油水井封窜堵漏堵水技术PPT课件

1,油水气井封窜堵漏堵水技术,西南石油大学成都西南石大石油工程技术有限公司,李美格,2,前言,常规性能,施工工艺,应用案例,几点认识,油水气井封窜堵漏堵水技术,3,几点认识,前言,常规性能,4,油水气井井况,不同类型的水害,管外窜,层间窜,底水锥进,套管损坏,难卡封,5,油水气井井况,6,复杂井况及影响因素,地质因素,工程因素,生产措施,影响因素,地层断层活动地下地震活动岩石性质地层非均质性,固井和管材质量起下工具的撞击磨损射孔等,不合理注水储层改造工艺套管腐蚀地层出砂等,7,国外化学封堵技术状况,美国油水气井封窜堵漏技术19801986年间经历一个迅猛发展时期。在鼎盛时期，美国35%的提高采收率(EOR)项目是化学堵漏项目。,美国TEXACO公司1991年在KernRiver油田和SanArdo油田用树脂堵漏技术成功封堵了26口水浸油井和2口套管漏失井。,国外10前研究最多的就是无机凝胶，这是在超细水泥。,近几年来，在超细水泥的基础上发展起来的一种凝胶体系（即胶态分散凝胶体系，简称CDG），它是以段塞的形式将堵漏剂溶液注入漏失地层，无机胶凝材料与其它组分在地层发相互协调反应，形成凝胶。在的Tiorco公司进行了大量的CDG堵漏矿场试验，取得了相当的成功。,8,常规化学堵漏堵水技术,无机盐类封堵技术,具有代表性的是双液法水玻璃氯化钙堵剂,缺点是沉淀物颗粒小，易运移，在水中微溶，效果难以持久，有效期短,9,聚合物凝胶类封堵技术,具有代表性的是TP910、HPAM/Cr(III)凝胶,缺点是对高渗透地层的封堵效果和耐冲刷性均差,常规化学堵漏堵水技术,10,颗粒类封堵技术,具有代表性的是果壳、青石粉、石灰乳、膨润土、轻度交联的PAM,缺点是为容易堵塞低渗透油层，造成油层污染，粒间隙脱水固化后体积收缩，耐水冲刷性差,常规化学堵漏堵水技术,11,树脂类封堵技术,具有代表性的是酚醛树脂、脲醛树脂及其它氨基树脂等,缺点是选择性差，误堵后难解堵，材料费用高，风险大,常规化学堵漏堵水技术,12,水泥类封堵技术,具有代表性的是水泥加石灰乳、超细水泥等,缺点是注入量大，易损害油气层；固化体易收缩，封堵效果差；稠化时间难以控制，施工风险高,常规化学堵漏堵水技术,13,常规水泥封堵的主要缺陷,水泥浆适应性和安全可靠性差，易返吐回到井筒内，易发生井下事故；稠化时间难以控制，施工风险高。,水泥浆不能有效地驻留在封堵层位，替至目的层后未凝固前就已漏失掉，进入地层更深部，严重污染产层。,水泥浆形成的固化体脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的界面胶结，在注采压力的作用下易滋生新的微裂缝，使封堵很快失效，缩短了施工有效期。,水泥浆封堵过的地层，由于其固化体有裂缝，或补孔时射不穿水泥环，而本体又没有渗透性，再次封堵时，水泥浆（堵剂）无法进入，导致再次封堵失败。,14,为了克服上述工艺的技术缺陷,更好地解决油水气井水害问题,解决油田井况防治问题一种方法,封窜堵漏堵水技术,15,前言,常规性能,施工工艺,16,LTTD堵剂引入的添加剂材料,17,外观：灰褐色粉状物；粒度：8-2500目不等密度：3.15-3.2g/cm3,LTTD堵剂物性,18,LTTD堵剂流体物性,固结前,固结后,配制流体：与水泥浆类似；配制密度：1.45-1.70g/cm3表观粘度：25-85mPas；流动度：17-27cm稠化时间：任意可调可钻性：固结物可钻性很好,19,LTTD堵剂性能评价手段,1、LSY-ZN智能型岩心流动实验仪2、增压稠化仪3、XCJ-40冲击试验机4、KZY-30电动抗折仪5、ZNN-D6型六速旋转粘度计6、API中压失水仪7、油水井高温高压堵漏仪8、水泥浆失重与气窜评价仪9、堵漏循环评价仪10、CSS-2005电子万能压力试验机11、高温养护罐12、JHPZ-II型智能膨胀仪13、XRD光谱仪14、SEM扫描电镜（电子显微镜）,20,堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内，不返吐。,LTTD堵剂性能,驻留性,21,堵剂界面胶结强度,22,几种堵剂界面胶结强度趋势曲线,LTTD堵剂,G级水泥,超细水泥,23,LTTD堵剂性能,施工性能,24,LTTD堵剂配制的堵浆，配制容易，流动性好，悬浮稳定性强，可泵性好易于施工。而且只要不进漏失层，堵浆在套管内能长时间保持流动性，初终凝时间容易调整，根本不会出现闪凝现象，大大地保证了施工安全。,现场应用表明LTTD堵剂只要不进入漏失层，不会很快形成网络结构，具有很温和的性能，能长时间保持良好的流动性，这对现场施工十分有利。,25,LTTD堵剂性能,抗温性能,LTTD堵剂,水泥,26,ABCDE,抗压强度（MPa）,矿化度对堵剂的影响,自来水,Ca+=150000mg/L,Mg+=1000mg/L,Cl-=150000mg/L,总矿化度=270000mg/L,0,35,27,抗压、抗折、抗冲击功性能,28,微膨胀性能,29,在矿化度25104mgL、95和150条件下养护后测试结果,XX油田工况下强度实验,30,160时稠化时间：485min/60Bc,160时，50%堵浆+50%泥浆（286min/60Bc）,160时，70%堵浆+30%化学凝胶（321min/60Bc）,160时，70%堵浆+30%无机盐压井液（386min/60Bc）,稠化实验,31,动态养护条件下钢管堵剂界面处的浆体显微结构2000,堵剂-钢管胶结界面微观结构（再愈合能力）5000,上图是动态养护条件下堵剂钢管-浆体界面处的样品的显微结构,界面处的浆体中散布着许多棒状钙矾石晶体。,下图可以更明显地看到界面处的表面层被部分溶蚀后新生成的纤维状CSH（II）。,SEM测试结果表明，组成堵剂的各种活性材料的协同作用，避免了在胶结界面形成过多的易被冲蚀溶解的水化产物，在堵剂固化体胶结界面能够持续生成许多耐冲蚀的水化产物，具有很强的自愈合能力（见图10），消除了界面的有害过渡带，使界面具有很强的抗高压流体冲蚀的能力，从根本上提高了封堵质量。,SEM微观研究,32,多孔介质中运移、驻留、抗窜机制,自增强、自增韧机制,作用机理,“再生自愈”界面固化机制,耐温、抗盐机制,长期耐久机制,33,作用机理,堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内，具有很好的抗窜能力。,用于油水（气）井LTTD堵剂，在压差的作用下，组份中的结构形成剂迅速将堵剂的其它组份聚凝在一起，挤出堵浆中的部分自由水，从而快速形成具有一定强度的互穿网络结构，增大了封堵剂在漏失层中的流动阻力，限制了封堵剂往漏失层深部的流动。随着封堵剂的间断挤入，互穿网络结构的空隙不断地被充填，挤入压力不断上升，相邻的吸水较差的漏失层得以启动和封堵，保证了堵漏修复的可靠性和成功率。,34,作用机理,在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机组份的协同效应和化学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微胀涨和有效期长的固化体。,施工结束后，挤注过程中形成的封堵层中的胶凝材料在井下温度压力作用下，通过微晶材料、增韧剂和活性微细填充剂的协同增效作用，使界面上的水化反应产物，不再是造成界面强度薄弱晶体，而是具有高强度的水化产物，改变了界面过渡层的性质，增强了界面硬度和强度。由此形成了本体强度和界面胶结强度高的固化体，将周围介质牢固地胶结为一个牢固的整体，从而有效地进行油水气井封堵。,35,作用机理,在各种油水气井堵漏工况下，都能将周围介质胶结成一个牢固的整体，与所胶结的界面具有较高的胶结强度，从而大大提高施工有效期。,堵剂中的微膨胀活性组分在与胶凝材料形成高强度水化产物的同时，通过自身的微膨胀作用进一步增强了界面胶结的紧密程度，在封闭性的内压力作用下使堵剂微粒紧密接触，形成的水化产物结构细密，水化反应充分，促进了固化体本体和界面胶结强度的提高。,36,作用机理,封堵剂固化体的本体强度优于油井水泥,结构形成剂本身是一种多孔的微细材料，能吸附大量的水分，在水化反应过程中能不断形成水化产物充填空隙，并放出吸附水，保证了界面水化反应的顺利进行。随着水化产物的不断发育，水化产物不断壮大，形成的本体结构不断增强，在封堵剂完全固化后，其本体强度优于油井水泥。,37,运用“颗粒级配原理”可提高固化体密实性，对固化体长期有效性也有重要贡献,运用“紧密堆积理论”开发致密、低渗、高强的固化体,38,技术指标,界面胶结强度：15MPa,耐盐：20104mg/l,抗温：15-2000C,初凝时间：可调,39,现场应用达到的技术指标,最低4h、最高26h,最低4104mgL、最高饱和盐水,最低100C、最高1630C,最低15MPa、最高63MPa,抗压强度,温度,矿化度,稠化时间,40,常规性能,施工工艺,应用案例,41,动态调整各种施工参数,2.根据井下温度和压力,1.根据封堵类型、特征,施工工艺,3.根据吸水指数情况,施工工艺,42,水泥封窜技术,施工工艺,43,水泥封窜技术,施工工艺,44,水泥封窜技术,施工工艺,45,主要内容,案例,几点认识,46,现场应用情况,油水气井封窜堵漏堵水技术，在中原、冀东、青海、河南、塔里木、胜利油田等应用近1000井次，一次封堵修复成功率在90%以上，有效率100%。,33,85,258,防溢流井,填井,套损井,660,封窜堵漏井,47,施工的油井矿化度一般为16-25104mg/l，水井矿化度一般为6-10104mg/l。施工井的最高矿化度：29.8104mg/l。施工井的温度最低是15，最高温度是163。施工井的稠化时间：最短4h，最长26h。施工井的井深：最浅182m、最深7036m。,现场应用情况,48,3289m-3393.5m井段严重套损,存在的问题1、2011年7月，下电泵（3232.87m），不出液，出现卡泵（砂卡）。检泵作业中发现套损，现场初步判井段H2780.63-4705.00m之间存在套损，地层大量出砂。2、2012年9月24日-12月4日，找漏作业，发现该井3289m-3393.5m井段严重套损。,对应工艺措施采取笼统封堵工艺，每钻开一段，井筒试压，找漏堵漏一体化施工（该井可取式桥塞5308.47m）。,1、套损井堵漏修复（XX39-1),49,3289m-3393.5m井段严重套损,施工情况：2012年12月10日-21日，分3次进行了封堵，共用堵剂24方。钻塞后20MPa试压合格。,3410m,3083.57m,2987.52m,1、套损井堵漏修复（XX39-1),气举情况2013年2月9日-13日，H2500m,累计出压井液26m3,累计出乳化油118.5m3。,生产情况2011年5月24日前，自喷生产，日产液15t，日产油6.09t，含水59.37%，随后自喷未活关井；套损修复措施后，2013年2月14日，自喷生产，初期日产液平均20t，日产油16t，折扣含水20%左右；2-13年3月27日，准备转机采。,50,施工现场,51,2、封窜堵漏修复（XX35-1),XX35-1井完钻井深5700m，目前人工井底5688m，井底温度约129，地层矿化度17.9104mg/l，属高温高盐井。通过前期资料分析（如图2所示），5480-5565米之间的套管固井质量不合格，再结合TMDL测井结果，可以判断该井产层上部100多米的水通过固井质量不合格的井段下窜到油层，导致含水率急速上升。,52,2、封窜堵漏修复（XX35-1),2012年3月15日，现场配制7方堵剂，采取循环封窜施工工艺，将堵剂推入窜槽部位，起钻至安全位置，洗井后，再起5柱，关井蹩压25MPa侯凝72小时。钻塞后试压20MPa合格。,53,施工现场,54,3、层内堵水（XX3-2-8H),存在的问题目前生产井段高含水（98%），低产能，怀疑上次化学堵水失效，T油组顶部还有一定潜力，建议重新进行堵水作业。,55,3、层内堵水（XX3-2-8H),工艺措施1、补孔：下电缆传输深穿透射孔，射孔井段4878.04879.0m，孔密：16孔/米；2、堵剂封堵3、补孔：下传输射孔管柱（带三级气举阀），射孔4875.04876.5m，孔密：16孔/米，生产。,产层4875-4876.5m,补孔4878-4879m,56,3、层内堵水（XX3-2-8H),现场施工2012年3月26日，采取光管柱笼统封堵工艺，现场配制堵剂4方，施工压力30MPa。钻塞后20MPa试压合格。,现场施工2012年3月26日，采取光管柱笼统封堵工艺，现场配制堵剂4方，施工压力30MPa。钻塞后20MPa试压合格。,现场施工2012年3月26日，采取光管柱笼统封堵工艺，现场配制堵剂4方，施工压力30MPa。钻塞后20MPa试压合格。,生产情况2012年4月20日，投产后，产液46吨，产油35吨，含水24.8%。,57,施工现场,58,4、水平井堵水（XX16-16H),开钻日期：2006.4.28完井日期：2006.6.23投产日期：2006.7.31水平段长：285m完井方式：射孔完井布孔方式：水平相位布孔投产层位：CIII5小层4014.5-4038.5m4055.0-4140.0m4205.0-4295.0m,59,地质要求封堵：4014.5-4038.5、4055.0-4140.0m、4205-4232.4m井段生产：4232.4-4300m井段,4、水平井堵水（XX16-16H),60,31/2钻杆3045m,27/8E油管500m,51/2K-1挤注式桥塞3545m,51/2复合机桥4186.18m,现场施工示意图,61,现场施工示意图,正注前置液2m3,正注堵剂10m3,正注后置液1m3,下放插入插管,正挤压井液8.4m3,拔出插管,反循环洗井20m3,起钻25柱,关井侯凝,62,2012年7月23日-25日，下传输射孔管柱，射孔层位C,井段4232.40-4300.00m,SQ89枪,102弹,孔密16孔/m,装弹901发,射孔枪发射率100%；2012年7月26-27日，敞井观察,无气无液。,4、水平井堵水（XX16-16H),63,施工前产液日115t、产水109.94t，含水95.6%,施工后投产，日产水18.7t，含水17%。,投产187天后，日产水3t，含水2.73%。,该井堵剂堵水后，见到很好的堵水效果。,4、水平井堵水（XX16-16H),64,施工现场,65,5、连续油管水平井堵水（XX4-19-1H),开钻日期：2011.3.11完井日期：2011.6.25投产日期：2011.7.18水平段长：438m完井方式：套管完井布孔方式：水平相位布孔投产层位：CIII层5230-5400m（其中170m）5430-5625m（其中195m）,66,5、连续油管水平井堵水（XX4-19-1H),措施要点1、打水泥塞至5515-5625m左右，保护产层；2、封堵5230-5515m射孔段；3、扫塞5430-5508m射孔段，并补孔，求产。,67,5、连续油管水平井堵水（XX4-19-1H),该井挤堵剂井段为水平井段且施工井段段长较长,且前期打过两次水泥未封堵成功。,68,现场施工示意图,正注前置液3m3,正注堵剂8m3,正注后置液1.5m3,顶替压井液7.9m3的同时将连续油管起至4750m。,继续起钻至4000m,并冲洗连续油管,关井，反挤1.5m3,关井侯凝,候凝完成后钻塞至5515