CN106677739A - 一种射孔炮眼的封堵方法 - Google Patents

一种射孔炮眼的封堵方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106677739A
CN106677739A CN201611108238.1A CN201611108238A CN106677739A CN 106677739 A CN106677739 A CN 106677739A CN 201611108238 A CN201611108238 A CN 201611108238A CN 106677739 A CN106677739 A CN 106677739A
Authority
CN
China
Prior art keywords
pressure
weight portion
clear water
coiled tubing
water
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
Application number
CN201611108238.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106677739B (zh
Inventor
许明标
杨洋
陈侃
符合
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Jingzhou Jiahua Technology Co ltd
Original Assignee
JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co Ltd
Yangtze University
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co Ltd, Yangtze University filed Critical JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co Ltd
Priority to CN201611108238.1A priority Critical patent/CN106677739B/zh
Publication of CN106677739A publication Critical patent/CN106677739A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106677739B publication Critical patent/CN106677739B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes

Abstract

本发明提供了一种射孔炮眼封堵方法，首先将全封桥塞下入炮眼下部进行坐封，之后进行清水试压确定漏失压力和吸水量，将连续油管下至全封桥塞塞面，正替隔离液和无机凝胶，正顶替清水，再将连续油管上提，进行循环洗井，之后正挤清水将部分无机凝胶挤入地层，憋压候凝，无机凝胶凝固后进行清水试压，若30min内压降小于10MPa，则进行微孔分散胶的封堵，若30min内压降大于10MPa，则重复上述步骤。本发明提供的射孔炮眼封堵方法可以有效封堵压裂过程中的射孔炮眼，其中无机凝胶承压能力强，可承受120MPa高压作用，能够满足多段压裂的要求，并且本发明可操作性强，现场施工简单。

Description

一种射孔炮眼的封堵方法
技术领域
本发明涉及一种油气井勘探开发及压裂技术领域，特别涉及一种用于油气井压裂过程中射孔炮眼封堵的方法。
背景技术
在油气井勘探开发中，射孔完井时会出现由于操作失误带来的误射孔，这会影响井筒的完整性，使井筒无法满足后续多段压裂的要求，为了解决这一问题，就需要对误射孔进行封堵。
目前，常用的炮眼封堵方法是使用水泥进行封堵，施工时将水和水泥混合成均匀的水泥浆，通过施工管柱将水泥浆注入射孔炮眼处。水泥封堵的强度高，成本低，但是风险性大，往往钻柱还没有来得及起出水泥面，水泥已经发生凝固将钻柱固死，造成插“旗杆”现象，水泥浆现场配制要求苛刻，不易控制，而且封堵后的承压能力不高。水泥类封堵剂一般都是用于封堵注水井出水的炮眼，是在已经进入开采期的油气井中使用的，用来封堵高含水层或高渗透层，不涉及到再压裂，因而对承压能力要求不高，而封堵在压裂过程中误射孔形成的炮眼时，由于后续还涉及到多段压裂的过程，对封堵的承压性能要求较高，传统的封堵方法不能达到要求。
发明内容
有鉴于此，本发明目的在于提供一种用于油气井压裂及开采过程中的射孔炮眼的封堵方法，该方法既可以封堵开采过程中的出水炮眼，也能封堵压裂过程中的误射孔的炮眼，同时承压能力高，可以满足多段压裂的要求。
本发明提供了一种射孔炮眼的封堵方法，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶和上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于10MPa，重复第一至第四步骤；若30min内压降大于等于0.5MPa小于等于10MPa，则进行微孔分散胶的封堵；
优选的下层隔离液和上层隔离液独立的包括以下组分：0.5～1重量份的增粘剂、90～99重量份的水；
优选的增粘剂包括以下组成成分：聚丙烯酰胺0～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份；
优选的下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的为0.5～1m3；
优选的无机凝胶包括以下组分：G级油井水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份
优选的无机凝胶的体积为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍；
优选的憋压候凝时间为12～48h；
优选的微孔分散胶封堵包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部1～10m处正替微孔分散胶，正顶替清水，使微孔分散胶全部进入井筒中，之后起出连续油管；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复微孔分散胶封堵过程，直至封堵成功；
优选的微孔分散胶包括以下组分：黄原胶0.1～1重量份、ABS树脂5～10重量份、柔性材料10～35重量份、多乙烯多胺0.1～10重量份、碳酸钙5～10重量份、水40～90重量份；
柔性材料包括以下组分：环氧丙烷丙烯醚10～15重量份、丙烯酸羟乙酯1～3重量份、氨基苯酚1～10重量份和水60～80重量份。
优选的微孔分散胶的体积为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
优选的微孔分散胶封堵过程中的憋压候凝时间为24～72h。
本发明提供了一种射孔炮眼的封堵方法，首先将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；将连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶和上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；将连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于10MPa，重复第一至第四步骤；若30min内压降小于10MPa，则进行微孔分散胶的封堵。本发明提供的射孔炮眼的封堵方法步骤少，容易控制，可操作性强，易于施工，且施工过程安全，使用本发明提供的方法封堵后的井筒具有很好的完整性，封堵后承压能力可以达到110MPa，可以满足后续压裂作业的要求，且对注水开采过程中的出水炮眼也有很好的封堵作用。
具体实施方式
本发明提供了一种射孔炮眼的封堵方法，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶和上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于10MPa，重复第一至第四步骤；若30min内压降大于等于0.5MPa小于等于10MPa，则进行微孔分散胶的封堵。
本发明将将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积。在本发明中，所述下入全封桥塞的位置为漏点下部20～50m处，优选为漏点下部35～45m处；所述全封桥塞的个数优选为1～3个，更优选为2个，每个全封桥塞的承压能力约为60～80MPa，全封桥塞使用个数越多，井筒的承压能力越强，在具体的实施例中，可以根据对承压的具体要求确定全封桥塞的个数，确保井筒在施工过程中的承压能力。
清水试压完成后，本发明将连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶和上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管。在本发明中，所述下层隔离液和上层隔离液优选独立的包括以下组分：0.5～1重量份的增粘剂、90～99重量份的水，更优选为：0.6～0.8重量份的增粘剂、93～98重量份的水；所述增粘剂优选包括以下组分：聚丙烯酰胺0～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份，更优选为聚丙烯酰胺3～8重量份、黄原胶70～90重量份和瓜胶5～15重量份；所述下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的优选为0.5～1m3，更优选为0.6～0.8m3。
本发明将无机凝胶置于两段隔离液之间，能够很好的避免无机凝胶与水接触导致的性能下降，并且可以防止无机凝胶在漏点处漏失过快，提高堵漏成功率，同时起到在高压差下平稳输送无机凝胶的作用，后置隔离液可以保证没有残留的无机凝胶，避免了无机凝胶胶结在井筒内壁和连续油管外壁上不易清洗。
在本发明中，所述无机凝胶优选包括以下组分：G级油井水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份，更优选包括：G级油井水泥70～90重量份、纳米硅6～7重量份、液硅10～15重量份、柠檬酸2～4重量份、水25～35重量份；所述无机凝胶的体积优选为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍，更优选为1.6～1.8倍。
本发明中的无机凝胶配方简单，成本低廉，环境友好，易于施工，且承压能力强，可以承受120MPa的高压，能够满足多段压裂的要求。
本发明通过正顶替清水使无机凝胶全部出连续油管，使无机凝胶充满桥塞塞面以上的井段，而且与桥塞塞面充分接触。在本发明中，所述正顶替清水的体积为连续油管内容积与上层隔离液的差值，在本发明的具体实施例中，可以根据上层隔离液及连续油管的内容积确定正顶替清水的体积。
无机凝胶全部出连续油管后，本发明将连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井。在本发明中，所述循环洗井优选使用清水循环2～3周，通过循环洗井清洗井筒内的杂质，并且给井筒降温，防止井筒温度过高造成无机胶过早进入炮眼中；所述循环洗井用清水的体积优选为20～30m3，更优选为25～28m3。
循环洗井完成后，本发明正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝。在本发明中，所述憋压候凝的时间优选为12～48h，更优选为24～36h；所述正挤清水的压力为步骤(1)清水试压过程中测定的打开地层的压力；在本发明的具体实施例中，可以根据无机凝胶的体积及连续油管的内容积确定正挤清水的体积。
所述憋压候凝完成后，本发明起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于10MPa，重复第一至第四步骤；若30min内压降大于等于0.5MPa小于等于10MPa，则进行微孔分散胶的封堵。在本发明中，所述要求的压力为封堵后要求井筒满足的承压压力。
在本发明中，所述微孔分散胶封堵优选包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部1～10m处正替微孔分散胶，正顶替清水，使微孔分散胶全部进入井筒中，之后起出连续油管；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复微孔分散胶封堵过程，直至封堵成功。
本发明正挤清水至至封堵后要求井筒满足的承压压力，之后进行憋压候凝，在本发明的具体实施例中，可以根据对井筒承压压力的实际要求确定正挤清水的体积。
本发明在无机凝胶塞面上部1～10m处正替微孔分散胶，正顶替清水，使微孔分散胶全部进入井筒中，之后起出连续油管。在本发明中，所述微孔分散胶优选包括以下组分：黄原胶0.1～1重量份、ABS树脂5～10重量份、柔性材料10～35重量份、多乙烯多胺0.1～10重量份、碳酸钙5～10重量份、水40～90重量份，更优选为：黄原胶0.2～0.8重量份、ABS树脂6～8重量份、柔性材料15～30重量份、多乙烯多胺1～8重量份、碳酸钙6～7重量份、水50～80重量份。
在本发明中，所述柔性材料优选包括以下组分：环氧丙烷丙烯醚10～15重量份、丙烯酸羟乙酯1～3重量份、氨基苯酚1～10重量份和水60～80重量份，更优选为环氧丙烷丙烯醚12～13重量份、丙烯酸羟乙酯1.5～2.5重量份、氨基苯酚3～8重量份和水63～70重量份。
在本发明中，所述微孔分散胶具有良好的流动性，在压力下可以自由进入渗漏点，无需确认渗漏点位置，可以进行无差别全方位承压堵漏，且可以封堵不同大小的微小渗漏点，封堵效果好，可承受110MPa的高压，且本发明提供的微孔分散胶易清洗，不会挂套管壁，不会污染井筒。
在本发明中，所述微孔分散胶的体积优选为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍，更优选为1.6～1.8倍；所述微孔分散胶封堵过程中的憋压候凝时间优选为24～72h，更优选为36～60h，最优选为40～50h。
所述憋压候凝完成后，本发明起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复微孔分散胶封堵过程，直至封堵成功。
下面结合实施例对本发明提供的射孔炮眼的封堵方法进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
某油田压裂过程中误射孔炮眼封堵，2个炮眼，炮眼井段3218～3219m间，试压情况为30MPa下的累积液量为1.5m3，封堵后满足承压50MPa即可，炮眼位置温度为90℃。
连续油管外径50.8mm，长度4200m，钢级90，内容积5.6m3。
实施过程如下：
将连续油管下全封桥塞至3249m处，坐封，起出工具；
将连续油管下至3249m处，正替1m3隔离液、2m3无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水4.6m3，上提连续油管至2749m，正替清水循环两周；
在30MP压力下正挤清水1.5m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3239m，起出钻塞工具；
清水试压：50MPa条件下30min内压降为0.28MPa，满足要求，封堵成功。
在本实施例中，隔离液组分为：0.8重量份的黄原胶，99.2重量份的水；
无机凝胶组分为：G油井级水泥100重量份、纳米硅5重量份、液硅10重量份、柠檬酸1重量份、水20重量份。
实施例2
某页岩气井压裂过程中误射孔1段，30个炮眼，炮眼井段3864.2～3865.2m间，炮眼位置温度为108℃，已在3896m和3895m处分别下入全封桥塞，进行清水试压，试压情况为40MPa下的累积液量2m3，要求封堵后95MPa压力下，30min内压降小于0.5MPa。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
将连续油管下至3895m处，正替1m3隔离液、3m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，上提连续油管至3264m，正替清水循环两周；
在40MP下正挤清水2.5m3，关井憋压48h；
憋压候凝完成后，泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3875m，起出钻塞工具；
清水试压：在95MPa条件下，30min内压降为9.8MPa，吸水量1.5m3，需要进行微孔分散胶封堵；
将连续油管下至3875m处，上提10m，正替0.5m3隔离液、3m3微孔分散胶、7.6m3清水；
将连续油管起出井口，关闭井口，清水憋压95MPa，维持压力在85～95MPa下48h；
泄压前加压至95MPa，观察30min内压降为0.1MPa，泄压；
下入连续油管将微孔分散胶顶替出井筒，起出连续油管；
清水试压：在95MPa条件下，30min内压降0.34MPa，符合要求，封堵成功；
下入钻塞工具，钻掉留塞和全封桥塞，交井。
封堵完成后，该井已完成顺利10段压裂，最高压裂压力为95MPa。
在本实施例中，隔离液组分为：0.8重量份的黄原胶，0.2重量份的瓜胶，99重量份的水；
无机凝胶组分为：G油井级水泥100重量份、纳米硅6重量份、液硅15重量份、柠檬酸2重量份、水25重量份。
微孔分散胶组分为：环氧丙烷丙烯醚15重量份、丙烯酸羟乙酯3重量份、氨基苯酚10重量份和水72重量份。
实施例3
某页岩气井压裂过程中误射孔1段，10个炮眼，炮眼井段3728～3729m间，炮眼位置温度为100℃，已在3758m和3759m处分别下入全封桥塞，进行清水试压，试压情况为40MPa下的累积液量2.5m3，要求封堵后90MPa压力下，30min内压降小于0.5MPa。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
将连续油管下至3758m处，正替1m3隔离液、4m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，上提连续油管至3128m，正替清水循环两周；
在40MP下正挤清水3m3，关井憋压60h；
憋压候凝完成后，泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3758m，起出钻塞工具；
清水试压：在90MPa条件下，30min内压降为11.8MPa，吸水量1.5m3；压降大于10MPa，需要重复上述封堵步骤；
将连续油管下至3758m处，正替1m3隔离液、3m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，上提连续油管至3128m，正替清水循环两周；
在40MP下正挤清水3m3，关井憋压60h；
憋压候凝完成后，泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3758m，起出钻塞工具；
清水试压：在90MPa条件下，30min内压降为0.36MPa，封堵成功；
下入钻塞工具，钻掉留塞和全封桥塞，交井。
封堵完成后，该井已完成顺利10段压裂，最高压裂压力为90MPa。
在本实施例中，隔离液组分为：0.9重量份的黄原胶，0.05重量份的瓜胶，0.05份聚丙烯酰胺，99重量份的水；
无机凝胶组分为：G油井级水泥100重量份、纳米硅5重量份、液硅10重量份、柠檬酸1重量份、水20重量份。
由以上实施例可知，本发明提供的射孔炮眼的封堵方法能够有效封堵误射炮眼，且封堵完成后承压能力强，可以满足后续多段压裂作业的要求，且施工过程简单、安全，堵漏成功率高，在不同的温度和压力下都能对射孔炮眼进行有效的修复。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种射孔炮眼的封堵方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替下层隔离液、无机凝胶和上层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于10MPa，重复第一至第四步骤；若30min内压降大于等于0.5MPa小于等于10MPa，则进行微孔分散胶的封堵。
2.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述下层隔离液和上层隔离液独立的包括以下组分：0.5～1重量份的增粘剂、90～99重量份的水；
所述增粘剂包括以下组分：聚丙烯酰胺0～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份。
3.根据权利要求1或2所述的射孔炮眼封堵方法，其特征在于，所述下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的为0.5～1m3。
4.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述无机凝胶包括以下组分：G级油井水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份。
5.根据权利要求1或4所述的封堵方法，其特征在于，所述无机凝胶的体积为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
6.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述憋压候凝时间为12～48h。
7.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述微孔分散胶封堵包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部1～10m处正替微孔分散胶，正顶替清水，使微孔分散胶全部进入井筒中，之后起出连续油管；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复微孔分散胶封堵过程，直至封堵成功。
8.根据权利要求1或7所述的封堵方法，其特征在于，所述微孔分散胶包括以下组分：黄原胶0.1～1重量份、ABS树脂5～10重量份、柔性材料10～35重量份、多乙烯多胺0.1～10重量份、碳酸钙5～10重量份、水40～90重量份；
所述柔性材料包括以下组分：环氧丙烷丙烯醚10～15重量份、丙烯酸羟乙酯1～3重量份、氨基苯酚1～10重量份和水60～80重量份。
9.根据权利要求1或7所述的射孔炮眼封堵方法，其特征在于，所述微孔分散胶的体积为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
10.根据权利要求7所述的封堵方法，其特征在于，所述微孔分散胶封堵过程中的憋压候凝时间为24～72h。
CN201611108238.1A 2016-12-06 2016-12-06 一种射孔炮眼的封堵方法 Active CN106677739B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201611108238.1A CN106677739B (zh) 2016-12-06 2016-12-06 一种射孔炮眼的封堵方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201611108238.1A CN106677739B (zh) 2016-12-06 2016-12-06 一种射孔炮眼的封堵方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106677739A true CN106677739A (zh) 2017-05-17
CN106677739B CN106677739B (zh) 2019-01-11

Family

ID=58866397

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201611108238.1A Active CN106677739B (zh) 2016-12-06 2016-12-06 一种射孔炮眼的封堵方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106677739B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108166944A (zh) * 2017-12-28 2018-06-15 长江大学 一种油气井中破损套管的修复方法和快速滤失堵漏浆
CN111963099A (zh) * 2020-08-19 2020-11-20 中国石油天然气股份有限公司 一种下古生界天然气井修井暂堵树脂体系施工方法
CN112080262A (zh) * 2020-09-11 2020-12-15 长江大学 一种高强度钻井复合堵漏剂及其制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080179059A1 (en) * 2007-01-26 2008-07-31 Nathan Hilleary Downhole Preparation and Use of Thixotropic Cement Slurries
CN102434125A (zh) * 2010-09-29 2012-05-02 中国石油化工股份有限公司 一种钻井用双液法堵漏施工方法
CN104632124A (zh) * 2013-11-15 2015-05-20 中国石油天然气股份有限公司 一种污染严重的深井砂岩储层封堵方法
CN105038740A (zh) * 2015-07-23 2015-11-11 长江大学 适用于深水的无固相水基隔热封隔液
CN105257241A (zh) * 2015-09-24 2016-01-20 中国石油天然气股份有限公司 一种水平井打水泥塞的方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080179059A1 (en) * 2007-01-26 2008-07-31 Nathan Hilleary Downhole Preparation and Use of Thixotropic Cement Slurries
CN102434125A (zh) * 2010-09-29 2012-05-02 中国石油化工股份有限公司 一种钻井用双液法堵漏施工方法
CN104632124A (zh) * 2013-11-15 2015-05-20 中国石油天然气股份有限公司 一种污染严重的深井砂岩储层封堵方法
CN105038740A (zh) * 2015-07-23 2015-11-11 长江大学 适用于深水的无固相水基隔热封隔液
CN105257241A (zh) * 2015-09-24 2016-01-20 中国石油天然气股份有限公司 一种水平井打水泥塞的方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
李勇等: "以商8-74井为例浅析打水泥塞工艺", 《钻采工艺》 *
芦维国等: "超细水泥浆封堵技术的完善与应用", 《油田化学》 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108166944A (zh) * 2017-12-28 2018-06-15 长江大学 一种油气井中破损套管的修复方法和快速滤失堵漏浆
CN111963099A (zh) * 2020-08-19 2020-11-20 中国石油天然气股份有限公司 一种下古生界天然气井修井暂堵树脂体系施工方法
CN112080262A (zh) * 2020-09-11 2020-12-15 长江大学 一种高强度钻井复合堵漏剂及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN106677739B (zh) 2019-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104632123B (zh) 一种超低压井堵漏方法
CN106639971B (zh) 一种射孔炮眼高承压封堵方法
CN106703744A (zh) 一种压裂井筒的高承压封堵方法
CN107100607B (zh) 暂堵转向压裂方法
RU2460876C1 (ru) Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта
CN106014330B (zh) 一种提高漏失套损井化学封堵成功率的方法
EA018230B1 (ru) Способ гидроразрыва пласта
CN108756806A (zh) 一种油气生产井管外窜管外漏治理方法
CN107605452A (zh) 一种水平井重复压裂方法
CN104594870B (zh) 一种压裂增产方法
CN205063929U (zh) 一种煤矿井下封压一体化分段水力压裂装置
CN106677739A (zh) 一种射孔炮眼的封堵方法
CN104632124B (zh) 一种污染严重的深井砂岩储层封堵方法
CN104806219B (zh) 油气储层增渗解堵装置及其增渗解堵方法
CN110671058A (zh) 一种老水平井双封单卡工艺管柱及实现大排量改造方法
CN106566501A (zh) 一种柔性堵漏剂及其制备方法与应用
CN105178910A (zh) 一种水平井堵水工艺管柱及方法
CN105649625B (zh) 一种高低压分区致裂增渗式煤层注水方法
CN108071359B (zh) 一种油气井中破损套管驻留修复的方法和驻留凝胶
CN106351603B (zh) 一种裂缝或溶洞性严重漏失堵漏方法及堵漏材料送入管串
CN106479462A (zh) 一种堵剂及其制备方法及油井套管堵漏封窜方法
CN104121000B (zh) 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法
CN113175316A (zh) 一种封堵井下或地下老裂缝的新方法
CN109384879A (zh) 一种可变形堵漏块和制备方法及应用
CN103952130A (zh) 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法

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
TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20220817

Address after: 434402 intersection of Liaoyuan Road East and shacen Road, development zone, Jingzhou City, Hubei Province (group 2, Lianxin Village)

Patentee after: JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co.,Ltd.

Address before: No. 1, South Ring Road, Shashi District, Jingzhou City, Hubei Province 434000

Patentee before: Yangtze University

Patentee before: JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co.,Ltd.

PE01 Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right
PE01 Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right

Denomination of invention: A Sealing Method for Perforated Holes

Effective date of registration: 20230530

Granted publication date: 20190111

Pledgee: Bank of China Limited Jingzhou Branch

Pledgor: JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co.,Ltd.

Registration number: Y2023420000213