多目标发展。
发明内容
本发明的目的是提供一种纤维复合无筛管防砂技术及处理剂配方，以实现：①将防砂与储层保护结合。防砂过程中实现对储层有效保护。储层保护是防砂技术的重要组成部分。②将防砂与储层改造结合。防砂的同时应达到油气井的产能得到提高，不能将砂防住了，油气不出了。使用压裂技术，大幅度增加泄气面积，大幅度提高油气井的产能。③采用无筛管防砂，打破防砂必须采用筛管的传统做法。节省筛管成本；方便修井作业；为重复防砂作业创造条件。
本发明解决其技术问题所采取的技术方案是：
为了满足防砂技术发展要求，本发明采用一种新防砂方法——纤维复合无筛管防砂技术。纤维复合防砂的核心是利用纤维的弯曲、卷曲、螺旋型，互相勾结形成稳定的三维网状结构的纤维复合体，将砂粒束缚于三维网状结构中，形成较为牢固的过滤体。这种过滤体具有较好的渗透率，将纤维复合体充填到压开的储层裂缝中，提高油气渗透率。另外，由于出砂层段岩层较软，纤维复合体还可以充填在水泥环的周围，形成环状的外充填纤维复合体挡砂环，达到防砂的目的。该技术实现储层保护、储层改造、无筛管防砂，形成复合型防砂技术。
纤维复合无筛管防砂技术包括：软纤维稳砂剂储层预处理工序；盐水基清洁压裂液测试压裂工序；纤维复合体主压裂工序；替挤工序。
1、软纤维稳砂剂储层预处理工序
胶结疏松的细粉砂油气藏储层砂砾非常细，要防住这么细的粉砂非常难，因此，纤维复合无筛管防砂作业第一步需要对储层进行预处理。即利用压裂车和地面管汇将软纤维预处理液挤入储层，挤入流量为0.3～1.0立方米/分钟之间。软纤维预处理液的挤入量为每米储层厚度在1.0～2.0立方米之间。软纤维预处理液中含有水、粘土防膨剂以及软纤维稳砂剂。其中粘土防膨剂含量需要现场施工人员结合井下地址情况确定；软纤维预处理液中软纤维稳砂剂的含量为10～15千克/立方米。软纤维稳砂剂主要是阳离子聚合物。阳离子聚合物如：苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物；又如：丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵共聚物的混合物；再如：苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物和丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵共聚物的混合物，两组分重量百分比为1∶1～5之间。
在这种软纤维稳砂剂中的软纤维是一种长链带支链的阳离子聚合物，支链带有阳离子基团，这种软纤维稳砂剂中的软纤维在水溶液中靠电性作用，会自然展开。当软纤维进入储层，软纤维带正电支链将吸附储层中的细粉砂，成为较大的细粉颗粒的集合体，变成类似较大颗粒，这样就降低了细粉砂的启动速度，提高了细粉砂的启动压差，使细粉砂的临界流速增大，防止细粉砂的运移，具有一定的稳砂固砂作用，达到防细粉砂的功效。其原理见图1。
2、盐水基清洁压裂液进行初步压裂工序
压裂车以阶梯升排量或阶梯降排量，将10～20立方米盐水基清洁压裂液对储层进行初步压裂，每个阶梯排量下稳定30-60秒。然后停泵测压。如阶梯升排量范围：0.2立方米/分钟、0.4立方米/分钟、0.6立方米/分钟、0.8立方米/分钟、1.0立方米/分钟、1.2立方米/分钟和1.24立方米/分钟。
盐水基清洁压裂液是：由密度为1.02～1.6克/立方厘米的盐水、软纤维稳砂剂、粘弹性表面活性剂组成。其各组分重量比为：盐水为100份；软纤维稳砂剂为0.1～2份；粘弹性表面活性剂2～8份。密度为1.02～1.6克/立方厘米的盐水是根据储层岩性的要求，使用氯化钠、氯化钾、氯化钙、溴化钙等胆盐或几种盐混合配制。软纤维稳砂剂是苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物和丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵共聚物的混合物。粘弹性表面活性剂是：椰油基羟乙基溴化铵、十六烷基三甲基苯磺酸铵盐或甜菜碱氧化胺。也可以是：椰油基羟乙基溴化铵或十六烷基三甲基苯磺酸铵盐和甜菜碱氧化胺的混合物，混合配比无特殊限制。
本发明清洁压裂液作为携砂液，不含聚合物的流体，清洁压裂液的关键技术就是粘弹性表面活性剂，不会在裂缝面形成滤饼，没有任何残渣留在支撑剂带，它能够避免聚合物压裂带来的损害。目前，常规的防砂技术使用的聚合物基压裂液，在压开的储层裂缝表面形成滤饼，油气产生时，聚合物基压裂液的残渣吸附在支撑剂的表面，降低导流能力。
3、纤维复合体主压裂工序
主压裂是利用压裂车、地面管汇和混砂罐，往油井内注入前置液，然后用盐水基清洁压裂液作为携砂液，将纤维复合体携带到井筒水泥环周围和压开的裂缝中。施工完成后在裂缝与水泥环周围形成纤维复合体防砂层。纤维复合体的用量一般在2～30立方米之间。
纤维复合体是由支撑剂和纤维组成。纤维复合体中的支撑剂可以是陶粒，也可以是石英砂或树脂涂层砂。纤维复合体中的纤维可以是玻璃纤维或陶瓷纤维或碳纤维或玻璃纤维与陶瓷纤维的混合物。
纤维复合体配比为：每立方米支撑剂中加入5-30公斤纤维。
纤维复合体中支撑剂可以是陶粒，可以是石英砂，可以是树脂涂层砂，也可以是树脂涂层陶粒。陶粒支撑剂其分选性好，抗压性高，破碎率低，导流性能好，但价格高；石英砂支撑剂，它的分选、抗压、导流等性能都低于陶粒支撑剂，但其价格低，对于储层不深，即闭合压力较低的油井，石英砂能够满足施工和防砂要求。
纤维复合体是纤维和支撑剂组成的一种复合体。完成施工后纤维复合体被挤入地层裂缝与水泥环周围，形成完整的纤维复合体防砂层。利用纤维的弯曲、卷曲和螺旋交叉，互相勾结形成稳定的三维网状结构，将支撑剂束缚于其中，形成较为牢固的过滤体，起到过滤防砂作用。同时，形成的过滤体又具有相当好的渗透率，降低了表皮系数，提高油气产量。形成的过滤体达到或超过筛管充填技术的效果，不采用筛管，仍然具有与防砂筛管同样的效果。其原理见图6。
4、替挤工序
完成挤入纤维复合体后，泵入顶替液，将纤维和支撑剂混合物体顶替到水泥环外和储层裂缝中去，停泵憋压，完成纤维复合无筛管防砂工艺全过程。
纤维对支撑剂渗透率影响的试验：使用盐水基清洁压裂液作为携砂液，用2％KCL溶液作为渗透率测试液，分别对树脂涂层砂、2％纤维与树脂涂层砂在不同闭合压力下的渗透率进行实验研究。在7.0MPa闭合压力下，复合体渗透率高于树脂14.6％，在该闭合压力条件下，纤维的加入可以较大程度改善复合体的渗透性。在14.0MPa闭合压力下，复合体渗透率高于树脂砂3％，在该闭合压力条件下，纤维的加入在一定程度改善复合体的渗透性。在21.0MPa闭合压力下，复合体渗透率低于树脂砂5％，在该闭合压力条件下，纤维的加入使树脂砂的渗透性稍微有所降低，对纤维复合体的渗透率影响不大。
纤维复合体强度的试验：分别对树脂涂层砂、1.5％纤维与树脂涂层砂在盐水基清洁压裂液中，55℃下固化72小时，对固结体的抗压强度进行实验研究，纤维可以使涂层砂的抗压强度提高50％左右。
本发明纤维复合无筛管防砂工艺的有益效果是：
1、解除储层原有的损害
纤维复合体无筛管防砂工艺技术系统中使用端部脱砂压裂技术，将储层压开缝，用纤维和支撑剂混合物充填其中，并实现端部脱砂，形成短宽的高导流能力缝带。储层在钻井完井、试气、修井等作业中所受到的污染损害都是在近井带，对于高渗透层而言，污染损害带在3米以内，端部脱砂压开的短缝也远大于其污染损害半径，能够穿透其污染损害带，能够解除储层原有的损害消除，实现了对储层有效保护。
2、改善渗流条件
纤维复合体无筛管防砂工艺技术系统中使用端部脱砂压裂技术，将储层压开裂缝，使原来的径向流改善为拟线形流，减小近井压力梯度，降低了近井地带压降，大大降低井眼周围的气体流动速度(见图7)，改善油气的流动条件，提高油气产量。减小近井压力梯度和解除近井地带污阻压降，大大降低气体流动速度，从而达到增产与防止地层出砂的双重目的。
3、在井眼水泥环周围充填形成纤维复合体环
对储层为软泥砂岩，胶结性差，的储层在压开地层时，沿最大主应力方向压开裂缝的同时，在井眼的周围充填形成一个纤维复合体环，纤维复合体环的渗透率较储层原有的渗透率高，改善了非裂缝渗透率，油气井的产能得到了提高。
4、形成牢固的过滤体
使用纤维的弯曲、卷曲、螺旋型，互相勾结形成稳定的三维网状结构，将砂粒束缚于其中，固定树脂涂层砂，形成较为牢固的过滤体，达到类似筛管充填同样的效果，达到无筛管防砂。节省了油井筛管成本；方便修井作业；为以后重复防砂作业创造条件。
附图及附图的简要说明
图1纤维稳砂原理图
图2 20℃下清洁压裂液流变性
图3清洁压裂液的粘温曲线
图4盐水基清洁压裂抗剪切性能
图5体系破胶后和盐湖水的粘温关系
图6纤维复合体防砂原理图
图7纤维复合无筛管防砂原理图
图8纤维复合防砂主压裂施工图
图9涩3-18纤维复合防砂效果图
具体实施方式
根据涩北气田储层压力系数高的特点，采用了盐水基清洁压裂液体系。对盐水基清洁压裂液在20℃条件下的流变性、体系的粘温关系，抗剪切性能、以及体系破胶后和盐湖水的粘温关系进行实验研究，实验结果见图2～图5。盐水基清洁压裂液体系为幂律流体，具有良好的剪切稀释性能；在小于45℃下，粘度基本不随温度变化，在高于45℃，体系的粘度随温度的升高而增大，该体系易泵送，具有良好的携砂性能，在储层条件下滤失小，效率高；该体系具有良好的抗剪切性能，其增粘机理是表面活性剂形成棒状胶束，与聚合物交联压裂液不同，不会在剪切时断链，在剪切条件下胶束的缠绕被破坏后，就达到一定平衡，其粘度就不会进一步降低；体系破胶后的粘度比盐水基液粘度还低，棒状胶束转化为很小的球状胶束，该体系破胶容易、彻底，容易返排。
实施例：该发明在涩北气田的涩3-18井进行防砂实施。涩北气田储层的埋深在540～1740米之间，地层的闭合压力在14.0MPa左右，在该闭合压力下石英砂的破碎率较低，可以满足储层需要。另外，考虑到纤维复合体的耐冲刷强度，选用粒度为0.3～0.6毫米的树脂涂层石英砂为纤维复合体中的支撑剂。涩3-18井防砂层段为1241.0～1251.0米和1254.4～1256.5米，有效厚度为12.1米，总厚度为15.5米。该段储层泥质含量为45％，孔隙度为31％，渗透率为51×10-3μm2，含气饱和度为62％。
1、纤维稳砂剂储层预处理工序
使用直径为73毫米的加厚油管下到防砂层顶部以上100米处，利用压裂车和地面管汇将12立方米的软纤维预处理液挤到储层，挤入流量为0.8立方米/分钟，对储层进行稳砂处理。纤维预处理液中软纤维稳砂剂的含量为11千克/立方米。纤维稳砂剂是由为苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物和丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵共聚物的混合物，各种组分重量百分比为：1∶2。
2、盐水基清洁压裂液进行初步压裂工序
压裂车以阶梯升排量或阶梯降排量用15立方米盐水基清洁压裂液对储层进行初步压裂。本次采用阶梯升排量对储层进行初步压裂。排量范围：0.2立方米/分钟、0.4立方米/分钟、0.6立方米/分钟、0.8立方米/分钟、1.0立方米/分钟、1.2立方米/分钟和1.24立方米/分钟，每个排量下稳定50秒。停泵20分钟后测压力。
使用的盐水基清洁压裂液是：由密度为1.08克/立方厘米的盐湖水+1％软纤维稳砂剂(苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物和丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵共聚物1∶1的混合物)+3％粘弹性表面活性剂(椰油基羟乙基溴化铵和十六烷基三甲基苯磺酸铵盐1∶1的混和物。
3、纤维复合体主压裂工序
利用压裂车、地面管汇和混砂罐，以2.4立方米/分排量往油井内注入10立方米前置液，以2.4立方米/分排量用40立方米携砂液以砂比为10～40％，将8立方米纤维和树脂涂层砂的纤维复合体带到井筒和压开的裂缝中，压力在20～39MPa之间。纤维复合体是由支撑剂和纤维组成。支撑剂树脂涂层砂石英砂。纤维复合体配比为：每立方米支撑剂中加入20公斤陶瓷纤维。
4、替挤工序
完成注入纤维复合体后，泵入顶替液50立方米，将纤维复合体替挤到储层裂缝中去，停泵，憋压30分钟。完成涩3-18井纤维复合无筛管防砂工艺全过程。
图8是涩3-18井主压裂使用的施工曲线。
本井在防砂施工前，日产气4.5×104立方米，出砂严重，影响气井正常生产。使用无筛管纤维复合防砂作业后，该井日产气10×104立方米；不产水，不出砂。现已正常生产2年，目前该井日产气量为9.5×104立方米左右。见图9。
Claims (14)
1、一种应用于油气井的纤维复合无筛管防砂工艺，其特征在于：
A、软纤维稳砂剂储层预处理：利用压裂车(或水泥车)和地面管汇将预处理液挤入储层，挤入流量为0.3～1.0立方米/分钟之间，挤入量为：1.0～2.0立方米/米储层厚度，预处理液中含有软纤维稳砂剂，其中软纤维稳砂剂的含量为10～15千克/立方米；
B、盐水基清洁压裂液进行初步压裂：采用压裂车将10～20立方米盐水基清洁压裂液对储层进行初步压裂；
C、纤维复合体主压裂：进行主压裂，利用压裂车、地面管汇和混砂罐，往油井内注入前置液、携砂液将纤维与支撑剂混合物带入地层，混合物的量为5～30立方米，排量为1～4立方米/分钟，纤维复合体配比为：每立方米支撑剂加入5～30公斤纤维；
D、替挤：完成注入纤维复合体后，泵入顶替液，将纤维复合体替挤到储层裂缝中去，停泵憋压。
2、一种油井防砂软纤维稳砂剂，主要应用于纤维复合无筛管防砂工艺中，其特征在于：软纤维稳砂剂是阳离子聚合物。所述的阳离子聚合物是苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物；或是丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵共聚物；或是苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物与丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵共聚物的混合物，两组分重量百分比为：1∶1～5。
3、一种油井清洁压裂液，主要应用于纤维复合无筛管防砂工艺中，其特征在于：清洁压裂液配方是：由密度为1.02～1.6克/立方厘米的盐水、软纤维稳砂剂、粘弹性表面活性剂组成。其各组分重量比为：盐水为100份；软纤维稳砂剂为0.1～2份；粘弹性表面活性剂2～8份。
4、如权利要求3所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的软纤维稳砂剂是苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物。
5、如权利要求3所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的软纤维稳砂剂是丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵共聚物。
6、如权利要求3所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的软纤维稳砂剂是苯乙烯、甲基苯乙烯、丙烯酸酯、三甲苯烯丙基氯化铵共聚物与丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵共聚物的混合物，两组分重量百分比为：1∶1～5。
7、如权利要求3或4或5或6所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的粘弹性表面活性剂为椰油基羟乙基溴化铵。
8、如权利要求3或4或5或6所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的粘弹性表面活性剂为十六烷基三甲基苯磺酸铵盐。
9、如权利要求3或4或5或6所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的粘弹性表面活性剂为甜菜碱氧化胺。
10、如权利要求3或4或5或6所述的盐水基清洁压裂液，其特征在于：所述的粘弹性表面活性剂为椰油基羟乙基溴化铵、十六烷基三甲基苯磺酸铵盐和甜菜碱氧化胺两种或三种的混合物。
11、一种油井防砂纤维复合体，主要应用于纤维复合无筛管防砂工艺中，其特征在于：纤维复合体是由支撑剂和纤维组成，每立方米支撑剂中含有纤维5～30公斤。
12、如权利要求11所述的油井防砂纤维复合体，其特征在于：所述的纤维是玻璃纤维。
13、如权利要求11所述的油井防砂纤维复合体，其特征在于：所述的纤维是陶瓷纤维。
14、如权利要求11所述的油井防砂纤维复合体，其特征在于：所述的纤维是玻璃纤维与陶瓷纤维混合物。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN 200510077296 CN1884792A (zh) | 2005-06-23 | 2005-06-23 | 纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN 200510077296 CN1884792A (zh) | 2005-06-23 | 2005-06-23 | 纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1884792A true CN1884792A (zh) | 2006-12-27 |
Family
ID=37583090
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN 200510077296 Pending CN1884792A (zh) | 2005-06-23 | 2005-06-23 | 纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1884792A (zh) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101942296A (zh) * | 2010-09-10 | 2011-01-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种纤维复合防砂材料及其制备方法 |
| CN102952534A (zh) * | 2012-10-16 | 2013-03-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低损害型压裂液和压裂方法 |
| CN103013486A (zh) * | 2012-10-16 | 2013-04-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法 |
| CN105569626A (zh) * | 2014-10-11 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井压裂防砂的方法 |
| CN105694841A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-06-22 | 浙江大川新材料股份有限公司 | 采油携砂液处理剂的制备方法 |
| CN107163926A (zh) * | 2017-05-02 | 2017-09-15 | 东营市科诺石油技术有限责任公司 | 一种人工井壁的防砂方法及其防砂用料 |
| CN108086963A (zh) * | 2016-11-23 | 2018-05-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 油井低附加压差防砂工艺方法 |
| CN111272637A (zh) * | 2020-03-27 | 2020-06-12 | 中国石油大学(华东) | 一种压裂充填防砂性能测试系统及其测试方法与评价方法 |
-
2005
- 2005-06-23 CN CN 200510077296 patent/CN1884792A/zh active Pending
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101942296B (zh) * | 2010-09-10 | 2012-10-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种纤维复合防砂材料及其制备方法 |
| CN101942296A (zh) * | 2010-09-10 | 2011-01-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种纤维复合防砂材料及其制备方法 |
| CN102952534A (zh) * | 2012-10-16 | 2013-03-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低损害型压裂液和压裂方法 |
| CN103013486A (zh) * | 2012-10-16 | 2013-04-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法 |
| CN103013486B (zh) * | 2012-10-16 | 2015-04-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法 |
| CN105569626B (zh) * | 2014-10-11 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井压裂防砂的方法 |
| CN105569626A (zh) * | 2014-10-11 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井压裂防砂的方法 |
| CN105694841A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-06-22 | 浙江大川新材料股份有限公司 | 采油携砂液处理剂的制备方法 |
| CN105694841B (zh) * | 2015-12-31 | 2019-08-09 | 浙江大川新材料股份有限公司 | 采油携砂液处理剂的制备方法 |
| CN108086963A (zh) * | 2016-11-23 | 2018-05-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 油井低附加压差防砂工艺方法 |
| CN107163926A (zh) * | 2017-05-02 | 2017-09-15 | 东营市科诺石油技术有限责任公司 | 一种人工井壁的防砂方法及其防砂用料 |
| CN111272637A (zh) * | 2020-03-27 | 2020-06-12 | 中国石油大学(华东) | 一种压裂充填防砂性能测试系统及其测试方法与评价方法 |
| CN111272637B (zh) * | 2020-03-27 | 2021-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种压裂充填防砂性能测试系统及其测试方法与评价方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jinsheng et al. | Research progress and prospect of plugging technologies for fractured formation with severe lost circulation | |
| CN1878927A (zh) | 完善固结差的地层的方法 | |
| CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| CN1671945B (zh) | 水力压裂地下岩层的方法 | |
| CN112240191B (zh) | 一种页岩气压裂加砂方法 | |
| CN103013486B (zh) | 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法 | |
| CN1313563C (zh) | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 | |
| CN1729346A (zh) | 水力压裂方法 | |
| CN114075960B (zh) | 一种页岩储层水力压裂逆序多级加砂工艺 | |
| CN1639445A (zh) | 用于控制滤筛的方法 | |
| Chen et al. | Experimental study on fiber balls for bridging in fractured-vuggy reservoir | |
| CN1884792A (zh) | 纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| CN108952654A (zh) | 一种油气井压裂方法 | |
| CN106590562A (zh) | 活性洗油固砂剂、制备方法及其应用 | |
| CN114183095B (zh) | 一种裂缝性油藏的大尺度裂缝的封堵方法 | |
| Li et al. | Laboratory evaluations of fiber-based treatment for in-depth profile control | |
| CN111088021B (zh) | 一种低密度凝胶颗粒调驱剂及其制备方法 | |
| CN110079292A (zh) | 高含蜡油层用压裂组合物、高含蜡油层用压裂液及高含蜡油层用复合压裂液 | |
| CN113637464B (zh) | 一种防塌钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN107828069B (zh) | 一种丙烯酰胺/纳米纤维素复合凝胶及其制备方法 | |
| CN116083063B (zh) | 一种延迟膨胀堵漏体系及其制备方法 | |
| CN101260292A (zh) | 一种凝饼形成剂及其制备方法和用途 | |
| Liu et al. | Development and field application of strongly resilient temporary plugging diversion agent for fracturing | |
| GB2359316A (en) | A composition and method for fracturing a subterranean formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C12 | Rejection of a patent application after its publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |