CN111927384A - 一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺 - Google Patents
一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111927384A CN111927384A CN202010642451.0A CN202010642451A CN111927384A CN 111927384 A CN111927384 A CN 111927384A CN 202010642451 A CN202010642451 A CN 202010642451A CN 111927384 A CN111927384 A CN 111927384A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- plugging
- agent
- section
- pressure
- plugged
- 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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 92
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims abstract description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 13
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 claims abstract description 6
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 6
- GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N tert-butyl benzenecarboperoxoate Chemical group CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 16
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 7
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 7
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 7
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims description 4
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 34
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 abstract description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 17
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 238000012719 thermal polymerization Methods 0.000 description 2
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 description 1
- 241000792859 Enema Species 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000007920 enema Substances 0.000 description 1
- 229940095399 enema Drugs 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 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
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明公开了一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，该封堵工艺包括以下步骤：对待封堵段试挤，测试吸水指数，计算堵剂用量，对待封堵段下界30米坐封可钻复合桥塞，然后填砂至封堵段下界；对待封堵段下油管挤注管柱，配制堵剂，所述堵剂组分为有机硅改性环氧基化合物和固化剂，所述固化剂为过氧化苯甲酸叔丁酯或过氧化苯甲酰类过氧化物，将堵剂挤入封堵段，并加装堵剂塞；带压关井候凝，对封堵后的塞面试压，试压合格钻除堵剂塞，试压合格后确认封堵作业结束，使用有机硅改性环氧基化合物和固化剂混合的堵剂，可以提高封堵强度、保障长久封堵有效。
Description
技术领域
本发明涉及油田油井封堵领域，特别是涉及一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺。
背景技术
国内油田多为砂岩储层、高压注水开发的老油田，其中注水、稠油热采、酸化等措施是这个老油田的主要措施类型，近年来，随着套损井数量的增加，井下技术状况不断恶化，失控储量增大，严重影响了老油田稳产基础，套损问题的存在，导致每年失控地质储量超过1亿吨，破坏了井网完善程度，影响了水驱油田开发效果，套管补贴、膨胀管修复损井的工艺已经在各大油田取得了很好的治理效果，伴随油田开发后期高强度注水、改层酸化、储层压裂的实施，这部分补贴和膨胀管修复的老井因为套管缩颈问题而无法再次进行该类措施的实施，会导致油水井关停，常规的堵漏和堵水采用固井水泥体系或凝胶体系，封堵后试压强度只有8-10MPa，有效期只有3-5个月，封堵失效后需要反复封堵，既造成了经济上损失，又耽误了油气井的生产时间，而且封堵的一次成功率只有30％左右因此，需要一种耐高温、高强度封堵技术，在油田中具有非常迫切的需求。
发明内容
针对上述问题，本发明提供了一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，具有封堵有效期长，耐压强度高的优点。
本发明的技术方案是：
一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，包括以下步骤：
a、对待封堵段试挤，测试吸水指数，计算堵剂用量；
b、对待封堵段下放30米坐封可钻复合桥塞，然后填砂至封堵段下界；
c、对待封堵段下挤注管柱；
d、配制堵剂，所述堵剂组分为有机硅改性环氧基化合物和固化剂，所述固化剂为过氧化苯甲酸叔丁酯或过氧化苯甲酰类过氧化物，将堵剂挤入封堵段，并加装堵剂塞；
e、带压关井候凝；
f、对封堵后的塞面试压，试压合格钻除堵剂塞，试压合格确认封堵作业结束。
上述技术方案的工作原理如下：
堵剂为有机硅改性环氧基化合物和过氧化苯甲酸叔丁酯或过氧化苯甲酰类过氧化物的混合物，实质上是SI-O分子链中引入疏水官能团并改变分子结构，聚合后形成高强度的网络固体结构，成胶时间可以由两种成份的用量来控制，具有较低的粘度，能够进入套管漏失段或射孔段，在达到固化时间后再地表温度的作用下发生热聚反应，形成具有高强度性能和稳定性能的封堵材料，形成极强的阻碍层，耐温超过350℃，透水率<0.35MD，抗压能力>150MPa，达到堵漏、堵水及二次固井的目的。
在进一步的技术方案中，所述步骤b中填砂至封堵段下界5-8米。
对封堵段下界5米-8米进行填砂作业，可以确保对封堵段形成有效封隔。
在进一步的技术方案中，所述步骤d在实施前需要对待封堵段进行洗井作业。
对待封堵段进行洗井作业，可以防止井筒压力系统异常以及产出气影响封堵质量。
在进一步的技术方案中，所述堵剂中添加促进剂、增塑剂和增强剂，所述堵剂配置方法为将有机硅改性环氧基化合物和固化剂均匀混合搅拌，所述有机硅改性环氧基化合物和固化剂重量比为100:10-100:20。
将有机硅改性环氧基化合物和固化剂均匀混合，堵剂的凝固时间依靠温度激发凝固，当调整固化剂用量的时候，就可以得到不同的凝固时间，固化剂用量大，固化时间越快，同时添加促进剂、增塑剂、增强剂等材料，可以满足现场施工需要的可控反应时间和固化后的机械性能。
在进一步的技术方案中，所述步骤f中，侯凝时间为24小时-48小时。
侯凝时间为24小时-48小时可以确保堵剂与地层胶结到最高强度，提高封堵的可靠性。
本发明的有益效果是：
1、堵剂为有机硅改性环氧基化合物和过氧化苯甲酸叔丁酯或过氧化苯甲酰类过氧化物的混合物，聚合后形成高强度的网络固体结构，成胶时间可以由两种成份的用量来控制，具有较低的粘度，能够进入套管漏失段或射孔段，在达到固化时间后再地表温度的作用下发生热聚反应，形成具有高强度性能和稳定性能的封堵材料，形成极强的阻碍层，具有超过150MPa的超高抗压强度，可以避免“插旗竿”与“灌肠”的风险，不受矿化度影响，单药剂施工，缩短了凝固时间，封堵成功率超过90％，节约了大量封堵费用，有效期超过10年，可以节省后期的反复的修井费用。
2、填砂至封堵段下界5米-8米，可以对封堵段形成有效封隔；
3、对待封堵段进行洗井作业，可以防止井筒压力系统异常以及产出气影响封堵质量；
4、在堵剂中添加促进剂、增塑剂、增强剂等材料，可以满足现场施工需要的可控反应时间和固化后的机械性能；
5、侯凝时间为24小时-48小时可以确保堵剂与地层胶结到最高强度，提高封堵的可靠性。
具体实施方式
下面对本发明的实施例作进一步说明。
实施例：
钻井深2300米，采用外径139.70mm、壁厚7.72mm生产套管，水泥返高1400m，生产层段位于2210m-2240m，因上部套管1023.84-1033.4m漏失，导致该井全井含水99％，因此需要对该套漏段进行封堵施工，本实施例为采用带笔尖的油管管柱挤封堵剂封堵工艺，堵剂配方说明如下：
该井封堵深度1023.84m-1033.4m层段测试温度为45.99℃，按照封堵段温度45℃-46℃进行堵剂的配方设计，考虑挤堵剂施工时间约2小时，因此初凝时间设计为大于4小时。堵剂按照主剂(有机硅改性环氧基化合物)：固化剂为100:20进行配制。
具体施工步骤如下：
1、堵剂用量计算：
预计留塞1010-1038m，根据套管外径139.7mm，套管壁厚7.72mm，每米套管容积12.13L，井筒内堵剂体积28x12.13＝339.64L，约0.4m3，根据套漏段暂堵后，对套漏段1023.84-1033.4m试挤吸水指数预测挤入套漏段套管外地层的堵剂用量，若吸水指数小于0.1m3/min(15MPa以内)，则该部分堵剂用量为0.5m3；若吸水指数为0.1m3/min-0.3m3/min(15MPa以内)，则该部分堵剂用量为0.8m3；若吸水指数大于0.3m3/min(15MPa以内)，则该部分堵剂用量为1.4m3以上，按照每1000米油管粘附堵剂100L计算，考虑包括搅拌罐底，泵车等堵剂粘附，附加量按照0.1m3计算，该段施工堵剂用量为以上三段之和为1.0-1.9m3，依据试挤测吸水指数、试挤压力确定准确的堵剂配制用量；
2、作业前对地面工具、设备及辅助设施进行全面检查，验收合格后方可开工。要求油管为试压合格的油管，满足施工要求，下通井规通井至1100m，下刮管器至1100m，对桥塞坐封位置1020-1070m反复刮削5-6遍；洗井至进出口水质一致，下可捞式桥塞，坐封桥塞位置1070m(±1.0m)处(避开套管接箍)。提出下桥塞管柱，下Y221封隔器管柱，坐封位置1068m(±1.0m)处(避开套管接箍)，验桥塞，试压15MPa，30min压力不降为合格，上提封隔器至1022m(±1.0m)处(避开套管接箍)，坐封成功后，反打压验上部套管，试压15MPa，30min压力不降为合格；若上部套管试压不合格，则继续找漏或采用其他管柱施工，填砂至砂面位置1038m(±0.5m)，冲出多余填砂，下入光油管至循环口位置1035m。采用光油管试挤；油管正打压对套漏段试挤，按照2MPa下5min、6MPa下5min、12MPa下5min、15MPa下5min阶梯加压试挤清水，测试吸水指数，记录下2MPa、6MPa、12MPa、15MPa每分钟吸水量；在最高压力数值下停泵30min，测试压降，每2min记录压力数值，直至停泵平衡压力数值，记录该停泵平衡压力数值。若停泵平衡压力降为0，则配制暂堵剂20方，暂堵套漏段，洗井1周，至进出口水质一致；
3、根据井温及吸水指数、停泵平衡压力数据，配制堵剂共1.0m3-1.9m3(视试挤情况而确定)，正替堵剂：排量为0.3m3/min-0.4m3/min依次从油管替入堵剂、隔离液1.0m3、清洗剂0.2m3、顶替液1.6m3，将堵剂顶替至油套平衡位置。上提油管：上提油管300米，接反洗井流程，反洗井15m3清水至进出口水质一致；挤堵剂：关油管阀门，从套管挤注清水，以排量0.1m3/min-0.2m3/min反挤清水0.8m3-1.4m3，将堵剂从套漏段挤出套管外，施工限压15MPa，顶替清水结束扩散压力至压力稳定；带压关井：依据试挤(或暂堵)时最低压力平衡值附加3MPa-5MPa带压关井，候凝48小时；
4、下放管柱实探塞面，加压5KN-8KN，复探3次，塞面高于1020m为合格。对塞面以上井筒试压，试压15MPa，30min压力降低小于0.5MPa为合格；若塞面试压不合格，则由作业监督与采油厂决定是否重新在塞面以上进一步找漏；
5、下入大功率Φ100螺杆钻具带外径Φ116mm的高效平底磨鞋，配大排量泵车，水罐进水口、出水口均安装过滤网，避免钻屑再次吸入油管内，钻压不大于5KN，排量大于0.4m3/min，钻穿后大排量洗净；钻塞过程中不能试压，钻塞至1034m停止钻塞，对封堵井段试压，试压15MPa，30min压力降低小于0.5MPa为合格。
在另外一个实施例中，该井完钻井深2240米，采用外径139.70mm、壁厚7.72mm生产套管，水泥返高至地面，生产层段位于2067m-2096.0m，施工前日产液22方，日产油0.3吨，含水率超过99％，考虑本层段下部层段2120m-2126.0m存在一定可采储量，因此封堵2067m-2096.0m射孔段，对2120m-2126.0m进行补孔和压裂。考虑下部层段压裂施工破裂压力约45MPa，因此需要对2067m-2096.0m层段封堵后试压50MPa合格后，即可保障下段压裂施工的实施，采用全可钻插管桥塞挤堵剂封堵，堵剂配方说明如下：
该井封堵射孔段2067m-2096.0m测试温度为75.99℃，按照封堵段温度75℃-80℃进行堵剂的配方设计，考虑挤堵剂施工时间约3小时，因此初凝时间设计为大于5小时。堵剂按照主剂(有机硅改性环氧基化合物)：固化剂为100:10进行配制。
具体施工步骤如下：
1、堵剂用量计算：
预计留塞2055-2102.0m，根据套管外径139.7mm，套管壁厚7.72mm，每米套管容积12.13L，井筒内堵剂体积570.11L，根据套漏段暂堵后，对射孔段2067.0m-2097.0m试挤吸水指数预测挤入射孔段及地层的堵剂用量：若吸水指数小于0.1m3/min，则该部分堵剂用量为0.5m3；若吸水指数0.1-0.3m3/min，则该部分堵剂用量为0.8m3；若吸水指数大于0.3m3/min，则该部分堵剂用量为1.4m3以上，按照每1000米油管粘附堵剂100L计算，考虑包括搅拌罐底，泵车等堵剂粘附，附加量按照0.2m3计算，该段施工堵剂用量为以上三段之和为1.3m3-2.2m3，依据试挤测吸水指数、试挤压力确定准确的堵剂配制用量。
2、作业前对地面工具、设备及辅助设施进行全面检查，验收合格后方可开工。要求油管为试压合格的油管，满足施工要求，下通井规通井至2140m，下刮管器至2140m，对桥塞坐封位置2000m-2140m反复刮削5-6遍；洗井至进出口水质一致，下可捞式桥塞，坐封桥塞位置2140m(±1.0m)处(避开套管接箍)。提出下桥塞管柱，下Y221封隔器管柱，坐封位置2137m(±1.0m)处(避开套管接箍)，验桥塞，试压50MPa，30min压力不降为合格，上提封隔器至2060m(±1.0m)处(避开套管接箍)，坐封成功后，反打压验上部套管，试压50MPa，30min压力不降为合格；若上部套管试压不合格，则继续找漏或采用其他管柱施工，填砂至砂面位置2102m(±0.5m)处，冲出多余填砂，下入光油管至循环口位置2099m。采用光油管试挤；油管正打压对套漏段试挤，按照10MPa下5min、20MPa下5min、30MPa下5min、40MPa下5min阶梯加压试挤清水，测试吸水指数，记录下10MPa、20MPa、30MPa、40MPa每分钟吸水量；在最高压力数值下停泵30min，测试压降，每2min记录压力数值，直至停泵平衡压力数值，记录该停泵平衡压力数值。若停泵平衡压力降为0，则配制暂堵剂20方，暂堵套漏段，洗井1周，至进出口水质一致。
3、根据井温及吸水指数、停泵平衡压力数据，配制高强度液体堵剂共2.0m3(视试挤情况而确定)，排量为0.3-0.4m3/min依次从油管替入高强度液体堵剂2.0m3、隔离液1.0m3、清洗剂0.2m3、顶替液4.5m3，将堵剂顶替至油套平衡位置，上提油管300米，接反洗井流程，反洗井15m3清水至进出口水质一致，关油管阀门，从套管挤注清水，以排量0.1m3/min-0.2m3/min反挤清水1.4m3，将堵剂挤入射孔段，施工限压50MPa，顶替清水结束扩散压力至压力稳定，依据试挤(或暂堵)时最低压力平衡值附加5MPa-8MPa带压关井，依据试挤(或暂堵)时最低压力平衡值附加5MPa-8MPa带压关井，候凝48小时。
4、下放管柱实探塞面，加压5KN-8KN，复探3次，塞面高于2060m为合格。对塞面以上井筒试压，试压50MPa，30min压力降低小于0.5MPa为合格，下入大功率Φ100螺杆钻具带外径Φ118mm的高效平底磨鞋，配大排量泵车，水罐进水口、出水口均安装过滤网，避免钻屑再次吸入油管内，钻压不大于5KN，排量大于0.4m3/min，钻穿后大排量洗净；钻塞过程中不能试压，钻塞至2098m停止钻塞，对封堵井段试压，试压50MPa，30min压力降低小于0.5MPa为合格。
以上所述实施例仅表达了本发明的具体实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。
Claims (5)
1.一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，其特征在于，包括以下步骤：
a、对待封堵段试挤，测试吸水指数，计算堵剂用量；
b、对待封堵段下界30米层段坐封可钻复合桥塞，然后填砂至封堵段下界；
c、对待封堵段下放挤注管柱；
d、配制堵剂，所述堵剂组分为有机硅改性环氧基化合物和固化剂，所述固化剂为过氧化苯甲酸叔丁酯或过氧化苯甲酰类过氧化物，将堵剂挤入封堵段，并加装堵剂塞；
e、带压关井候凝；
f、对封堵后的塞面试压，试压合格钻除堵剂塞，然后对井筒试压，试压合格确认封堵作业结束。
2.根据权利要求1所述的一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，其特征在于，所述步骤b中填砂至封堵段下界5米-8米。
3.根据权利要求1所述的一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，其特征在于，所述步骤d在实施前需要对待封堵段进行洗井作业。
4.根据权利要求1所述的一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，其特征在于，所述步骤d中，所述堵剂中添加促进剂、增塑剂和增强剂，所述堵剂配置步骤为将有机硅改性环氧基化合物和固化剂均匀混合搅拌，所述有机硅改性环氧基化合物和固化剂重量比为100:10-100:20。
5.根据权利要求1所述的一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺，其特征在于，所述步骤e中，侯凝时间为24小时-48小时。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010642451.0A CN111927384A (zh) | 2020-07-06 | 2020-07-06 | 一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010642451.0A CN111927384A (zh) | 2020-07-06 | 2020-07-06 | 一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111927384A true CN111927384A (zh) | 2020-11-13 |
Family
ID=73313984
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010642451.0A Pending CN111927384A (zh) | 2020-07-06 | 2020-07-06 | 一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111927384A (zh) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112647895A (zh) * | 2020-12-28 | 2021-04-13 | 黑龙江弘力通能源技术服务有限公司 | 一种采用液体套管进行油气井套管漏失封堵的方法 |
| CN112727397A (zh) * | 2021-01-05 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种利用温度响应型封固剂修复套损方法 |
| CN113153215A (zh) * | 2021-04-23 | 2021-07-23 | 大庆辰平钻井技术服务有限公司 | 一种超短半径水平井造斜段高水淹层化学封堵方法 |
| CN114893162A (zh) * | 2022-03-15 | 2022-08-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN115651616A (zh) * | 2022-10-28 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 高韧性树脂封堵剂及其制备方法和油气井套管的封堵方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1318589A (zh) * | 2001-05-28 | 2001-10-24 | 中国科学院广州化学研究所 | 一种改性糠醛丙酮环氧补强固结灌浆材料及其制法 |
| CN102604327A (zh) * | 2012-02-10 | 2012-07-25 | 中科院广州化灌工程有限公司 | 无溶剂环氧树脂堵漏材料及其制备方法与应用 |
| US20160304398A1 (en) * | 2013-12-04 | 2016-10-20 | Wellcem As | Sealant Material for Subterranean Wells |
| CN106632995A (zh) * | 2016-11-17 | 2017-05-10 | 中国人民解放军61489部队 | 一种高寒区混凝土用改性环氧树脂防渗堵漏注浆料方法 |
| CN107216609A (zh) * | 2017-06-13 | 2017-09-29 | 河南长安公路工程有限公司 | 快速堵漏环氧树脂灌浆材料 |
| CN108979585A (zh) * | 2018-07-27 | 2018-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田套损井套破点的封堵方法 |
-
2020
- 2020-07-06 CN CN202010642451.0A patent/CN111927384A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1318589A (zh) * | 2001-05-28 | 2001-10-24 | 中国科学院广州化学研究所 | 一种改性糠醛丙酮环氧补强固结灌浆材料及其制法 |
| CN102604327A (zh) * | 2012-02-10 | 2012-07-25 | 中科院广州化灌工程有限公司 | 无溶剂环氧树脂堵漏材料及其制备方法与应用 |
| US20160304398A1 (en) * | 2013-12-04 | 2016-10-20 | Wellcem As | Sealant Material for Subterranean Wells |
| CN106632995A (zh) * | 2016-11-17 | 2017-05-10 | 中国人民解放军61489部队 | 一种高寒区混凝土用改性环氧树脂防渗堵漏注浆料方法 |
| CN107216609A (zh) * | 2017-06-13 | 2017-09-29 | 河南长安公路工程有限公司 | 快速堵漏环氧树脂灌浆材料 |
| CN108979585A (zh) * | 2018-07-27 | 2018-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田套损井套破点的封堵方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 赵陈超等: "《硅橡胶及其应用》", 30 April 2018, 北京：化学工业出 * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112647895A (zh) * | 2020-12-28 | 2021-04-13 | 黑龙江弘力通能源技术服务有限公司 | 一种采用液体套管进行油气井套管漏失封堵的方法 |
| CN112727397A (zh) * | 2021-01-05 | 2021-04-30 | 西南石油大学 | 一种利用温度响应型封固剂修复套损方法 |
| CN113153215A (zh) * | 2021-04-23 | 2021-07-23 | 大庆辰平钻井技术服务有限公司 | 一种超短半径水平井造斜段高水淹层化学封堵方法 |
| CN113153215B (zh) * | 2021-04-23 | 2022-11-29 | 大庆辰平钻井技术服务有限公司 | 一种超短半径水平井造斜段高水淹层化学封堵方法 |
| CN114893162A (zh) * | 2022-03-15 | 2022-08-12 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN114893162B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-07-28 | 中海油能源发展股份有限公司 | 一种水平筛管井储层改造工艺方法 |
| CN115651616A (zh) * | 2022-10-28 | 2023-01-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 高韧性树脂封堵剂及其制备方法和油气井套管的封堵方法 |
| CN115651616B (zh) * | 2022-10-28 | 2024-02-23 | 中国石油天然气集团有限公司 | 高韧性树脂封堵剂及其制备方法和油气井套管的封堵方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111927384A (zh) | 一种用于封堵漏层及堵水的高强度纯液体堵剂封堵工艺 | |
| CN110118069B (zh) | 一种超深井钻井压力控制设备及操作方法 | |
| CN101638979A (zh) | 一种用于油水井的堵水、堵漏、二次固井技术 | |
| CN110725663B (zh) | 一种免桥塞不动管柱套损井化学堵漏工艺 | |
| CN109236231B (zh) | 一种矿井钻孔内封堵裸孔段裂隙涌水的注浆装置 | |
| CN108708711A (zh) | 一种准确确定漏失层位的方法 | |
| CN109138904B (zh) | 双封隔器分层注浆止水装置及其使用方法 | |
| JP2022046072A (ja) | 多段同時注入装置 | |
| CN1414209A (zh) | 一种油水井复合防砂方法 | |
| CN112360368B (zh) | 油井堵水方法 | |
| CN107461182B (zh) | 分层压裂防砂方法 | |
| CN106479462A (zh) | 一种堵剂及其制备方法及油井套管堵漏封窜方法 | |
| CN107218010B (zh) | 破损钻孔套管堵水桥塞及双桥塞式堵水方法 | |
| CN110699062A (zh) | 环氧树脂涂层支撑剂及其制备方法和施工工艺 | |
| CN114607313A (zh) | 一种无固相凝胶封堵方法 | |
| CN112811878A (zh) | 基于cmas技术的人工井壁防砂及其控水施工工艺 | |
| RU2354802C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| CN1133389A (zh) | 稠油注汽热采井人工井壁防砂技术 | |
| RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
| RU2323324C1 (ru) | Способ ремонта нагнетательной скважины | |
| RU2614833C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора при строительстве скважин | |
| CN114718502B (zh) | 废弃井封堵方法 | |
| CN112746828B (zh) | 防砂施工工艺 | |
| CN116574493B (zh) | 深层致密油气层预撑裂缝暂堵保护储层材料与应用方法 |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20201113 |