CN113550712B - 一种天然气井封堵治理方法 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种天然气井封堵治理方法，属于天然气井治理技术领域。该治理方法包括下述步骤：S1:对天然气井进行测试得到测井数据，所述测试包括扇区水泥胶结测试、水泥环密度测试和管柱验漏测试；S2：根据步骤S1的测井数据得到所述生产套管上泄漏点所在的位置，关闭所述天然气井，在所述泄漏点和/或上方开设孔眼，所述孔眼与所述泄漏点的距离为0‑50cm；S3：从生产套管内，自所述孔眼处向所述环形空间内挤入封堵剂，以使得所述封堵剂流至所述泄漏点和孔眼位置，从而对所述泄漏点和孔眼进行封堵。使用该治理方法能够通过开设的孔眼可以对泄漏点附近的整个区域进行封堵，封堵效果好，可对天然气井继续开采。
Description
技术领域
本申请涉及一种天然气井封堵治理方法，属于天然气井治理技术领域。
背景技术
随着石油天然气开采量的日益增加，天然气已经成为世界能源最不可缺少的一部分，天然气的开采技术也逐渐成熟，现有的开采技术主要通过在地下层放置生产套管和技术套管，天然气在生产套管中进行运输，生产套管与技术套管形成环形空间，正常开采情况下，该环形空间内的不存在压力，才能保证安全生产。
然而随着开采工作的进行，生产套管会不可避免的出现泄漏，从而导致环形空间存在一定的压力，需要及时将生产套管的泄漏点进行封堵才能保证安全生产，目前对泄漏点的封堵是直接在泄漏点处挤封堵剂进行封堵，由于泄漏点的具体位置不好确定和泄漏点的孔过小等因素，使用封堵剂对泄漏点进行封堵时，封堵剂无法准确挤入环形空间内，往往存在封堵效果差、封堵不彻底和再次泄漏等现象，从而导致天然气井无法继续生产，只能弃井，造成资源的浪费。
发明内容
为了解决上述问题，本申请提出了一种天然气井封堵治理方法，该方法先对天然气井进行测井得到测井数据，并在生产套管的泄漏点的上方人工开设孔眼，在该孔眼位置挤入封堵剂，以对泄漏点和孔眼进行封堵，该治理方法能够通过开设的孔眼对泄漏点附近的整个区域进行封堵，确保封堵剂将开设的孔眼和泄漏点完全封堵，封堵效果好，封堵完成后可对天然气井继续开采，保证安全生产，合理开采资源。
根据本申请的一个方面，提供了一种天然气井封堵治理方法，所述天然气井包括技术套管和生产套管，所述技术套管套设在所述生产套管外侧，并与所述生产套管形成环形空间，其特征在于，包括下述步骤：
S1：对天然气井进行测试得到测井数据，所述测试包括扇区水泥胶结测试、水泥环密度测试和管柱验漏测试；
S2：根据步骤S1的测井数据得到所述生产套管上泄漏点所在的位置，关闭所述天然气井，在所述泄漏点和/或上方开设孔眼，所述孔眼与所述泄漏点的距离为0-50cm；
S3：从生产套管内，自所述孔眼处向所述环形空间内挤入封堵剂，以使得所述封堵剂流至所述泄漏点和孔眼位置，从而对所述泄漏点和孔眼进行封堵。
可选地，所述孔眼为2-10个。
优选的，所述孔眼开设的位置，首选生产套管和技术套管之间的环形空间中被水泥填充最少的部位，可根据测井数据选取该位置，选取该位置便于开设孔眼和挤入封堵剂。另外，孔眼的位置还需要避开套管接箍部位和套管腐蚀部位，且管外的地层需要选择非渗透地层，例如大段的泥岩部位，能够进一步保证孔眼的顺利开设与封堵剂的顺利挤入，同时可提高操作的安全性，不伤害天然气井，后续可持续进行开采。
优选的，所述孔眼之间在垂直方向上为一条直线，相邻两个孔眼之间的间距为10-20cm；或
所述孔眼为螺旋分布，相邻两个孔眼之间的角度为60-120°，水平间距为8-12cm，垂直间距为3-25cm。
可选地，所述封堵剂的用量通过下述方法进行计算：
向生产套管内注入清水，计算注入的清水量T1，所述封堵剂的用量即为注入的清水量T1；
优选的，在不高于30MPa下，向生产套管的环形空间内注入清水。
可选地，步骤S3中，所述封堵剂包括超细水泥浆和聚合物堵剂，所述超细水泥浆和聚合物堵剂分段挤入所述环形空间，所述封堵剂分为1-4段，且至少一段为所述聚合物堵剂。
优选的，所述封堵剂分为三段，且分别为超细水泥浆/聚合物堵剂/超细水泥浆。
优选的，封堵剂在环形空间的填充区域为：自所述孔眼的位置向上超过5米，并自所述孔眼的位置向下超过5米，以确保将泄漏点及孔眼封堵完全。
可选地，所述聚合物堵剂耐压大于80MPa，所述聚合物堵剂的初凝时间为6-12h。
优选的，所述封堵剂耐压的上限取值为90 MPa、100 MPa、110 MPa、120 MPa、130MPa、140 MPa或150 MPa，所述聚合物封堵剂的初凝时间为6-8h。
可选地，步骤S3中，向所述生产套管内放置可回收桥塞和替挤胶塞，在不高于50MPa压力下，将所述封堵剂挤入所述环形空间内，所述生产套管带压静候24-72h，以使得所述封堵剂凝固，优选的，所述带压静候时间为36-48h。
优选的，所述替挤胶塞为两个，两个所述替挤胶塞之间形成用于放置所述封堵剂的放置空间，所述替挤胶塞的外径与所述生产套管内径一致，且中间开设有通道，所述封堵剂通过所述通道挤入所述环形空间内。
可选地，还包括试压步骤，所述封堵剂凝固之后，对所述生产套管进行试压，使得所述生产套管内压力为25MPa，稳压10分钟，压降小于0.7MPa为合格，不合格则重新进行步骤S1-S3。
可选地，所述关闭天然气井包括下述步骤：
1）安装旋塞阀：确保所述生产套管内压力释放至0MPa，拆油管头上方的部件，在油管悬挂器上装一个油管旋塞阀，作为一个机械堵塞器；
2）安装防喷器组；
3）在防喷器组上面安装不压井作业设备。
可选地，步骤S1中，所述测试还包括井温噪声测试、MIT测试。
可选地，步骤S2中，根据步骤S1的测井数据，通过蒙特卡罗算法，计算所述孔眼的位置及孔眼数量；
步骤S3之前，通过蒙特卡罗算法计算封堵剂的预估用量T0，向所述环形空间内注入清水，计算注入的清水量T1，若T0:T1=（0.9-1.1）:1，则进行步骤S3，否则重新进行步骤S1-S2，直至所述T0:T1=（0.9-1.1）:1，再进行步骤S3。
本申请能产生的有益效果包括但不限于：
1．本申请所提供的治理方法，在生产套管的泄漏点或其上方人工开设孔眼，通过开设的孔眼处向环形空间挤入封堵剂，可对泄漏点附近的整个区域进行封堵，确保封堵剂将开设的孔眼和泄漏点完全封堵，封堵效果好，封堵后可对天然气井继续进行开采，保证安全生产。
2．本申请所提供的治理方法，根据泄漏点的位置及泄漏点的泄漏面积，确定开设的孔眼的数量及孔眼之间的间距，保证顺利将封堵剂挤入环形空间内，进而保证封堵剂将泄漏点和孔眼封堵完全。
3．本申请所提供的治理方法，将超细水泥浆和聚合物堵剂分段挤入环形空间，超细水泥浆能够对聚合物堵剂起到一定的支撑作用，避免聚合物堵剂流动太快，从而造成聚合物堵剂的浪费，同时超细水泥浆和聚合物堵剂能够双重保证对泄漏点和孔眼进行封堵，进一步提高封堵效果。
4．本申请所提供的治理方法，使用的聚合物封堵剂为无固相的液体，能深入地层、水泥环、套管丝扣等裂缝及微裂缝；并且粘结性能优良，固化体具有弹塑性，能与钢铁、地层紧密粘结，能承受套管膨胀、收缩而不开裂。
5.本申请所提供的治理方法，通过蒙特卡罗算法根据测井数据对孔眼的数量、位置及封堵剂的用量进行精准计算，该算法的运行采用计算机进行计算，可自动化进行运算，保证最佳的计算方案，确保封堵的准确性，减少失误操作。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
图1为本申请实施例涉及的天然气井的井温噪声测试图；
图2为本申请实施例涉及的天然气井的扇区水泥胶结测试图；
图3为本申请实施例涉及的天然气井的声波-伽马密度测试图；
图4为本申请实施例涉及的天然气井的完井声幅、SBT测井和AMK2000测井的综合比对图；图5-图31为本申请实施例涉及的Land mark 软件的界面操作图。
具体实施方式
下面结合实施例详述本申请，但本申请并不局限于这些实施例。
如无特别说明，本申请的实施例中的原料和催化剂均通过商业途径购买，其中聚合物堵剂的名称为T&TS堵剂，生产厂家为瑞典国家石油化学研究院，该T&TS堵剂的主要成分为酚醛树脂，其固化后的分子式表示如下：
本申请的实施例中采用的测井及生产套管带压的方法均为本领域常规使用的方法，其中生产套管的带压是使用清水进行的。
本申请的实施例公开了一种天然气井封堵治理方法，天然气井包括技术套管和生产套管，技术套管套设在生产套管外侧，并与生产套管形成环形空间，该治理方法包括下述步骤：
S1：对天然气井进行测试得到测井数据，测试包括扇区水泥胶结测试（SBT）、水泥环密度测试（AMK2000）和管柱验漏测试；
S2：根据步骤S1的测井数据得到生产套管上泄漏点所在的位置，关闭天然气井，在泄漏点上方开设孔眼，孔眼与泄漏点的距离为0-50cm；
S3：从生产套管内，自步骤S2中孔眼位置处向环形空间内挤入封堵剂，以使得封堵剂流至泄漏点和孔眼位置，从而对泄漏点和开设的孔眼进行封堵。
通过在泄漏点的上方开设孔眼，开设的孔眼直径大于泄漏点的直径，孔眼的直径为5mm-12mm，优选为10mm，在该孔眼的位置挤入封堵剂，能够保证准确的将封堵剂挤入泄漏点附近的区域内，随着封堵剂的挤入，封堵剂逐渐流至泄漏点处或者泄漏点的上方或下方，随着封堵剂的凝固，逐渐将泄漏点和孔眼位置进行封堵，可以实现将泄漏点附近的区域进行彻底封堵，保证封堵效果，封堵后的天然气井环形空间内不再存在压力，从而避免天然气泄漏，在确保安全生产的基础上可继续进行开采。优选的，步骤S1中，所述测试还包括井温噪声测试、MIT测试。
作为一种实施方式，孔眼为2-10个，当孔眼在垂直方向上为一条直线时，相邻两个孔眼之间的间距为10-20cm，优选为15-17cm；当孔眼为螺旋分布时，相邻两个孔眼之间的角度为60-120°，水平间距为8-12cm，垂直间距为3-25cm，优选为10-15cm，水平间距的距离依据生产套管的直径而适当调整，同时根据泄漏点的位置及泄漏点的泄漏面积，确定开设的孔眼的数量及孔眼之间的间距，保证顺利将封堵剂挤入环形空间内，进而保证封堵剂将泄漏点和孔眼封堵完全。
作为一种实施方式，步骤S3中封堵剂的用量通过下述方法进行计算：在不高于30MPa下，向生产套管内注入清水，会出现两种情况：如果井口见到溢流，则直接计算注入的清水量T1；如果井口见不到溢流但是挤进一定量清水，则等井内压力下降至平稳，计算注入清水量T1，封堵剂的用量即为注入的清水量T1，生产套管即为开采天然气的井筒，因此井口即为生产套管的管口。通过清水的量来计算封堵剂的用量，可使得同等用量的封堵剂能将泄漏点和孔眼完全封堵，保证天然气井的治理效果，同时精准计算的封堵剂的用量能避免封堵剂的浪费，节约治理成本和提高操作可行性。
作为一种实施方式，封堵剂包括超细水泥浆和聚合物堵剂，超细水泥浆和聚合物堵剂分段挤入环形空间，其中封堵剂分为1-4段，且至少一段为聚合物堵剂。将超细水泥浆和聚合物堵剂分段挤入环形空间，超细水泥浆能够对聚合物堵剂起到一定的支撑作用，避免聚合物堵剂流动太快，从而造成一定的浪费。超细水泥浆和聚合物堵剂能够双重保证对泄漏点和孔眼的封堵效果，初始挤入封堵剂时，封堵剂大部分自孔眼的位置向下流动，随着挤入封堵剂的数量的增多，封堵剂逐渐凝固，从而封堵剂逐渐向上封堵，直至最后自孔眼位置大部分向上流动，将孔眼上方的区域也进行封堵，使得孔眼及泄漏点附近的环形空间被封堵剂封堵完全。
具体的，该聚合物封堵剂渗入能力较好，为无固相的液体，能深入地层、水泥环、套管丝扣等裂缝及微裂缝；并且粘结性能优良，固化体具有弹塑性，能与钢铁、地层紧密粘结，能承受套管膨胀、收缩而不开裂，渗透率<0.5×10-6md，适合气井封堵；封堵能力超强，固化体力学性能远远超过传统堵漏材料及水泥；同时化学性能稳定，不和水、油、钻井液等混融，抗污染能力达50%。该聚合物堵剂在实验室测试下耐压可达150MPa，在自然环境下耐压大于80MPa，初凝时间为6-12h，优选的，该聚合物堵剂在自然环境下耐压大于100MPa，初凝时间为6-8h。该聚合物封堵剂的液态物理特性见下表1，固态物理特性见表2。
表1聚合物封堵剂的液态物理特性
表2聚合物封堵剂的固态物理特性
作为一种实施方式，步骤S2中孔眼的位置及数量，根据蒙特卡罗算法进行计算得到，该算法又称为计算机随机模拟方法，是以概率统计理论为基础的一种方法。蒙特卡罗算法是用随机试验的方法计算积分，即将所要计算的积分看作服从某种分布密度函数f(r)的随机变量ｇ(r)的数学期望：
通过某种试验，得到Ｎ个观察值r1，r2，…，rN，用概率语言来说，从分布密度函数f(r)中抽取Ｎ个子样r1，r2，…，rN，将相应的Ｎ个随机变量的值g(r1)，g(r2)，…，g(rN)的算术平均值：
作为积分的估计值（近似值），
步骤S3之前，根据该算法能够对封堵剂的用量进行预算，得到封堵剂的预估用量T0，向所述环形空间内注入清水，计算注入的清水量T1，若T0:T1=（0.9-1.1）:1，则进行步骤S3，否则重新进行步骤S1-S2，直至T0:T1=（0.9-1.1）:1，再进行步骤S3。
通过蒙特卡罗算法能够根据测井数据对孔眼的数量、位置及封堵剂的用量进行精准计算，该算法的运行采用计算机进行计算，可自动化进行运算，保证最佳的封堵方案，确保封堵的准确性，减少失误操作。根据T0和T1的比较结果，可判断该算法的准确性，优选的，T0:T1越接近1:1，则证明在该算法计算出的孔眼数量及孔眼位置下进行封堵的效果越好。
下面以黑龙江省大庆市肇州县榆树乡的天然气井为例，对该治理方法的具体操作步骤进行说明，但孔眼位置、数量及封堵剂用量并不限于此。
该天然气井技术套管内的压力最高为24.2MPa，且表层套管与地层连接处存在漏气现象，经检测为可燃气体，为了消除安全风险，需要对该天然气井进行堵漏治理。先对该天然气井进行放压测试，压力由24MPa放至3MPa后，24h内恢复至放压前的状态；之后对技术套管和表层套管进行放压，技术套管压力24h恢复到13.8MPa，表层套管压力恢复到4MPa。
一、天然气井的测试
对该天然气井进行井温噪声测试、MIT测井、扇区水泥胶结测井（SBT）、声波-伽马密度测井（AMK2000）测井以及管柱验漏测试。井温噪声测试结果见图1，测试结果显示该井在2971-2980m封隔器失效漏失，直径139.7mm油层套管在20-45m附近有微小渗流点，在20m井段以上噪声测试中有低频显示，分析原因可能是受地面噪声影响，油层套管在2642.7m处显示有渗漏；SBT测试结果见图2，图2中a图、b图和c图表示测试的天然气井的深度不同，表明胶结好的井段为490.59米，占17.70%，中等井段为844.59米，占30.48%，较差井段为1435.54米，占51.81%；AMK2000测试结果见图3，图3中的a图、b图和c图分别表示不同深度的天然气井的测试结果，表明胶结好的井段为103.2米，占5.2%，微环为3.1米，占0.2%，较差井段为1863.7米，占94.6%；图4为完井声幅、SBT测井和AMK2000测井的综合比对图，a为完井声幅图，b为SBT测井图，c为AMK2000测井图，a图、b图和c图的测试深度为600-620米，完井声幅图显示环形空间的水泥在604.8-609.6m胶结差，SBT固井质量测井显示在603.2-612.3m环形空间的水泥胶结差，AMK2000结合密度曲线测井解释环形空间的水泥704m以上均为差，根据上述测井数据，得到结论：在605-609m的井段处挤封堵剂会使得封堵效果较好。
关闭天然气井：
1）安装旋塞阀：确保所述生产套管内压力释放至0MPa，拆油管头上方的部件，在油管悬挂器上装一个油管旋塞阀，作为一个机械堵塞器；
2）安装防喷器组，依照不压井施工作业要求安装井口防喷器组；
3）在防喷器组上面安装不压井作业设备。
井口管汇连接：井口防喷器组与压井、放喷、节流管汇的连接。
试压：闸板防喷器、压井管汇和节流管汇试压以生产套管和技术套管的抗内压强度的80%、生产套管和技术套管的四通额定工作压力、闸板防喷器额定工作压力三者中选择最小值进行试压。确定试压65.6MPa，稳压10分钟，压降小于0.7MPa。液控管线试压至21MPa，稳压5分钟，无可见渗漏为合格。
带压倒油管悬挂器：打开全封，向下放置提升短节至与油管悬挂器对扣并将其安装紧固，要求提升短节上安装旋塞阀，倒出油管悬挂器。
带压起管柱：用不压井作业方式起出井内管柱，做好记录，不压井作业的方式采用本领域的常规技术即可。
对该天然气井的井口至700米井段进行验漏，找出泄漏点位置，采用机械法验漏找漏点，找漏压力25MPa，具体如下：
验漏管柱结构自下而上：丝堵+直径73mm油管1根+ K344-114封隔器+导压喷砂器+直径73mm外层加厚的油管，注意封隔器卡点避开套管接箍，封隔器要卡在套管中部；从井口往下，每100米设一个卡点进行验漏，当发现漏点时采用二分法找到具体漏点，如果没有漏点一直验漏到700米。
二、孔眼位置及数量的运算
使用Land mark 软件读取上述测井数据，利用蒙特卡罗模块进行综合计算，具体步骤如下：
第一步：新建项目
参考图5a，先新建一个项目命名为22081-88-Exl，指定为数据的储存位置，参考图5b，双击启动Eclipse Launcher软件，再点击office，随后选择刚才新建的22081-88-Exl项目，点击运行（图中未示出）；运行后在界面打开左上角file，选择New Project ，之后选择新建的22081-88-Exl项目。
第二步：数据输入与管理
（1）选择Data，在之后弹出来的界面选择Case Definition，之后界面如图6a所示，按图6a、图6b、图7a和图7b中方框圈出来的地方依次进行设置，随后点击Apply后再点击OK键，数据设置成功；
（2）点击Subsection-GRIDKeywords模式，按照图8、图9a和图9b的方式设置X GridBlock Sizes的各个参数值；按照图10a、图10b、图11a和图11b的方式设置Y Grid BlockSizes的各个参数值；按照图12a、图12b、图13a和图13b的方式设置Z Grid Block Sizes的各个参数值；按照图14a、图14b、图15a和图15b的方式设置Depths of Top Faces的各个参数值,点击Apply应用成功；
之后选择Properties，Net Thickness 和 Net to Gross Thickness Ratios 模块二选一，设置Data value数据；按图16a、图16b、图17a、图17b、图18a和图18b设置X、Y和Z三个方向的渗透率，其中Y方向的渗透率=X方向的渗透率，Z方向的渗透率为水平方向的1/10；设置Porosity参数，点击Apply应用成功；
参考图19和图20，勾选各个选项，点击Apply应用成功，退出Subsection操作界面；
（3）参考图21a，点击GridView-From Keywords模式，点击YES；
随后点击GridView-2D，出现图21b界面，在图21b指定区域双击后关闭该界面；
随后点击GridView-3D，出现图22a界面，参考图22b，出现为3D模型，若要旋转模型则按住左键不放，拖动即可，放开左键则停止旋转，若要平移则按住中间键不放，拖动即可，或者按住Ctrl+左键不放，拖动即可，若要放大则按住Ctrl+中键不放，拖动即可；
最后参数保存后退出。
参考图23，输入流体高压物性数据，之后选择Section-Keywords,输入测井中流体的高压物性数据；
加入分区数据，之后参考图24，保存后退出，查看数据曲线；
参考图25，加入饱和方程分区，设置完后保存。
第三：运行模拟器
参考图26a和图26b，运行模拟器进行模拟操作，得到运行结果。
第四：观看结果
参考图27a，点击Result打开运行结果数据，并通过图27b加载模拟结果中的测井数据，查看井的数据及运算结果。
第五：输入初始化数据（定义初始条件）
参考图28，进行参数设置，随后加入平衡分区和输出控制，将设置的参数及数据点击Apply应用成功，平衡初始化，计算初始压力，观察注入量，并再次确认分区数据是否输入；
第六：油井及压力控制
参考图29a，选择Schedule模块，按照图29b步骤操作来定义射孔位置，并定义井的漏失和窜槽方式，得到结果如图30所示，再次设定输出控制和插入时间点，保存后关闭；
第七：汇总数据输出控制
如图31，指定输出井完整性指标和指定输出井工程完整性指标，保存后退出,最终得到所需要的开设的孔眼数量及位置，以及聚合物堵剂的预估用量T0为100千克，配成液体后为250升，并且需要4立方米的超细水泥浆。
若泄漏点在井口30米以内，则直接从向环形空间里挤注封堵剂封闭环形空间；如果泄漏点在30米以下，则将可回收桥塞置于漏点下方25米处，在桥塞上填沙20米，在泄漏点处射孔扩眼，以15cm为间距开设三个孔眼；若没有检测出漏点，则在620m处放置可回收桥塞，在桥塞上填沙10米，在606m处螺旋开设孔7个孔眼，相邻两个孔眼之间的角度为60-120°，水平间距为8-12cm，垂直间距为10-25cm。优选的，相邻两个孔眼之间的角度为70°，水平间距为9cm，垂直间距为10cm。
三、封堵剂用量的计算
根据上述运算计算开设完孔眼之后，将光油管伸入到开设的孔眼处，循环冲洗炮眼至少2次。在不高于30MPa下向环形空间内注入清水，如果井口见到溢流，则直接计算注入的清水量T1；如果井口见不到溢流但是挤进一定量清水，则等井内压力下降至平衡，计算注入清水量T1，封堵剂的用量即为注入的清水量T1，若T0:T1=（0.9-1.1）:1，则进行下述操作，否则重新进行上述测井和孔眼及封堵剂的计算，直至T0:T1=（0.9-1.1）:1。
封堵剂自孔眼处挤入环形空间内，存在三个可能的去向，其用量计算方式如下：
1.从孔眼处向上，即向井口方向流动：
封堵剂总量为1.72立方米，按照3:6:1的比例，设计三段，分别是：超细水泥浆、聚合物堵剂、超细水泥浆。
2.从孔眼处向下，即向井底方向流动：
封堵剂总量为3.69立方米，按照4:5:1的比例，设计为三段，分别是：超细水泥浆、聚合物堵剂、超细水泥浆。
3.从孔眼处，同时向上向下流动：
封堵剂总量为5.41立方米，按照3:6:1的比例，设计为三段，分别是：超细水泥浆、聚合物堵剂、超细水泥浆。
本实施例的井主要按照第三种方案进行配比设计的，另外注意的是聚合物堵剂及超细水泥浆的用量是根据软件进行计算出来的，计算所得数据还需要和注水量进行比较，以确定最佳用量。
四、挤入封堵剂对环形空间进行封堵
若井口出现溢流，则将封堵剂分为超细水泥浆/聚合物堵剂/超细水泥浆三段通过孔眼挤注到环形空间内封堵环形空间；若井口见不到溢流但是挤进一定量的清水，则将与吸入清水等量的聚合物堵剂挤注到环形空间内对环形空间进行封堵。
具体的，使用两个替挤胶塞将封堵剂挤入环形空间内，两个替挤胶塞放置于可回收桥塞之上，且两个替挤胶塞之间形成用于放置封堵剂的放置空间，替挤胶塞的外径与生产套管的内径一致，且中间开设有通道，下方的替挤胶塞中间的通道使用玻璃钢进行封堵。在不高于50MPa压力下，使用清水促使两个替挤胶塞向下运动，直至最下方的替挤胶塞接触到可回收桥塞，压力会突然增大，此为第一次碰压，该突然增大的压力使得下方替挤胶塞中间的玻璃钢破碎，放置空间内的封堵剂向下流动，并自孔眼处流至环形空间内；清水继续促使上方的替挤胶塞继续向下运动，直至放置空间内的封堵剂全部挤入环形空间，两个替挤胶塞接触，压力也会突然增大，此为第二次碰压，证明封堵剂全部挤注完毕；在50MPa压力下，使得生产套管带压静候24-72h，以使得封堵剂凝固，优选为48h。
上述封堵剂的分段挤入，可以将分段的超细水泥浆和聚合物封堵剂分别通过两个替挤胶塞依次挤入环形空间内，挤注完超细水泥浆后将替挤胶塞取出，再放置两个替挤胶塞将聚合物堵剂挤入，最后再放置另外两个替挤胶塞将最后一段超细水泥浆挤入；也可以仅使用两个替挤胶塞，在两个替挤胶塞之间的放置空间内分段注入超细水泥浆/聚合物堵剂/超细水泥浆，在第一次碰压之后，随着上方替挤胶塞的运动，依次将分段的超细水泥浆/聚合物堵剂/超细水泥浆挤入环形空间内，只要能实现将所需要用量和分段的封堵剂挤入环形空间即可。
五、封堵完成后的后处理
井筒试压：试压压力25MPa，稳压10分钟，压降小于0.7MPa为合格，不合格则重新进行测井及封堵操作。
测井：扇区固井质量测井，评价封堵质量。
钻胶塞及水泥塞，放置冲砂管柱冲砂，将可捞桥塞上的砂冲洗干净，打捞用于挤注堵剂的可回收式桥塞。
放置冲砂管柱对2970米处的砂进行冲洗，将可捞桥塞上的砂冲洗干净，带压打捞2980米处的2级桥塞。根据可回收桥塞通径规范，选择合适的打捞工具，捞出两级可捞式桥塞。
完井：放置生产管柱，卸掉井控，开启天然气井，正常进行开采工作。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。上述实施例中未详尽之处的操作步骤均为本领域的常规技术手段。
以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。
Claims (6)
1.一种天然气井封堵治理方法，所述天然气井包括技术套管和生产套管，所述技术套管套设在所述生产套管外侧，并与所述生产套管形成环形空间，其特征在于，包括下述步骤：
S1：对天然气井进行测试得到测井数据，所述测试包括扇区水泥胶结测试、水泥环密度测试和管柱验漏测试；
S2：根据步骤S1的测井数据得到所述生产套管上泄漏点所在的位置，关闭所述天然气井，在所述泄漏点和/或上方开设孔眼，所述孔眼与所述泄漏点的距离为0-50cm,根据步骤S1的测井数据，通过蒙特卡罗算法，计算所述孔眼的位置及孔眼数量,通过蒙特卡罗算法计算封堵剂的预估用量T0，向所述环形空间内注入清水，计算注入的清水量T1，若T0:T1=（0.9-1.1）:1，则进行步骤S3，否则重新进行步骤S1-S2，直至所述T0:T1=（0.9-1.1）:1，再进行步骤S3；
S3：从生产套管内，自所述孔眼处向所述环形空间内挤入封堵剂，以使得所述封堵剂流至所述泄漏点和孔眼位置，从而对所述泄漏点和孔眼进行封堵, 所述封堵剂包括超细水泥浆和聚合物堵剂，所述超细水泥浆和聚合物堵剂分段挤入所述环形空间，所述封堵剂分为1-4段，且至少一段为所述聚合物堵剂，所述聚合物堵剂为酚醛树脂，所述聚合物堵剂耐压大于80MPa，所述聚合物堵剂的初凝时间为6-12h；
所述孔眼的直径为5mm-12mm，所述孔眼为2-10个；和
所述孔眼之间在垂直方向上为一条直线，相邻两个孔眼之间的间距为10-20cm；或
所述孔眼为螺旋分布，相邻两个孔眼之间的角度为60-120°，水平间距为8-12cm，垂直间距为3-25cm。
2.根据权利要求1所述的天然气井封堵治理方法，其特征在于，所述封堵剂的用量通过下述方法进行计算：
向生产套管内注入清水，计算注入的清水量T1，所述封堵剂的用量即为注入的清水量T1。
3.根据权利要求1所述的天然气井封堵治理方法，其特征在于，步骤S3中，向所述生产套管内放置可回收桥塞和替挤胶塞，在不高于50MPa压力下，将所述封堵剂挤入所述环形空间内，所述生产套管带压静候24-72h，以使得所述封堵剂凝固。
4.根据权利要求3所述的天然气井封堵治理方法，其特征在于，还包括试压步骤，所述封堵剂凝固之后，对所述生产套管进行试压，使得所述生产套管内压力为25MPa，稳压10分钟，压降小于0.7MPa为合格，不合格则重新进行步骤S1-S3；和/或
所述替挤胶塞为两个，两个所述替挤胶塞之间形成用于放置所述封堵剂的放置空间，所述替挤胶塞的外径与所述生产套管内径一致，且中间开设有通道，所述封堵剂通过所述通道挤入所述环形空间内。
5.根据权利要求1所述的天然气井封堵治理方法，其特征在于，所述关闭天然气井包括下述步骤：
1）安装旋塞阀：确保所述生产套管内压力释放至0MPa，拆油管头上方的部件，在油管悬挂器上装一个油管旋塞阀，作为一个机械堵塞器；
2）安装防喷器组；
3）在防喷器组上面安装不压井作业设备。
6.根据权利要求1-5任一项所述的天然气井封堵治理方法，其特征在于，步骤S1中，所述测试还包括井温噪声测试、MIT测试。
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