CN112814612A - 油井的封层堵漏方法 - Google Patents
油井的封层堵漏方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112814612A CN112814612A CN201911127061.3A CN201911127061A CN112814612A CN 112814612 A CN112814612 A CN 112814612A CN 201911127061 A CN201911127061 A CN 201911127061A CN 112814612 A CN112814612 A CN 112814612A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- casing
- rubber plug
- isolation rubber
- plugging
- cement slurry
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 176
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 155
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 98
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 61
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 38
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 35
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 16
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 239000012212 insulator Substances 0.000 claims description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
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
Abstract
本公开公开了一种油井的封层堵漏方法，该封层堵漏方法包括：从井口向套管内注入第一水泥浆；将隔离体下放至所述套管，所述隔离体将所述套管密封分隔为沿所述套管的长度方向排列的两部分；向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，使得所述隔离体推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。本公开能对水平井和大斜度井快速完成封层堵漏作业，加快施工周期，减少作业费用。
Description
技术领域
本公开涉及油井开采技术领域，特别涉及一种油井的封层堵漏方法。
背景技术
在油田开发生产过程中，由于生产措施的需要，需要对油井进行暂时或永久性地封层堵漏作业。
相关技术中的封层堵漏工艺流程包括：从井口向井内下放油管，待油管的管脚下至油层段(例如，套管开设采油孔的位置)，向油管内注入水泥浆以封堵油层段，待水泥浆凝固后，进行探塞、试压以判断封层堵漏作业是否成功。
由于水平井和大斜度井的特殊性，采用该封层堵漏工艺时，油管只能伸入水平井和大斜度井的竖直井段位置，当向油管内注入水泥浆时，由于水泥浆的粘附性大且流动性差的特点，致使注入的水泥浆经常未能完全抵达套管的采油孔所在位置，且水泥浆还会出现仅覆盖在套管水平段的底部的情况，从而导致封层堵漏作业不成功，需要反复多次封层堵漏，延迟施工周期，增大作业费用。
发明内容
本公开实施例提供了一种油井的封层堵漏方法，能对水平井和大斜度井快速完成封层堵漏作业，加快施工周期，减少作业费用。所述技术方案如下：
本公开实施例提供了一种油井的封层堵漏方法，所述封层堵漏方法包括：从井口向套管内注入第一水泥浆；将隔离体下放至所述套管，所述隔离体将所述套管密封分隔为沿所述套管的长度方向排列的两部分；向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，使得所述隔离体推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述隔离体包括：外隔离胶套和内隔离胶塞，所述外隔离胶套套设在所述内隔离胶塞上，所述隔离体适用于从井口至井底采用大直径套管和小直径套管依次连接的油井，所述外隔离胶套的外径不小于所述大直径套管的内径，所述内隔离胶塞的外径不小于所述小直径套管的内径。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述外隔离胶套与所述内隔离胶塞采用销钉固定连接。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述将隔离体下放至所述套管，包括：将所述隔离体下放至所述大直径套管和所述小直径套管的连接处。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，包括：向所述大直径套管内注入所述顶替液对所述内隔离胶塞施压，驱使所述内隔离胶塞与所述外隔离胶套分离；持续向所述大直径套管内注入所述顶替液推动所述内隔离胶塞进入所述小直径套管内并推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述向所述大直径套管内注入所述顶替液对所述内隔离胶塞施压之前，包括：向所述大直径套管内注入密封液层，使所述密封液层与所述隔离体相抵。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述隔离体为隔离液，所述隔离液的密度与所述第一水泥浆的密度的比值不小于1.2，所述隔离液的稠度不小于100S。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述将隔离体下放至所述套管，包括：从井口通过油管向所述套管的竖直段的下方注入隔离液，使所述隔离液与所述第一水泥浆相抵；所述向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，包括：通过所述油管向所述套管注入顶替液驱动所述隔离液推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述隔离体包括：相互分离的第一隔离胶塞和第二隔离胶塞，所述第一隔离胶塞和所述第二隔离胶塞的外径均不小于所述套管的内径，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的结构相同。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述第一隔离胶塞和所述第二隔离胶塞的外径比所述套管的内径大12mm至15mm。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述将隔离体下放至所述套管，包括：将所述第一隔离胶塞下放至所述套管内；向所述套管内注入第二水泥浆，使所述第二水泥浆与所述第一隔离胶塞相抵；将所述第二隔离胶塞下放至所述套管内，使所述第二隔离胶塞与所述第二水泥浆相抵。
在本公开实施例的另一种实现方式中，向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，包括：向所述套管注入顶替液驱动所述第二隔离胶塞、所述第二水泥和所述第一隔离胶塞移动，使得所述第二隔离胶塞、所述第二水泥和所述第一隔离胶塞推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
在本公开实施例的另一种实现方式中，所述从井口向套管内注入第一水泥浆，包括：向所述套管内下放油管；从井口通过所述油管向所述套管注入所述第一水泥浆在本公开实施例的另一种实现方式中，所述从井口向套管内注入第一水泥浆，包括：向套管内注入堵漏水泥浆，所述堵漏水泥浆内掺有堵漏剂，所述堵漏水泥浆用于封堵所述套管的采油孔和储层的裂缝；向套管内注入封层水泥浆，所述封层水泥浆用于封堵所述套管的采油孔区域。
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
本公开实施例提供的油井的封层堵漏方法通过从井口向套管内注入第一水泥浆，然后将隔离体下放至套管，并向套管注入顶替液驱动隔离体移动，使得隔离体推动第一水泥浆至套管的采油孔区域。其中，隔离体在下入井内后可以将套管密封分隔为沿套管的长度方向排列的两部分，即隔离体可以密封分隔套管中位于隔离体两侧的空间。因此，隔离体下入套管后在顶替液的驱动下，即使是粘附性大且流动性差的水泥浆也能在套管内向套管的采油孔区域移动，从而在隔离体的逐步推动下，第一水泥浆能完全封堵套管的采油孔区域，并且相较于相关技术中的油管注入的工艺，采用的隔离体不仅能在水平井和大斜度井的竖直井段推动第一水泥浆移动，而且还能在水平段推动第一水泥浆移动，因此，能对水平井和大斜度井快速完成封层堵漏作业，加快施工周期，减少作业费用。
附图说明
为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本公开实施例提供的一种油井的封层堵漏方法的流程图；
图2是本公开实施例提供的一种隔离体的结构示意图；
图3是本公开实施例提供的一种水泥头上安装隔离体的结构示意图；
图4是本公开实施例提供的一种油井的封层堵漏的示意图；
图5是本公开实施例提供的一种隔离体的结构示意图；
图6是本公开实施例提供的一种油井的封层堵漏的示意图；
图7是本公开实施例提供的一种油井的封层堵漏的示意图。
具体实施方式
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
在油田开发生产过程中，由于生产措施的需要，需要对油井进行暂时或永久性地封层堵漏作业。相关技术中的封层堵漏方法通常为：低位循环高位挤水泥封堵法和高位挤水泥封堵法。
其中，低位循环高位挤封法的工艺流程为：井口不带压，从井口向井内下放油管，待油管的管脚下至油层段以下，从油管注入水泥浆，上提油管的管脚至油层段上方，反洗井，洗出多余水泥浆。然后，关闭套管闸门挤水泥浆，将水泥浆推入油层段，关闭油管、套管，待水泥浆凝固后，进行探塞、试压判断封层堵漏工作是否成功。
高位挤水泥封堵法的工艺流程为：井口不带压，从井口向井内下放油管，使油管的管脚位于油层段以上，向油管内注入高压水泥浆，将水泥浆推入油层段，向油管内泵入清水，将油管内的剩余水泥浆挤入油层段，关闭油管、套管，待水泥浆凝固后，进行探塞、试压判断封层堵漏工作是否成功。
然而，对水平井和大斜度井进行封层堵漏工作时，油管只能伸入水平井和大斜度井的竖直井段位置，加之水泥浆的粘附性大且流动性差，使得水泥浆封堵套管的采油孔区域的效果较差，延长施工周期，增大作业费用。同时，使用油管向井内注入水泥时，油管内通常会残留部分水泥，从而使待注入的水泥不能完全注入至套管内，造成水泥的浪费，并且，使用油管向井内注入水泥也容易出现水泥直接在油管内凝固的情况，造成油管堵塞的问题，降低施工效率和施工质量。
图1是本公开实施例提供的一种油井的封层堵漏方法的流程图。如图1所示，该封层堵漏方法包括：
步骤101：从井口向套管内注入第一水泥浆。
步骤102：将隔离体下放至套管。
其中，隔离体将套管密封分隔为沿套管的长度方向排列的两部分。即当隔离体下入井内后可以密封分隔套管中位于隔离体两侧的空间。
步骤103：向套管注入顶替液驱动隔离体移动，使得隔离体推动第一水泥浆至套管的采油孔区域。
本公开实施例提供的油井的封层堵漏方法通过从井口向套管内注入第一水泥浆，然后将隔离体下放至套管，并向套管注入顶替液驱动隔离体移动，使得隔离体推动第一水泥浆至套管的采油孔区域。其中，隔离体在下入井内后可以将套管密封分隔为沿套管的长度方向排列的两部分，即隔离体可以密封分隔套管中位于隔离体两侧的空间。因此，隔离体下入套管后在顶替液的驱动下，即使是粘附性大且流动性差的水泥浆也能在套管内向套管的采油孔区域移动，从而在隔离体的逐步推动下，第一水泥浆能完全封堵套管的采油孔区域，并且相较于相关技术中的油管注入的工艺，采用的隔离体不仅能在水平井和大斜度井的竖直井段推动第一水泥浆移动，而且还能在水平段推动第一水泥浆移动，因此，能对水平井和大斜度井快速完成封层堵漏作业，加快施工周期，减少作业费用。
本实施例中，在执行步骤101：从井口向套管内注入第一水泥浆时，还可以包括：向套管内下放油管，从井口通过油管向套管注入第一水泥浆。
采用油管注入第一水泥浆的方式可以更为快速地将第一水泥浆注入到所需的位置，避免注入时第一水泥浆在移动的过程中残留较多第一水泥浆在套管内壁上。
在本施例的一种可能实现方式中，隔离体包括：相互分离的第一隔离胶塞和第二隔离胶塞，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的外径均不小于套管的内径。
示例性地，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的外径可以比套管的内径大12mm至15mm，以使得第一隔离胶塞和第二隔离胶塞下入套管后与套管紧密配合。
本实施例中，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的结构相同。如图2所示，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞均包括胶塞柱体2a和设置在胶塞柱体2a外壁上环形凸起2b。位于胶塞柱体2a外壁上的环形凸起2b可以有多个或者一个，多个环形凸起2b可以沿着胶塞柱体2a的轴向间隔排布。设置的数量越多可以使第一隔离胶塞和第二隔离胶塞与套管之间的摩擦力越大，从而使得第一隔离胶塞和第二隔离胶塞与套管连接更加紧密。
其中，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞为一体成型结构，即胶塞柱体和环形凸起均是通过一次加工工艺形成，例如，胶塞柱体和环形凸起可以通过同一种材料浇铸而成。
需要说明的是，胶塞柱体上的环形凸起可以为锥体或圆柱体，本实施例不做限制。
在使用第一隔离胶塞和第二隔离胶塞时需要安装在水泥头上，配合水泥头一起完成水泥浆的注入工作。其中，水泥头是一种固井注水泥时安装在套管顶端(即井口位置)的装置。
图3是本公开实施例提供的一种水泥头上安装隔离体的结构示意图。如图3所示，水泥头管体1内从下至上分别安装第一隔离胶塞21和第二隔离胶塞22，两个隔离胶塞均使用挡销11固定在水泥头管体1内部，水泥头管体1上设置有三个注液管道12，三个注液管道12内均设置有一个旋塞阀13，旋塞阀13可以控制注液管道12开启或关闭。其中一个注液管道12与两个第一隔离胶塞21和第二隔离胶塞22之间的空间连通，另外两个注液管道12分别与第一隔离胶塞21的下部空间和第二隔离胶塞22的上部空间连通。
在采用图3提供的水泥头进行油井的封层堵漏时，首先，在水泥头安装第一隔离胶塞和第二隔离胶塞；然后打开图3中下方的旋塞阀，从注液管道向第一隔离胶塞的下部空间注入第一水泥浆。
可选地，采用上述包括第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的隔离体推动第一水泥浆至套管的采油孔区域可以包括：
第一步：将第一隔离胶塞下放至套管内。
如图3所示，打开图3中间的旋塞阀13且抽出第一隔离胶塞21的挡销11，使得第一隔离胶塞21在自重的作用下落入套管内，或注液驱动第一隔离胶塞21进入套管。
第二步：向套管内注入第二水泥浆，使第二水泥浆与第一隔离胶塞相抵。
如图3所示，向第一隔离胶塞21和第二隔离胶塞22之间的空间注入第二水泥浆，使第二水泥浆与第一隔离胶塞21相抵。
第三步：将第二隔离胶塞下放至套管内，使第二隔离胶塞与第二水泥浆相抵。
如图3所示，打开图3上方的旋塞阀13且抽出第二隔离胶塞22的挡销11，使得第二隔离胶塞22在自重的作用下落入套管内，或注液驱动第二隔离胶塞22进入套管，使第二隔离胶塞22与第二水泥浆相抵。
第四步：向套管注入顶替液驱动第二隔离胶塞、第二水泥浆和第一隔离胶塞移动，使得第二隔离胶塞、第二水泥和第一隔离胶塞推动第一水泥浆至套管的采油孔区域。
如图3所示，向注液管道12内注入顶替液，例如，清水，通过顶替液驱使第二隔离胶塞22下放至套管内与第二水泥浆相抵。如图4所示，并在顶替液C的驱动下使第二隔离胶塞22、第二水泥浆B和第一隔离胶塞21推动第一水泥浆A至套管的采油孔区域。
上述采用第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的隔离体可以适用于套管的管径不变的直井、水平井或大斜度井。而对于具有套管的管径变化的油井，例如，具有大小直径套管油井，则并不能采用第一隔离胶塞和第二隔离胶塞作为隔离体。其中，具有大小直径套管油井是指从井口至井底采用大直径套管和小直径套管依次连接的油井。
为此，本实施例提供了一种包括外隔离胶套和内隔离胶塞的隔离体。
在本施例的一种可能实现方式中，隔离体包括：外隔离胶套和内隔离胶塞，外隔离胶套套设在内隔离胶塞上，该隔离体适用于从井口至井底采用大直径套管和小直径套管依次连接的油井。其中，外隔离胶套的外径不小于大直径套管的内径，内隔离胶塞的外径不小于小直径套管的内径。
示例性地，外隔离胶套的外径可以比大直径套管的内径大12mm至15mm，以使得外隔离胶套下入套管后与大直径套管紧密配合。内隔离胶塞的外径可以比小直径套管的内径大12mm至15mm，以使得内隔离胶套下入套管后与小直径套管紧密配合。
需要说明的是，可以根据大、小直径套管的型号，选用合适尺寸的外隔离胶套和内隔离胶塞。
图5是本公开实施例提供的一种隔离体的结构示意图。如图5所示，该隔离体包括外隔离胶套31和内隔离胶塞32，外隔离胶套31套设在内隔离胶塞32上。外隔离胶套31与内隔离胶塞32采用销钉固定连接。例如，外隔离胶套采用4个周向分布销钉固定套接在内隔离胶塞上。
其中，如图5所示，内隔离胶塞32的结构与前文所述的第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的结构相同，本实施例不做赘述。外隔离胶套31可以包括胶塞筒体31a和设置在胶塞筒体31a外壁上环形凸起31b。位于胶塞筒体31a外壁上的环形凸起31b可以有多个或者一个，多个环形凸起31b可以沿着胶塞筒体31a的轴向间隔排布。设置的数量越多可以使外隔离胶套与套管之间的摩擦力越大，从而使得外隔离胶套与套管连接更加紧密。
其中，外隔离胶套为一体成型结构，即胶塞筒体和环形凸起均是通过一次加工工艺形成，例如，胶塞筒体和环形凸起可以通过同一种材料浇铸而成。
需要说明的是，胶塞筒体上的环形凸起可以为锥体或圆柱体，本实施例不做限制。
在采用图5提供的隔离体进行油井的封层堵漏时，首先，在水泥头内安装外隔离胶套和内隔离胶塞；然后打开水泥头的旋塞阀，从注液管道向套管内注入第一水泥浆。
可选地，采用上述包括外隔离胶套和内隔离胶塞的隔离体推动第一水泥浆至套管的采油孔区域可以包括：
第一步：外隔离胶套固定套设在内隔离胶塞上，并将外隔离胶套和内隔离胶塞下放至大直径套管和小直径套管的连接处。
其中第一步可以包括：将水泥头上用于固定外隔离胶套和内隔离胶塞的挡销抽出，使得外隔离胶套和内隔离胶塞在自重的作用下落入大直径套管和小直径套管的连接处，或注液驱动外隔离胶套和内隔离胶塞进入大直径套管和小直径套管的连接处。
第二步：向大直径套管内注入顶替液对内隔离胶塞施压，驱使内隔离胶塞与外隔离胶套分离。
其中第二步可以包括：打开水泥头的旋塞阀，向注液管道注入顶替液，例如，清水，通过顶替液推动将隔离体移动至大直径套管和小直径套管的连接处。此时，持续向大直径套管注顶替液增压，使得大直径套管内压力达到15MPa，此时外隔离胶套和内隔离胶塞之间的销钉被剪断，内隔离胶塞从外隔离胶套内脱离。
可选地，如图6所示，向大直径套管内注入顶替液对内隔离胶塞施压之前，还可以包括：向大直径套管内注入密封液层D，使密封液层D与隔离体相抵。密封液层D可以与内隔离胶塞32一起分隔小直径套管，以提高内隔离胶塞32的密封性能。示例性地，密封液层D可以为水泥浆层。
第三步：持续向大直径套管内注入顶替液推动内隔离胶塞进入小直径套管内并推动第一水泥浆至套管的采油孔区域。
其中第三步可以包括：如图6所示，持续向大直径套管内注入顶替液C推动内隔离胶塞32进入小直径套管内并推动第一水泥浆A至套管的采油孔区域，关闭旋塞阀，待水泥浆凝固即完成油井的封层堵漏。
上述提供的两种封层堵漏工艺适合套管轻微变形或吸水量小、压力高的水平井、大斜度井。然而，对于套管较大变形，致使胶塞无法推动水泥浆的情况；且对于吸水量小、压力高的水平井、大斜度井，也会出现因压力高导致胶塞无法推动水泥浆的情况。
在本实施例的一种可能实现方式中，隔离体为隔离液，隔离液的密度与第一水泥浆的密度的比值不小于1.2，隔离液的稠度不小于100S。相较于胶塞，隔离液的形状可变，因此隔离液更能适应套管形变较大的油井。同时，由于隔离液的密度比第一水泥浆高，因此，在使用隔离液推动第一水泥浆时，即使是在水平井段，由于隔离液的密度较大且隔离液填充了套管，加之隔离液的稠度较大，因此能避免出现第一水泥浆因密度差异的原因沉入隔离液的底部，从而导致隔离液不能完全将第一水泥浆推至套管的采油区域的情况。
示例性地，隔离液可以采用掺入盐类等物质的清水或水泥浆。通过在清水中掺入盐类等物质，以提高清水的密度；当隔离液选用水泥浆时可以通过调配的方式调制出密度高于第一水泥浆的水泥浆。
采用上述隔离液进行油井的封层堵漏可以包括：
第一步：向套管的竖直段下放油管。
如图7所示，将油管E下放至套管内，直至油管遇到套管形变较大的位置。
第二步：从井口通过油管E向竖直段的下方注入第一水泥浆A。
第三步：从井口通过油管E向竖直段的下方注入隔离液4，使隔离液4与第一水泥浆A相抵。
其中第三步可以包括：通过油管E向竖直段的下方注入高于第一水泥浆A密度1.2倍、稠度大于100S的隔离液2m3至4m3，使隔离液4与第一水泥浆A相抵，以便于后续推动第一水泥浆A移动。
第四步：通过油管E向套管注入顶替液C驱动隔离液4推动第一水泥浆A至套管的采油孔区域(参见图7)。
本实施例提供的封层堵漏方法以低位循环高位挤封法或高位挤封法为基础。将第一水泥浆替入井筒后，在注入顶替液前要注入高于第一水泥浆密度1.2倍、稠度大于100S的隔离液，用高粘度、高密度的隔离液代替传统工艺中的清水顶替液，确保在水平井段和大斜度井段彻底有效驱动第一水泥浆至套管的采油孔区域，从而达到将水平井段和大斜度井段套管内第一水泥浆替干净的效果。由于隔离液不受制于套管形变的影响，因此采用该种隔离液的封层堵漏方法适合套管变形较大或吸水量小、压力高的水平井、大斜度井。
可选地，从井口向套管内注入第一水泥浆A，可以包括：向套管内注入堵漏水泥浆A1，向套管内注入封层水泥浆A2。其中，堵漏水泥浆A1内掺有堵漏剂，堵漏水泥浆A1用于封堵套管的采油孔，封层水泥浆A2用于封堵套管的采油孔区域。
如图4、6、7所示，堵漏水泥浆A1均用于封堵套管的采油孔区域位置的采油孔或裂缝，以避免油液进入套管。封层水泥浆A2封堵套管的采油孔区域，向整个采油孔区域封堵，以进一步提高密封性，保证封层堵漏的效果。
其中，堵漏剂可以是固体颗粒堵漏材料和水泥胶凝材料。例如，固体颗粒堵漏材料可以是云母片、玄武岩纤维和石灰岩颗粒等；水泥凝胶材料可以是水泥熟料矿物与水反应，生成尺寸极小、粒度在胶体范围内的凝胶状产物。
在水泥浆内掺入固体颗粒堵漏材料和水泥胶凝材料，利用水泥胶凝材料的胶凝作用固定固体颗粒堵漏材料，防止井内液体对固体颗粒堵漏材料的冲刷，同时提高承压堵漏能力；水泥浆在掺入固体颗粒堵漏材料和水泥胶凝材料的堵漏剂后，能促使水泥浆在套管的采油孔和裂缝处固结，便于实现套管的采油孔和储层的裂缝的封堵。
可选地，在从井口向套管内注入第一水泥浆之前，可以包括：向套管内注入前置液，前置液可以是水泥或者是清水。通过注入前置液可以将井内液体和第一水泥浆隔离，避免井内液体影响第一水泥浆封堵套管。
本公开提供了一种应用实例，本实施例在I317-2-20、I317-2-22、I317-51等水平井段和B203H等大斜度井段，进行了封堵试验5井次。
以I317-2-20井为例做施工情况介绍；该井人工井底2081m，套管内径124.6mm，封堵层段1991m至2033m，预留塞面H:1970m误差8m。根据前期通井、找漏、求吸水工艺确定了该井吸水量350L/min，压力7MPa至9MPa，套管完好，决定实验该工艺，该井空井筒不下管柱，在井口安装好水泥头。首先，注入密度为1.86Kg/cm3、稠度为110S以上的堵漏水泥浆3.2m3，再注入密度为1.86Kg/cm3、初凝时间为70分钟的封层水泥浆5.5m3，释放第一隔离胶塞，再注入210L初凝时间为70分钟的第二水泥浆，释放第二隔离胶塞，并采用清水24.1m3作为顶替液驱动隔离体推动水泥浆移动。施工时压力9MPa至15MPa，固井车排量600L/min至800L/min，成功将水泥浆、隔离体顶替至预定位置。待凝固12小时后，探塞、试压均达到设计要求，实现了水平井段封堵一次性成功。
总施工时间：以2000m井深封堵一次为例，坐井口管线试压4小时+挤水泥2小时+候凝12小时＝18小时。
而采用低位循环高位挤封法和高位挤封法：首先要下油管，施工过程中需要开关套管闸门、上提下放油管，做封井器返修件，做井口高压挤，施工工序比较复杂，时间比较长，无法挤入速凝水泥浆，侯凝时间长。
总施工时间：以2000m井深封堵一次为例，下油管6小时+座井口管线试压4小时+替水泥2小时+起管柱反洗井2小时+做井口2小时+挤顶替液1小时+侯凝36小时＝53小时。
经对比可知，采用本实施例提供油井的封层堵漏方法能对水平井和大斜度井快速完成封层堵漏作业，加快施工周期，减少作业费用。
以上仅为本公开的较佳实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。
Claims (14)
1.一种油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述封层堵漏方法包括：
从井口向套管内注入第一水泥浆；
将隔离体下放至所述套管，所述隔离体将所述套管密封分隔为沿所述套管的长度方向排列的两部分；
向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，使得所述隔离体推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
2.根据权利要求1所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述隔离体包括：外隔离胶套和内隔离胶塞，所述外隔离胶套套设在所述内隔离胶塞上，所述隔离体适用于从井口至井底采用大直径套管和小直径套管依次连接的油井，所述外隔离胶套的外径不小于所述大直径套管的内径，所述内隔离胶塞的外径不小于所述小直径套管的内径。
3.根据权利要求2所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述外隔离胶套与所述内隔离胶塞采用销钉固定连接。
4.根据权利要求2所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述将隔离体下放至所述套管，包括：
将所述隔离体下放至所述大直径套管和所述小直径套管的连接处。
5.根据权利要求4所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，包括：
向所述大直径套管内注入所述顶替液对所述内隔离胶塞施压，驱使所述内隔离胶塞与所述外隔离胶套分离；
持续向所述大直径套管内注入所述顶替液推动所述内隔离胶塞进入所述小直径套管内并推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
6.根据权利要求2所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述向所述大直径套管内注入所述顶替液对所述内隔离胶塞施压之前，包括：
向所述大直径套管内注入密封液层，使所述密封液层与所述隔离体相抵。
7.根据权利要求1所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述隔离体为隔离液，所述隔离液的密度与所述第一水泥浆的密度的比值不小于1.2，所述隔离液的稠度不小于100S。
8.根据权利要求7所示的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述将隔离体下放至所述套管，包括：
从井口通过油管向所述套管的竖直段的下方注入隔离液，使所述隔离液与所述第一水泥浆相抵；
所述向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，包括：
通过所述油管向所述套管注入顶替液驱动所述隔离液推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
9.根据权利要求1所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述隔离体包括：相互分离的第一隔离胶塞和第二隔离胶塞，所述第一隔离胶塞和所述第二隔离胶塞的外径均不小于所述套管的内径，第一隔离胶塞和第二隔离胶塞的结构相同。
10.根据权利要求9所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述第一隔离胶塞和所述第二隔离胶塞的外径比所述套管的内径大12mm至15mm。
11.根据权利要求9所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述将隔离体下放至所述套管，包括：
将所述第一隔离胶塞下放至所述套管内；
向所述套管内注入第二水泥浆，使所述第二水泥浆与所述第一隔离胶塞相抵；
将所述第二隔离胶塞下放至所述套管内，使所述第二隔离胶塞与所述第二水泥浆相抵。
12.根据权利要求11所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，向所述套管注入顶替液驱动所述隔离体移动，包括：
向所述套管注入顶替液驱动所述第二隔离胶塞、所述第二水泥和所述第一隔离胶塞移动，使得所述第二隔离胶塞、所述第二水泥和所述第一隔离胶塞推动所述第一水泥浆至所述套管的采油孔区域。
13.根据权利要求1至12任一项所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述从井口向套管内注入第一水泥浆，包括：
向所述套管内下放油管；
从井口通过所述油管向所述套管注入所述第一水泥浆。
14.根据权利要求1至12任一项所述的油井的封层堵漏方法，其特征在于，所述从井口向套管内注入第一水泥浆，包括：
向套管内注入堵漏水泥浆，所述堵漏水泥浆内掺有堵漏剂，所述堵漏水泥浆用于封堵所述套管的采油孔和储层的裂缝；
向套管内注入封层水泥浆，所述封层水泥浆用于封堵所述套管的采油孔区域。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911127061.3A CN112814612A (zh) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | 油井的封层堵漏方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911127061.3A CN112814612A (zh) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | 油井的封层堵漏方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112814612A true CN112814612A (zh) | 2021-05-18 |
Family
ID=75852336
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911127061.3A Pending CN112814612A (zh) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | 油井的封层堵漏方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112814612A (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6732797B1 (en) * | 2001-08-13 | 2004-05-11 | Larry T. Watters | Method of forming a cementitious plug in a well |
| CN104153738A (zh) * | 2013-05-14 | 2014-11-19 | 四川海沃石油工程技术有限公司 | 一种运用于钻井工程中的控塞堵漏工具组件及堵漏方法 |
| CN105019858A (zh) * | 2015-08-17 | 2015-11-04 | 中国海洋石油总公司 | 高温高压井三胶塞固井水泥头装置及固井作业方法 |
| CN205477525U (zh) * | 2016-03-29 | 2016-08-17 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 水平井漂浮下套管管柱 |
| CN106703744A (zh) * | 2016-12-06 | 2017-05-24 | 长江大学 | 一种压裂井筒的高承压封堵方法 |
| CN208900074U (zh) * | 2018-09-30 | 2019-05-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 | 一种用于控制注水泥塞面的辅助装置 |
-
2019
- 2019-11-18 CN CN201911127061.3A patent/CN112814612A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6732797B1 (en) * | 2001-08-13 | 2004-05-11 | Larry T. Watters | Method of forming a cementitious plug in a well |
| CN104153738A (zh) * | 2013-05-14 | 2014-11-19 | 四川海沃石油工程技术有限公司 | 一种运用于钻井工程中的控塞堵漏工具组件及堵漏方法 |
| CN105019858A (zh) * | 2015-08-17 | 2015-11-04 | 中国海洋石油总公司 | 高温高压井三胶塞固井水泥头装置及固井作业方法 |
| CN205477525U (zh) * | 2016-03-29 | 2016-08-17 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 水平井漂浮下套管管柱 |
| CN106703744A (zh) * | 2016-12-06 | 2017-05-24 | 长江大学 | 一种压裂井筒的高承压封堵方法 |
| CN208900074U (zh) * | 2018-09-30 | 2019-05-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 | 一种用于控制注水泥塞面的辅助装置 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 李瑞斌: "浅谈高温高压深井薄层注水泥塞", 《中国石油和化工标准与质量》 * |
| 田家宏等: "注水泥封堵技术在吉林油田深层气井中的应用", 《油气井测试》 * |
| 罗黎敏: "三胶塞固井水泥头在海上高温高压井中的应用", 《长江大学学报(自科版)》 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108266173B (zh) | 一种分段改造完井的方法 | |
| CN109296349B (zh) | 活塞式延时开启趾端滑套 | |
| CN108119073B (zh) | 一种反循环冲砂洗井管柱 | |
| CN101975041B (zh) | 绕煤层固井方法及装置 | |
| EP3516160B1 (en) | Well apparatus and associated methods | |
| CN106437605A (zh) | 一种封隔器 | |
| CN114991709B (zh) | 一种用于能源采掘的简易型桥塞 | |
| CN106837240A (zh) | 基于流体的分段胶囊式注浆封孔装置及其封孔方法 | |
| CN110374548B (zh) | 一种趾端滑套与固井胶塞的组合工具及其使用方法 | |
| CN109083631B (zh) | 利用连续油管修补固井水泥裂隙的装置及修补方法 | |
| CN112917660B (zh) | 一种高效防堵的可回流注浆管及方法 | |
| CN112814612A (zh) | 油井的封层堵漏方法 | |
| US9938796B2 (en) | Sealing device and method for sealing fractures or leaks in wall or formation surrounding tube-shaped channel | |
| CN201722699U (zh) | 化学浆液堵水施工用注射枪装置 | |
| CN110410030A (zh) | 一种复合材料敷贴修复管柱及方法 | |
| CN114607313A (zh) | 一种无固相凝胶封堵方法 | |
| CN218862582U (zh) | 精准无污染注塞装置 | |
| RU2423599C2 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| CN205012964U (zh) | 固井装置 | |
| CN203891830U (zh) | 自动循环填砂系统 | |
| RU72715U1 (ru) | Устройство для цементирования хвостовика в скважине | |
| CN110080713B (zh) | 一种多功能插入封隔器 | |
| CN219472133U (zh) | 注浆管或中空注浆锚索、锚杆末端封堵装置 | |
| CN209556980U (zh) | 煤系气探井裸眼堵漏装置 | |
| CN210134855U (zh) | 水平井机械堵水管柱 |
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: 20210518 |