CN110700785B - 一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法 - Google Patents
一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110700785B CN110700785B CN201911040526.1A CN201911040526A CN110700785B CN 110700785 B CN110700785 B CN 110700785B CN 201911040526 A CN201911040526 A CN 201911040526A CN 110700785 B CN110700785 B CN 110700785B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- plugging
- cement
- casing
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000007667 floating Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 67
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 44
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 37
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 19
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 17
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 15
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 15
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 15
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 12
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 11
- 238000013329 compounding Methods 0.000 claims description 11
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 11
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one Chemical class O=C.CC(C)=O YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 7
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 5
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 5
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 claims description 5
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims description 5
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 5
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 5
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 5
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 claims description 5
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 claims description 5
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 5
- QXKAIJAYHKCRRA-UHFFFAOYSA-N D-lyxonic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)=O QXKAIJAYHKCRRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- QXKAIJAYHKCRRA-FLRLBIABSA-N D-xylonic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O QXKAIJAYHKCRRA-FLRLBIABSA-N 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 4
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 2
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 15
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229940124024 weight reducing agent Drugs 0.000 description 3
- 239000013585 weight reducing agent Substances 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 2
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical class COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 239000000805 composite resin Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/10—Reconditioning of well casings, e.g. straightening
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明公开了一种用于破损或腐蚀穿孔套管的堵漏修复方法，首次提出结合沉降与漂浮堵漏技术，无需考虑地层漏层与套管破损点的相对位置，可充分充填地层漏点与环空，在套管破损点上下形成有效的充填，解决传统方法仅仅满足漏层相对位置在下方情况的封堵缺陷，有效提高破损套管的封堵效果；并可使堵剂有效的驻留，封堵由于长期开采带来的套管腐蚀破损；修复后可满足承压要求，并满足后续开采施工的要求；且对温度、地层流体矿化度等修复环境要求低，环境友好，适用性广。
Description
技术领域
本发明属于油气开采技术领域，涉及一种油气田套管的破损修复技术，具体涉及一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法。
背景技术
油气由井底输送至地面是通过井筒及附属装置来实现的，除必要的采油装置外，还包括油管、套管、水泥环等钻完井过程中布置在井筒内的管材，油管、套管、水泥环、地层是井筒由内至外的结构。而在油气田长期的开采过程中，由于固井过程中水泥浆未返至地面，会导致地层流体与套管接触，在长时间的接触过程中，地层流体会对套管产生腐蚀，并使套管腐蚀穿孔，造成地层流体进入套管与油管环空，影响油气田的进一步开采，对油田安全生产带来了众多的隐患。
套管的破损点是地层流体对套管材料腐蚀后形成后管材破坏位置，地层漏层是地层流体沿渗流通道流向井筒的位置，套管破损点与地层漏层存在相对位置差异，套管破损点与地层漏层的相对位置有两种：1)地层漏层在套管破损点之上，2)地层漏点在套管破损点之下。
常规套管修复方式一般为挤水泥或树脂类柔性封堵材料，如：发明专利“用于油水井套管修复的化学复合树脂封固剂”(CN102516963B)公开了一种油水井套管修复的化学复合树脂封固剂，可应用于地层温度为10～110℃的油水井套管损坏修复加固作业；发明专利“一种化学封堵剂”(CN 102391845B)公开了一种复合化学封堵剂，该化学封堵剂由结构形成剂、固化增强剂、纤维塑性增强剂、悬浮稳定剂及保水调凝剂等组成；发明专利“一种油水井套管破损的修复方法”(CN 105986776 A)公开了一种油水井套管破损的修复方法。
但上述修复技术通常在封堵过程中存在以下问题：
1)封堵材料一般密度比较大，由于自身重力原因会导致挤入环空后向漏点下部移动，这种方式针对地层漏点在套管破损点之下的封堵可能会比较有效果，但是也可能会使套管破损点环空上部充填不够，影响修复封堵效果；2)针对地层漏点在套管破损点之上的情况，该类材料无法实现地层漏层的充填封堵，无法从根本上解决套管腐蚀破损的源头；3)由于地层水的影响，堵剂无法在套管破损点处形成很好的驻留，从而影响封堵效果；4)无法满足含高矿化度地层水的油气井封堵效果。
发明内容
本发明的主要目的在于针对现有技术存在的不足，提供一种用于破损或腐蚀穿孔套管的堵漏修复方法，结合沉降与漂浮堵漏技术，可使堵剂有效的驻留，封堵由于长期开采带来的套管腐蚀破损，对地层漏点与套管破损点相对位置没有特殊要求，修复后可以满足承压的要求，并可满足后续开采施工的要求；且对温度、地层流体矿化度等环境要求低，适用性广。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案为：
一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法，包括如下步骤：
1)下入封隔器至破损点以下20～50m处，坐封；
2)清水给井筒试压，测定漏失压力及吸水量，并确定挤注过程中的压力和挤注量；
3)配制隔水凝胶和堵漏剂；
4)空井筒挤注隔水凝胶和堵漏剂；
5)挤注清水，预留堵漏剂胶塞至漏点以上20～50m处；
6)挤注完成憋压；
7)下入钻塞工具，钻掉预留堵漏剂胶塞，循环洗井，起出钻塞工具；
8)清水试压，交井。
上述方案中，所述隔水凝胶中各组分及其所占重量份数包括：交联胶0.5～1份，交联剂0.1～3份，加重剂0～30份。
上述方案中，所述交联胶可选用聚丙烯酰胺、黄原胶、瓜尔胶等中的一种或几种。
上述方案中，所述交联剂可选用硼砂、有机锆交联剂、硅烷交联剂等中的一种或几种。
上述方案中，所述加重剂可选用氯化钠、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾等中的一种或几种。
上述方案中，所述堵漏剂包括漂浮堵漏剂和沉降堵漏剂。
上述方案中，所述漂浮堵漏剂由水泥与复合添加剂I复配而成，其中复合添加剂I中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比包括：减轻剂40～70％，分散剂0.05～0.1％，降滤失剂2～4％，消泡剂0.5～1％，缓凝剂1～3％，早强剂8～10％，水100～120％。
优选的，所述漂浮堵漏剂中采用的水泥为超细水泥、G级水泥中的一种或两种复配；减轻剂为漂珠，其密度为0.42～0.6g/cm3；所述分散剂为改性木质素磺酸盐、磺化丙酮甲醛缩合物中的一种或几种；所述将降滤失剂为水溶性高分子聚合物，可选用丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物或丙烯酰胺-AMPS共聚物中的一种或二者混合物；消泡剂为聚醚、硅油、聚醚改性硅油类中的一种或几种；缓凝剂为柠檬酸、硼酸、有机磷酸盐、木质酸、马来酸共聚物中的一种或几种；早强剂为纳米硅。
上述方案中，所述漂浮堵漏剂的密度为1.0～1.15g/cm3，可以满足地层水矿化度320000mg/L以下地层水的污染，30℃以上48h强度大于15MPa，稠化时间≥3h，可根据现场实际需要调整。
上述方案中，所述沉降堵漏剂由水泥与复合添加剂II复配而成，其中复合添加剂II中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比包括：分散剂0.5～1％，降滤失剂0.5～4％，消泡剂0.1～0.5％，缓凝剂0～5％，水35～40％。
优选的，所述沉降堵漏剂中采用的水泥为普通G级水泥；分散剂为改性木质素磺酸盐类、磺化丙酮甲醛缩合物中的一种或几种；降滤失剂为水溶性高分子聚合物，可选用丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物或丙烯酰胺-AMPS共聚物中的一种或二者混合物；消泡剂为聚醚、硅油、聚醚改性硅油类中的一种或几种；缓凝剂为柠檬酸、硼酸、有机磷酸盐类、木质酸、马来酸共聚物中的一种或几种。
上述方案中，所述挤注过程中的压力为漏失压力，挤注量为漏失环空井段的1.2～1.5倍。
上述方案中，所述隔水凝胶的挤注量为充填环空井段50～100m
上述方案中，所述憋压时间为24～72h。
上述方案中，所述循环洗井时间为2～5周。
本发明的原理为：
采用隔水凝胶来隔离地层流体对堵漏材料的影响，实现堵漏材料的驻留。根据环空地层流体密度设置堵漏材料密度，用大于环空地层流体密度的堵漏材料实现沉降，用小于环空地层流体密度的堵漏材料实现漂浮。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
1)本发明首次提出将沉降堵漏与漂浮堵漏技术相结合，充分利用隔水凝胶、沉降堵漏与漂浮堵漏，可以使堵剂有效驻留；且漂浮堵漏可以通过密度差实现在环空中的漂浮，有效封堵上部漏层及上部环空；所得堵漏修复方法无需考虑地层漏层与套管破损点的相对位置，并可充分充填地层漏点与环空，在套管破损点上下形成有效的充填，解决传统方法仅仅可能满足漏层相对位置在下方情况等封堵缺陷，有效提高破损套管的封堵效果；
2)沉降与漂浮同时进行，有效实现在地层情况不明确条件下，对于破损点的封堵，特别是实现了任意条件下地层漏层封堵，阻隔地层流体渗入通道，有效保护套管不继续受地层流体腐蚀；
3)本发明采用的隔水凝胶具有一定的凝胶强度，不会遇水分散，在地层流体中可以很好地保持完整性，形成隔水段塞，避免堵漏材料与地层流体接触，保证堵漏材料的完整性，具有很好的隔水效果，避免地层流体对堵剂产生影响，使堵剂有效的驻留；
4)本发明所述修复方法在储层和非储层段均适用，不会对地层带来损害；适用温度广泛，30℃及以上温度均适用；可以在地层水矿化度32×104mg/L下使用，不会影响修复效果；可以满足承压大于15MPa。
5)本发明涉及的成本低廉，可操作性强，易于施工，环境友好，适合推广应用。
具体实施方式
为了更好地理解本发明，下面结合实施例进一步阐明本发明的内容，但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
以下实施例中，采用的改性木质素磺酸(GLN)和磺化丙酮甲醛缩合物(SAF)由荆州嘉华科技有限公司提供。
实施例1
一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法，针对某油田生产15年的油井5-1/2生产套管因腐蚀破损(破损点外为地层流体，破损深度1320～1330m，地层温度50℃，试压情况为8MPa下的累积液量为2.8m3，要求修复后满足15MPa下30min压降＜0.5MPa承压要求)，具体修复工艺包括如下步骤：
1)下入封隔器至1370m处，坐封；
2)空井筒挤注隔水凝胶2m3，沉降堵漏剂4m3，漂浮堵漏剂4m3；
3)挤注清水12.7m3，注意不要过挤，预留堵漏剂胶塞至漏点以上30m处；
4)挤注完成后憋压48h；
5)下入钻塞工具，钻掉预留的凝胶塞和封隔器，循环洗井3周，起出钻塞工具；
6)清水试压，15MPa下30min压降0.3MPa，满足要求。
本实施例中，采用隔水凝胶中各组分及其所占重量份数为：交联胶为瓜尔胶0.8份，交联剂为硼砂01份，加重剂为甲酸钾10份；
采用的漂浮堵漏剂由水泥(超细水泥)与复合添加剂I复配而成，其中复合添加剂I中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：减轻剂为0.6g/cm3漂珠70％，分散剂为改性木质素磺酸盐类0.08％，降滤失剂为丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物4％，消泡剂为聚醚1％，缓凝剂为柠檬酸1％，早强剂为纳米硅10％，淡水120％；
采用的沉降堵漏剂由水泥(普通G级水泥)与复合添加剂II复配而成，其中复合添加剂II中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：分散剂为改性木质素磺酸盐类1％；降滤失剂为丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物3％，消泡剂为聚醚0.4％，淡水40％。
实施例2
一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法，针对某油田生产10年的油井(9-5/8套管腐蚀破损，破损深度1810～1824m，温度70℃，地层水矿化度300000mg/L，试压情况为10MPa下的累积液量为4.3m3，要求修复后满足20MPa下30min压降＜0.5MPa承压要求)，具体修复工艺包括如下步骤：
1)下入封隔器至1854m处，坐封；
2)空井筒挤注隔水凝胶2m3，沉降堵漏剂5m3，漂浮堵漏剂5m3；
3)挤注清水65.8m3，注意不要过挤，预留堵漏剂胶塞至漏点以上30m处；
4)挤注完成后憋压48h；
5)下入钻塞工具，钻掉预留的凝胶塞和封隔器，循环洗井3周，起出钻塞工具；
6)清水试压，20MPa下30min压降0.38MPa，满足要求；修复完成后，该井顺利恢复生产阶段。
本实施例中，采用隔水凝胶中各组分及其所占重量份数为：交联胶为黄原胶0.8份、瓜尔胶0.2份，交联剂为硼砂0.1份、有机锆交联剂0.1份，加重剂为甲酸钾10份，氯化钾10份；
采用的漂浮堵漏剂由水泥(超细水泥和G级水泥质量比1:1复配)与复合添加剂I复配而成，其中复合添加剂I中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：减轻剂为0.42g/cm3漂珠60％，分散剂为磺化丙酮甲醛缩合物0.05％，降滤失剂为丙烯酰胺-AMPS共聚物3％，消泡剂为聚醚改性硅油1％，缓凝剂为硼酸2％，早强剂为纳米硅8％，淡水110％；
采用的沉降堵漏剂由水泥(普通G级水泥)与复合添加剂II复配而成，其中复合添加剂II中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：分散剂为磺化丙酮甲醛缩合物0.8％；降滤失剂为丙烯酰胺-AMPS共聚物4％，消泡剂为聚醚改性硅油0.4％，淡水35％。现场试验结果表明，本发明上述堵漏修复方法具有很好的修复效果，在不同的温度(140℃以下)、压力条件下(60MPa以下)对破损套管的修复效果都很明显(堵漏后套管试压15MPa，稳压30min不降)，并可实现高矿化度地层水的油气井封堵效果，可以满足现场施工条件的要求。
对比例1
一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法，针对某油田生产15年的油井5-1/2生产套管因腐蚀破损(破损点外为地层流体，破损深度1460～1510m，地层温度60℃，试压情况为5MPa下的累积液量为3.5m3，要求修复后满足10MPa承压要求)，具体修复工艺包括如下步骤：
1)下入封隔器至1530m处，坐封；
2)空井筒挤注沉降堵漏剂4m3，漂浮堵漏剂4m3；
3)挤注清水14.2m3，预留漏点以上30m胶塞；
4)挤注完成后憋压48h；
5)下入钻塞工具，钻掉预留的凝胶塞和封隔器，循环洗井3周，起出钻塞工具；
6)清水试压，10MPa下30min压降1.5MPa，不满足要求。
采用的漂浮堵漏剂由水泥(超细水泥)与复合添加剂I复配而成，其中复合添加剂I中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：减轻剂为0.6g/cm3漂珠70％，分散剂为改性的木质素磺酸盐类0.08％，降滤失剂为丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物4％，消泡剂为聚醚1％，缓凝剂为柠檬酸1％，早强剂为纳米硅10％，淡水120％；
采用的沉降堵漏剂由水泥(普通G级水泥)与复合添加剂II复配而成，其中复合添加剂II中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：分散剂为改性的木质素磺酸盐类1％；降滤失剂为丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物3％，消泡剂为聚醚0.4％，淡水40％。
对比例1与实施例1相比，没有使用隔水凝胶，导致堵漏剂驻留效果不好，没有达到理想的封堵效果。
对比例2
一种破损套管的沉降堵漏修复方法，针对某油田生产12年的油井(9-5/8套管腐蚀破损，破损深度1780～1839m，温度70℃，地层水矿化度300000mg/L，试压情况为8MPa下的累积液量为5.0m3，要求修复后满足15MPa承压要求)，具体修复工艺包括如下步骤：
1)下入封隔器至1859m处，坐封；
2)空井筒挤注隔水凝胶2m3，沉降堵漏剂10m3；
3)挤注清水63.3m3，预留堵漏剂胶塞至漏点以上30m处；
4)挤注完成后憋压48h；
5)下入钻塞工具，钻掉预留的凝胶塞和封隔器，循环洗井3周，起出钻塞工具；
6)清水试压，15MPa下30min压降2.0MPa，不满足要求。
本实施例中，采用隔水凝胶中各组分及其所占重量份数为：交联胶为黄原胶0.8份、瓜尔胶0.2份，交联剂为硼砂0.1份、有机锆交联剂0.1份，加重剂为甲酸钾10份，氯化钾10份；
采用的沉降堵漏剂由水泥(普通G级水泥)与复合添加剂II复配而成，其中复合添加剂II中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比为：分散剂为磺化丙酮甲醛缩合物0.8％；降滤失剂为丙烯酰胺-AMPS共聚物4％，消泡剂为聚醚改性硅油0.4％，淡水35％。
本对比例2与实施例2相比，没有使用漂浮堵漏剂，未实现对漏点上部地层及环空的有效封堵，未达到理想的封堵效果。
本发明所列举的各原料都能实现本发明，以及各原料的上下限取值、区间值都能实现本发明；在此不一一列举实施例。本发明的工艺参数的上下限取值、区间值都能实现本发明，在此不一一列举实施例。
Claims (7)
1.一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法，包括如下步骤：
1)下入封隔器，坐封；
2)清水给井筒试压，测定漏失压力及吸水量，并确定挤注过程中的压力和挤注量；
3)配制隔水凝胶和堵漏剂；
4)空井筒挤注隔水凝胶和堵漏剂；
5)挤注清水，预留堵漏剂胶塞；
6)挤注完成憋压；
7)下入钻塞工具，钻掉预留堵漏剂胶塞，循环洗井，起出钻塞工具；
8)清水试压，交井；
所述堵漏剂包括漂浮堵漏剂和沉降堵漏剂；
所述漂浮堵漏剂由水泥与复合添加剂I复配而成，其中复合添加剂I中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比包括：减轻剂40～70％，分散剂0.05～0.1％，降滤失剂2～4％，消泡剂0.5～1％，缓凝剂1～3％，早强剂8～10％，水100～120％；
所述沉降堵漏剂由水泥与复合添加剂II复配而成，其中复合添加剂II中各添加剂及其相对水泥用量的质量百分比包括：分散剂0.5～1％，降滤失剂0.5～4％，消泡剂0.1～0.5％，缓凝剂0～5％，水35～40％。
2.根据权利要求1所述的复合堵漏修复方法，其特征在于，所述隔水凝胶中各组分及其所占重量份数包括：交联胶0.5～1份，交联剂0.1～3份，加重剂0～30份。
3.根据权利要求2所述的复合堵漏修复方法，其特征在于，所述交联胶为聚丙烯酰胺、黄原胶、瓜尔胶中的一种或几种；交联剂为硼砂、有机锆交联剂、硅烷交联剂中的一种或几种；加重剂为氯化钠、氯化钾、甲酸钠、甲酸钾中的一种或几种。
4.根据权利要求1所述的复合堵漏修复方法，其特征在于，所述水泥为超细水泥、G级水泥中的一种或两种复配；减轻剂为漂珠，其密度为0.42～0.6g/cm3；分散剂为改性木质素磺酸盐、磺化丙酮甲醛缩合物中的一种或几种；降滤失剂为丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物或丙烯酰胺-AMPS共聚物；消泡剂为聚醚、硅油、聚醚改性硅油类中的一种或几种；缓凝剂为柠檬酸、硼酸、有机磷酸盐、木质酸、马来酸共聚物中的一种或几种；早强剂为纳米硅。
5.根据权利要求1所述的复合堵漏修复方法，其特征在于，所述水泥为普通G级水泥；分散剂为改性木质素磺酸盐类、磺化丙酮甲醛缩合物中的一种或几种；降滤失剂为丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物或丙烯酰胺-AMPS共聚物；消泡剂为聚醚、硅油、聚醚改性硅油类中的一种或几种；缓凝剂为柠檬酸、硼酸、有机磷酸盐类、木质酸、马来酸共聚物中的一种或几种。
6.根据权利要求1所述的复合堵漏修复方法，其特征在于，所述挤注过程中的压力为漏失压力，挤注量为漏失环空井段的2～3倍。
7.根据权利要求1所述的复合堵漏修复方法，其特征在于，所述隔水凝胶的挤注量为充填环空井段50～100m。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911040526.1A CN110700785B (zh) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | 一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911040526.1A CN110700785B (zh) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | 一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110700785A CN110700785A (zh) | 2020-01-17 |
| CN110700785B true CN110700785B (zh) | 2022-01-14 |
Family
ID=69202704
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911040526.1A Active CN110700785B (zh) | 2019-10-29 | 2019-10-29 | 一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110700785B (zh) |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090561A (en) * | 1976-04-22 | 1978-05-23 | Exxon Production Research Company | Method for cementing well pipe |
| US5954132A (en) * | 1996-11-05 | 1999-09-21 | Harris; Todd K. | Patching of injection and production well annular casing leaks for restoring mechanical integrity |
| US6105673A (en) * | 1996-11-05 | 2000-08-22 | Harris; Todd K. | Patching of injection and production well annular casing leaks for restoring mechanical integrity |
| CN1962809A (zh) * | 2005-11-10 | 2007-05-16 | 吉林石油集团有限责任公司 | 一种防漏低失水水泥浆 |
| CN203097808U (zh) * | 2012-11-16 | 2013-07-31 | 解宝江 | 一种油气井堵漏层结构 |
| CN103952129A (zh) * | 2014-04-22 | 2014-07-30 | 西安石油大学 | 一种油气井固井水泥环自修复液及其制备与应用 |
| CN105315975A (zh) * | 2015-12-07 | 2016-02-10 | 长江大学 | 一种套管密封修复液 |
| CN106479462A (zh) * | 2016-08-26 | 2017-03-08 | 北京华油陆海科技有限公司 | 一种堵剂及其制备方法及油井套管堵漏封窜方法 |
| CN106520089A (zh) * | 2016-09-14 | 2017-03-22 | 长江大学 | 一种凝胶堵漏剂及其制备方法和应用 |
| CN107531570A (zh) * | 2015-04-23 | 2018-01-02 | 拉法基公司 | 在低温和高温下使用的低密度水泥基组合物 |
| CN108071359A (zh) * | 2017-12-28 | 2018-05-25 | 长江大学 | 一种油气井中破损套管驻留修复的方法和驻留凝胶 |
| 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 |
| CN109095822A (zh) * | 2017-06-21 | 2018-12-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低密度防漏水泥组合物、低密度防漏水泥浆及其制备方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102278101B (zh) * | 2011-08-31 | 2014-07-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种细分层掺水采油管柱 |
| CN102391845B (zh) * | 2011-09-13 | 2016-07-27 | 任丘市奥源石油科技有限公司 | 一种复合化学封堵剂 |
| CN102504781B (zh) * | 2011-10-14 | 2013-08-28 | 中国石油天然气集团公司 | 油水井封窜堵漏堵剂及其制备方法 |
| CN102516963B (zh) * | 2011-10-17 | 2013-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于油水井套管修复的化学复合树脂封固剂 |
| AU2013338387B2 (en) * | 2012-10-31 | 2016-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluid invasion resistant cement slurries |
| CA2970650C (en) * | 2015-01-23 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates |
| CN105986776B (zh) * | 2015-02-05 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油水井套管破损的修复方法 |
| CN106014330B (zh) * | 2016-06-27 | 2019-05-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高漏失套损井化学封堵成功率的方法 |
-
2019
- 2019-10-29 CN CN201911040526.1A patent/CN110700785B/zh active Active
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090561A (en) * | 1976-04-22 | 1978-05-23 | Exxon Production Research Company | Method for cementing well pipe |
| US5954132A (en) * | 1996-11-05 | 1999-09-21 | Harris; Todd K. | Patching of injection and production well annular casing leaks for restoring mechanical integrity |
| US6105673A (en) * | 1996-11-05 | 2000-08-22 | Harris; Todd K. | Patching of injection and production well annular casing leaks for restoring mechanical integrity |
| CN1962809A (zh) * | 2005-11-10 | 2007-05-16 | 吉林石油集团有限责任公司 | 一种防漏低失水水泥浆 |
| CN203097808U (zh) * | 2012-11-16 | 2013-07-31 | 解宝江 | 一种油气井堵漏层结构 |
| CN103952129A (zh) * | 2014-04-22 | 2014-07-30 | 西安石油大学 | 一种油气井固井水泥环自修复液及其制备与应用 |
| CN107531570A (zh) * | 2015-04-23 | 2018-01-02 | 拉法基公司 | 在低温和高温下使用的低密度水泥基组合物 |
| CN105315975A (zh) * | 2015-12-07 | 2016-02-10 | 长江大学 | 一种套管密封修复液 |
| CN106479462A (zh) * | 2016-08-26 | 2017-03-08 | 北京华油陆海科技有限公司 | 一种堵剂及其制备方法及油井套管堵漏封窜方法 |
| CN106520089A (zh) * | 2016-09-14 | 2017-03-22 | 长江大学 | 一种凝胶堵漏剂及其制备方法和应用 |
| CN109095822A (zh) * | 2017-06-21 | 2018-12-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低密度防漏水泥组合物、低密度防漏水泥浆及其制备方法 |
| CN108071359A (zh) * | 2017-12-28 | 2018-05-25 | 长江大学 | 一种油气井中破损套管驻留修复的方法和驻留凝胶 |
| 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 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 水平井全井段封固双凝防漏水泥浆技术;许明标 等;《石油天然气学报（江汉石油学院学报）》;20141231;第36卷(第12期);第131-137页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110700785A (zh) | 2020-01-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107722954B (zh) | 一种用于钻井裂缝性漏失的堵漏剂、堵漏浆液及堵漏施工方法 | |
| CN101863643B (zh) | 一种疏水凝胶复合水泥及其堵漏方法 | |
| CN105523729A (zh) | 一种高效速凝型膨润土复合防水堵漏剂 | |
| CN105199685B (zh) | 一种诱导性裂缝防漏堵漏的水基钻井液 | |
| CN106566501B (zh) | 一种柔性堵漏剂及其制备方法与应用 | |
| CN110358513A (zh) | 一种桥接堵漏浆及其制备方法 | |
| CN100575447C (zh) | 一种组合物及其制备和应用 | |
| CN114836184A (zh) | 一种海上大漏失油水井修井用可降解暂堵剂及其使用方法 | |
| CN108716410A (zh) | 机械法联络通道高强弹性壁后注浆浆液及注浆方法 | |
| CN111763372A (zh) | 一种增强改性聚丙烯电力管及其制备方法 | |
| CN110700785B (zh) | 一种破损套管的沉降与漂浮复合堵漏修复方法 | |
| CN109210367B (zh) | 一种用于气体储存的耐压密封材料及方法 | |
| CN110819321B (zh) | 一种固化堵漏剂及其制备方法和堵漏浆 | |
| CN112960942B (zh) | 无水砂层中土压平衡顶管用触变泥浆及其制备方法、注浆方法和浆液置换方法 | |
| CN105604163B (zh) | 污水管道内部堵漏外部注浆施工方法 | |
| RU2473745C1 (ru) | Способ устранения протечек воды в подземных инженерных сооружениях | |
| CN110117984A (zh) | 混凝土管道沉降渗漏修复方法 | |
| WO2020019165A1 (zh) | 钻井用凝胶堵漏浆以及堵漏浆的制备方法和段塞堵漏方法 | |
| CN112593726A (zh) | 一种寒区的抗冻胀堵漏和加固方法 | |
| CN112360368A (zh) | 油井堵水方法 | |
| CN107841300B (zh) | 一种含油污泥型调剖堵水复合剂 | |
| CN116376524A (zh) | 一种堵漏剂、制备方法和施工方法 | |
| CN115612465A (zh) | 一种裂缝性储层自降解堵漏剂 | |
| CN113930200B (zh) | 一种治理环空带压的密封剂及其制备方法和应用 | |
| CN113372073A (zh) | 一种用于油水气井封堵的耐温抗盐封窜堵漏堵水堵剂 |
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 |