油水井破损套管堵漏修复技术简介

1、油水井破损套管堵漏修复技术介绍胜利油田中利石油工程技术有限公司随着油田开发的不断深入，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及换4寸套管大修工艺。但这些技术常常受到使用效果、使用有效期和施工费用限制难以广泛推广。为了更好地解决油水井套管破损的堵漏问题，提高油田水驱动用储量和采收率，减少井下作业劳动强度，降低油水井生产作业成

2、本，提高油气开发经济效益 ，重点针对套管破损、穿孔、漏失等问题，开展了油水井破损套管堵漏技术的研究，采用低成本、高性能、微膨胀的化学堵漏剂，该堵剂能在漏失位置有效驻留，并能形成强度高、韧性好和有效期长的固化体,具有抗窜、抗温（30-150）、抗盐（矿化度200000mg/l）、抗压（25MPa）等特点，显示出良好的应用前景。1 油水井破损套管堵漏修复技术的优势1）常规的化学和胶凝材料堵漏技术主要存在下列问题l 堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉；而对于某些地层却难以注入，造成施工压力大，对相关系统造成新的危害。l 堵剂形成的固化体强度较低，脆性大，易收缩，不能与周

3、围介质形成牢固的胶结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。l 堵剂适应性和安全可靠性差，施工设备出现问题造成时间延误时往往使施工无法正常进行。2）油水井破损套管堵漏修复技术具有的优势l 化学堵剂进入封堵层或套管破损位置后，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；l 在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机材料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、微膨涨和有效期长的固化体；l 在各种油水井堵漏工况下，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；l 配制的堵浆流动性好，挤注压力低，固化时间

4、易于调整和稳定。3）油水井破损套管堵漏修复技术应用工况l 自由段油层套管腐蚀穿孔的堵漏修复l 严重窜漏的封固段油层套管腐蚀穿孔的堵漏修复l 因套管变形破裂造成的套管漏失l 挤堵大孔道l 封堵炮眼2 现场应用情况W33-107井是1984年4月投产的一口老井，完钻井深3300米，水泥返高2268米，油气层井段： S2下2，4，52762-2880米，S2下7，8，和S3上32910-3126米。该井2000年4月大修，下封隔器化堵时，封隔器于2196米遇阻，化堵时套压打平衡14MPa，60min漏失约10m3清水。2000年7月换封未成，下114mm×2mm通井规于2605米遇阻，该井

5、起油管22根时有卡钻现象，经活动后解卡。该井尽管投入了近200万元大修费，因自由段套管腐蚀穿孔漏失和封固段套管变形破裂造成的漏失严重，且漏失点多，具体位置不清，作业效果不好，准备报废。因此该井的施工，必须解决自由段破漏套管的化学堵漏、变形破裂段套管严重窜漏的的堵漏和S2下2，4，52762.6-2880米的挤堵封层三个难题。应用油水井高强度微膨胀化学堵漏技术，首次采用边找漏边进行化学堵漏施工的新技术分三次成功地完成了850-1500米自由段套漏、2000-2300米套管变形漏失的堵漏和S2下2，4，5的封层堵漏施工，施工后自由段套管承压达到32MPa以上，封固段套管承压42MPa以上。该井经堵漏修复后，又焕发了青春，日产原油5-7t,挽救了这口濒于报废的油井。HC2-36井完钻井深1610米，油气层井段：S3下3，41477-1542米，该井于2000年4月投产，因固井质量差而造成套管外窜，含水达99%，无产油量。实施新型的化堵技术后，成功地进行了封窜，堵住了水层，原油产量达到日产7.8t。从