JS06套管化学堵漏技术课件

套管化学堵漏技术中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司2010年10月1套管化学堵漏技术中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司汇报内容一、技术应用背景二、LHD化学堵漏技术简介①LHD堵剂堵漏技术特点②主要技术指标三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井②JZ9-3W4-3井汇报内容一、技术应用背景一、技术应用背景随着渤海油田开发生产的不断深入，油水井长年磨损、腐蚀、受地层塑性变形以及各类施工措施的影响，造成的套管损伤问题逐渐增多，不仅使油气产量下降，产层污染，甚至可能导致油水井报废。

目前渤海油田油水井套管损伤主要以套管变形、破裂、穿孔等类型为主，在生产上直接表现为破漏特征，针对套管堵漏问题，根据不同的井况，目前尝试应用了三种堵漏技术：双封隔器堵漏、水泥浆堵漏、化学堵剂堵漏，积累了一定的技术应用经验。一、技术应用背景随着渤海油田开发生产的不断深入，油一、技术应用背景1)双封隔器堵漏（在JZ9-3油田应用）

采用两个封隔器在漏点上下座封，从而将漏点封堵。该技术应用简单，作业时间短，适用于临时性封堵，但受套管漏点位置的限制影响较大，且容易形成复杂管柱结构。

2)水泥浆堵漏（在SZ36-1油田应用）

将一定比重的水泥浆挤入地层缝隙或多空地带、套管外空洞破漏处等目的层，候凝后在地层或地层和套管之间形成密封带，达到封堵套管漏点等目的。该技术水泥用量较大且胶结面击穿压力低，对于海上平台而言，施工繁琐且工期较长。一、技术应用背景1)双封隔器堵漏（在JZ9-3油田应用）

一、技术应用背景3)化学堵漏（在SZ36-1/JZ9-3油田应用）

从地面向井筒内注入配好的化学堵剂，将堵剂挤入套管破漏位置的环空间隙及近井地带的地层孔隙中，驻留并形成具有一定强度和密封性能的封堵段，达到修补套管破漏的目的。

化学堵漏技术的主要优点是局限性小，工艺适用范围广、施工简单且周期短、成本较低。适用于海上生产平台作业空间有限、吊装能力有限等特点，技术应用前景较好。一、技术应用背景3)化学堵漏（在SZ36-1/JZ9-3二、LHD化学堵漏技术简介LHD化学堵剂进入目标漏失层后，在压差的作用下，挤出堵浆中的自由水，快速形成具有一定强度的网架结构，增大了堵剂的流动阻力，限制了堵剂往漏失层深部流动。随着不断挤入，网状结构的空隙不断被充填，挤入压力不断上升，实现有效驻留，保证堵漏修复的可靠性。

二、LHD化学堵漏技术简介LHD化学堵剂进入目标漏失层化学堵剂的组成结构形成剂胶凝固化剂活性增强剂活性增韧剂膨胀型填充剂性能调节剂主要功能:快速形成互穿网络结构

主要功能:使化学堵剂形成高强度的固化体

主要功能:强化堵剂固化体的界面胶结强度主要功能:使固化体的结构致密，强化固化体本体强度主要功能：提高堵剂固化体本体的韧性。主要功能：调节堵剂的初终凝时间化学堵剂的组成结构形成剂胶凝活性活性膨胀型性能主要功1)驻留性好，减少用量，缩短施工周期对于高渗透大孔道地层，堵剂能快速(30s左右)形成具有一定承压能力(4MPa左右)的网状封堵层，实现有效驻留，提高封堵成功率并减少堵剂用量。LHD堵剂堵漏的技术特点二、LHD化学堵漏技术简介1)驻留性好，减少用量，缩短施工周期LHD堵剂堵漏的2)界面胶结强度高，保证施工效果；采用多种功能活性材料，改善胶结界面微观结构，优化水化产物的化学组分，能够形成抗窜强度高、耐冲蚀的封堵层，提高施工有效期。微观结构研究表明：LHD堵剂在界面上形成的水化物与水泥堵剂有很大差别，易冲蚀的Ca(OH)2晶体和稳定性差的高碱性水化物要少很多。在抗窜强度方面，水泥堵剂受日常生产的影响较大，相比而言，LHD堵剂受大排量日常生产的影响较小。LHD堵剂能够形成界面胶结强度高、耐冲蚀的固化体，将周围介质胶结成一个牢固的整体，提高施工后的堵漏修复井对增压注水等高压作业的承受能力，从根本上提高施工有效期。二、LHD化学堵漏技术简介2)界面胶结强度高，保证施工效果；二、LHD化学堵漏技术简油井水泥与化学堵剂的对比

油井水泥固化体内部微观结构化学堵剂固化体内部微观结构油井水泥固化体内部结构相对酥松，本体强度一般。

化学堵剂固化体内部结构相对致密，有较高的本体强度。

油井水泥与化学堵剂的对比油井水泥固化体内部微观结构化学堵剂油井水泥与化学堵剂的对比

油井水泥固化体胶结界面微观结构化学堵剂固化体胶结界面微观结构油井水泥的胶结界面结构松散，孔隙较大。化学堵剂固化胶结界面结构致密的微观结构。油井水泥与化学堵剂的对比油井水泥固化体胶结界面微观结构化学3)初凝时间可控，保证施工安全；通过解决堵浆的悬浮稳定性和初终凝时间控制的可靠性问题，LHD堵剂配制的堵浆在井筒内停留时，可在预定的较长时间内保证良好的流动性，不会沉淀和凝固，并且固化时间易于调整，提高了施工的安全性和可靠性。二、LHD化学堵漏技术简介3)初凝时间可控，保证施工安全；二、LHD化学堵漏技术简介4)适应温度范围广，可分别适应30-160℃地层温度；LHD堵剂根据油田封堵工作的需要，经过研究和实践，已经具备了在高温地层（80-160℃）和低温地层（30-60℃）均能保持良好的驻留性、界面胶结强度和施工安全性的特点，使其应用范围能适应油井，水井、和气井的深部地层及浅层的封窜、堵漏需求。5）LHD堵剂施工简单，常规的水、配液、挤堵设备就能满足施工要求、无需特殊设备和工艺。二、LHD化学堵漏技术简介4)适应温度范围广，可分别适应30-160℃地层温度；二、施工成功率达到98.5%。适应施工井温度30～160℃。适应井深500～3800m。施工后48h，井口试压承压能力（封堵强度）：10～30MPa。施工有效期5年以上。施工工艺简单，适应范围广，安全可靠。对于没有经过固井的套管段进行堵漏时可以驻留，药剂用量小。主要技术指标二、LHD化学堵漏技术简介施工成功率达到98.5%。主要技术指标二、LHD化三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井生产井史三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井生产井史三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井井况井名SZ36-1-C25hf原井套管程序20”×123.9m；13-3/8”×604.62m；9-5/8"×1944.5m油层套管规范9-5/8"套管N8047#套管破损段1120.13m-1122.13m(馆陶水层)三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井井况井名SZ作业过程（2010.4.1~2010.4.28）三、技术应用案例A

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漏点1121mY441,1184.85m1034m下入6”SB堵塞器封堵下部油层；下入RTTS正反打压确认漏点于1120.13-1122.13m；下入Y441封隔器于1184.85m封堵下部套管层段，倒砂10m作为桥塞；下入光管挤堵管柱于1034m，地面管线试压15MPa×10min，启泵正挤，排量15m3/h@2MPa；配置堵漏剂；正挤堵漏剂7m3后压力升至6.5MPa，反挤清水试压14MPa；挤清水至压力为11MPa时关井憋压候凝48小时；下钻塞管柱探堵剂塞，发现套管内基本无堵剂塞，套管试压5Mpa×10min。钻塞、刮管冲洗井筒，打捞Y441封隔器。下入电泵生产管柱，启泵投产。作业过程（2010.4.1~2010.4.28）三、技术应该井于4月28日作业结束，4月29日即见油，当日计量日产油18m3（该井从2009年12月至作业前一直含水100%），至6月18日计量日产液236m3/d，日产油200m3/d；目前产油量一直稳定在220m3/d左右，含水比较低。①SZ36-1-C25hf井效果分析三、技术应用案例该井于4月28日作业结束，4月29日即见油，当日计量三、技术应用案例三、技术应用案例三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井生产井史时间段产量m3/d措施备注1999.10~2002.10初期日产液96.75m3/d，日产油96.66m3/d，日产气2.573×104m3/d无2000.6.15见水2002.10~2006.03产液260m3/d，含水81%无找漏作业后，确定套损深度为1155.96-1243.15m2010.03~2010.06产液290-430m3/d左右，含水95%以上采用双封卡水措施双封卡水效果不佳，含水始终在95%以上三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井生产井史时间段产三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井井况井名JZ9-3W4-3原井套管程序24”×75.7m；13-3/8”×245.75m；9-5/8"×2460.90m油层套管规范9-5/8"套管N8047#套管破损段1166-1170m(馆陶水层)三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井井况井名JZ9-三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（2010.7.19~2010.8.4）下入Y441封隔器座封于漏点以下100m；井口倒砂400L，探砂面计算砂高约9m；下入挤注管柱：3-1/2”EU油管+引鞋配制堵漏剂，正挤堵漏剂17m3（排量25-30m3/h，泵压0-6MPa），共正挤清水1m3（泵压6-14MPa，达到压力上限）；循环冲洗挤注管柱，上提管柱500m，井筒憋压9MPa，侯凝。三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（201三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（2010.7.19~2010.8.4）侯凝48h后下入钻头+螺杆钻组合钻塞至砂面位置。下入刮管冲砂管柱，将塞面至砂面井段进行刮管，并将Y441以上9m陶粒砂冲出井筒。井筒刮管后对井筒试压验套，5MPa/10min，稳压合格；（该井漏点为1166-1170m井段）回收Y441封隔器。下入新电泵合采管柱。三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（201三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井效果分析该井于2010年8月8日作业结束，8月10日开始见油，当日计量日产油12m3，自8月20日至今计量产油量保持在50m3左右，含水有所下降。三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井效果分析三、技术应用案例三、技术应用案例陆地应用大港油田板4-3井2003年6月27日对板桥油田板4-3井进行了封堵层位施工，该井固井质量欠佳，并且含气有溢流.根据试油要求，封固：2753m~2851.1m井段管外窜槽，确保固井质量和主要含油层系正常试油、生产。施工参数封堵剂用量：12.0m3比重1.35g/cm3~1.55g/cm3挤注排量：0.15m3/min~0.40m3/min挤注压力：5MPa~35MPa控压指标：≤35MPa（瞬时）候凝时间：36h预留塞面：2800.0m

陆地应用大港油田板4-3井陆地应用现场判断：在施工过程中有两次较大的压力波动都是在封窜剂进入封窜井段后发生的，现场判断是原井段不合格的水泥环被破坏，随着压力的升高封窜剂形成了新的封固体，能够满足封窜要求。钻塞后检验（１）试压：35MPa10min压降为0.5MPa；（２）降液面至1500m，测液面恢复：4小时，液面上升值为零；－－结论：达到设计要求。陆地应用根据渤海地区馆陶组水层以往三次常规水泥堵漏结果与LHD高强堵剂堵漏结果对比分析后发现，以往采用常规水泥堵漏时基本需要配置2～3次挤堵作业才能实现成功堵漏（每次7～10方水泥浆），而LHD堵剂仅使用约7方即成功实现堵漏，漏点实际在憋压时已经承受地面试压11Mpa，堵漏速度快，效果明显。根据以往及两次堵漏经验，对于1～2m馆陶组水层套管漏点，使用10方堵剂已经足够实施封堵，当堵剂一旦进入底层形成网状屏障的时候，地面泵压会缓慢上涨，因此可以降低排量缓慢挤住，避免过多堵剂进入地层形成舌进甚至压裂地层，这样可以快速达到目标压力。技术应用经验总结三、技术应用案例根据渤海地区馆陶组水层以往三次常规水泥堵漏结果与LHD高强堵现场作业照片三、技术应用案例现场作业照片三、技术应用案例谢谢！谢谢！套管化学堵漏技术中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司2010年10月31套管化学堵漏技术中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司汇报内容一、技术应用背景二、LHD化学堵漏技术简介①LHD堵剂堵漏技术特点②主要技术指标三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井②JZ9-3W4-3井汇报内容一、技术应用背景一、技术应用背景随着渤海油田开发生产的不断深入，油水井长年磨损、腐蚀、受地层塑性变形以及各类施工措施的影响，造成的套管损伤问题逐渐增多，不仅使油气产量下降，产层污染，甚至可能导致油水井报废。

目前渤海油田油水井套管损伤主要以套管变形、破裂、穿孔等类型为主，在生产上直接表现为破漏特征，针对套管堵漏问题，根据不同的井况，目前尝试应用了三种堵漏技术：双封隔器堵漏、水泥浆堵漏、化学堵剂堵漏，积累了一定的技术应用经验。一、技术应用背景随着渤海油田开发生产的不断深入，油一、技术应用背景1)双封隔器堵漏（在JZ9-3油田应用）

采用两个封隔器在漏点上下座封，从而将漏点封堵。该技术应用简单，作业时间短，适用于临时性封堵，但受套管漏点位置的限制影响较大，且容易形成复杂管柱结构。

2)水泥浆堵漏（在SZ36-1油田应用）

将一定比重的水泥浆挤入地层缝隙或多空地带、套管外空洞破漏处等目的层，候凝后在地层或地层和套管之间形成密封带，达到封堵套管漏点等目的。该技术水泥用量较大且胶结面击穿压力低，对于海上平台而言，施工繁琐且工期较长。一、技术应用背景1)双封隔器堵漏（在JZ9-3油田应用）

一、技术应用背景3)化学堵漏（在SZ36-1/JZ9-3油田应用）

从地面向井筒内注入配好的化学堵剂，将堵剂挤入套管破漏位置的环空间隙及近井地带的地层孔隙中，驻留并形成具有一定强度和密封性能的封堵段，达到修补套管破漏的目的。

化学堵漏技术的主要优点是局限性小，工艺适用范围广、施工简单且周期短、成本较低。适用于海上生产平台作业空间有限、吊装能力有限等特点，技术应用前景较好。一、技术应用背景3)化学堵漏（在SZ36-1/JZ9-3二、LHD化学堵漏技术简介LHD化学堵剂进入目标漏失层后，在压差的作用下，挤出堵浆中的自由水，快速形成具有一定强度的网架结构，增大了堵剂的流动阻力，限制了堵剂往漏失层深部流动。随着不断挤入，网状结构的空隙不断被充填，挤入压力不断上升，实现有效驻留，保证堵漏修复的可靠性。

二、LHD化学堵漏技术简介LHD化学堵剂进入目标漏失层化学堵剂的组成结构形成剂胶凝固化剂活性增强剂活性增韧剂膨胀型填充剂性能调节剂主要功能:快速形成互穿网络结构

主要功能:使化学堵剂形成高强度的固化体

主要功能:强化堵剂固化体的界面胶结强度主要功能:使固化体的结构致密，强化固化体本体强度主要功能：提高堵剂固化体本体的韧性。主要功能：调节堵剂的初终凝时间化学堵剂的组成结构形成剂胶凝活性活性膨胀型性能主要功1)驻留性好，减少用量，缩短施工周期对于高渗透大孔道地层，堵剂能快速(30s左右)形成具有一定承压能力(4MPa左右)的网状封堵层，实现有效驻留，提高封堵成功率并减少堵剂用量。LHD堵剂堵漏的技术特点二、LHD化学堵漏技术简介1)驻留性好，减少用量，缩短施工周期LHD堵剂堵漏的2)界面胶结强度高，保证施工效果；采用多种功能活性材料，改善胶结界面微观结构，优化水化产物的化学组分，能够形成抗窜强度高、耐冲蚀的封堵层，提高施工有效期。微观结构研究表明：LHD堵剂在界面上形成的水化物与水泥堵剂有很大差别，易冲蚀的Ca(OH)2晶体和稳定性差的高碱性水化物要少很多。在抗窜强度方面，水泥堵剂受日常生产的影响较大，相比而言，LHD堵剂受大排量日常生产的影响较小。LHD堵剂能够形成界面胶结强度高、耐冲蚀的固化体，将周围介质胶结成一个牢固的整体，提高施工后的堵漏修复井对增压注水等高压作业的承受能力，从根本上提高施工有效期。二、LHD化学堵漏技术简介2)界面胶结强度高，保证施工效果；二、LHD化学堵漏技术简油井水泥与化学堵剂的对比

油井水泥固化体内部微观结构化学堵剂固化体内部微观结构油井水泥固化体内部结构相对酥松，本体强度一般。

化学堵剂固化体内部结构相对致密，有较高的本体强度。

油井水泥与化学堵剂的对比油井水泥固化体内部微观结构化学堵剂油井水泥与化学堵剂的对比

油井水泥固化体胶结界面微观结构化学堵剂固化体胶结界面微观结构油井水泥的胶结界面结构松散，孔隙较大。化学堵剂固化胶结界面结构致密的微观结构。油井水泥与化学堵剂的对比油井水泥固化体胶结界面微观结构化学3)初凝时间可控，保证施工安全；通过解决堵浆的悬浮稳定性和初终凝时间控制的可靠性问题，LHD堵剂配制的堵浆在井筒内停留时，可在预定的较长时间内保证良好的流动性，不会沉淀和凝固，并且固化时间易于调整，提高了施工的安全性和可靠性。二、LHD化学堵漏技术简介3)初凝时间可控，保证施工安全；二、LHD化学堵漏技术简介4)适应温度范围广，可分别适应30-160℃地层温度；LHD堵剂根据油田封堵工作的需要，经过研究和实践，已经具备了在高温地层（80-160℃）和低温地层（30-60℃）均能保持良好的驻留性、界面胶结强度和施工安全性的特点，使其应用范围能适应油井，水井、和气井的深部地层及浅层的封窜、堵漏需求。5）LHD堵剂施工简单，常规的水、配液、挤堵设备就能满足施工要求、无需特殊设备和工艺。二、LHD化学堵漏技术简介4)适应温度范围广，可分别适应30-160℃地层温度；二、施工成功率达到98.5%。适应施工井温度30～160℃。适应井深500～3800m。施工后48h，井口试压承压能力（封堵强度）：10～30MPa。施工有效期5年以上。施工工艺简单，适应范围广，安全可靠。对于没有经过固井的套管段进行堵漏时可以驻留，药剂用量小。主要技术指标二、LHD化学堵漏技术简介施工成功率达到98.5%。主要技术指标二、LHD化三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井生产井史三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井生产井史三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井井况井名SZ36-1-C25hf原井套管程序20”×123.9m；13-3/8”×604.62m；9-5/8"×1944.5m油层套管规范9-5/8"套管N8047#套管破损段1120.13m-1122.13m(馆陶水层)三、技术应用案例①SZ36-1-C25hf井井况井名SZ作业过程（2010.4.1~2010.4.28）三、技术应用案例A

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漏点1121mY441,1184.85m1034m下入6”SB堵塞器封堵下部油层；下入RTTS正反打压确认漏点于1120.13-1122.13m；下入Y441封隔器于1184.85m封堵下部套管层段，倒砂10m作为桥塞；下入光管挤堵管柱于1034m，地面管线试压15MPa×10min，启泵正挤，排量15m3/h@2MPa；配置堵漏剂；正挤堵漏剂7m3后压力升至6.5MPa，反挤清水试压14MPa；挤清水至压力为11MPa时关井憋压候凝48小时；下钻塞管柱探堵剂塞，发现套管内基本无堵剂塞，套管试压5Mpa×10min。钻塞、刮管冲洗井筒，打捞Y441封隔器。下入电泵生产管柱，启泵投产。作业过程（2010.4.1~2010.4.28）三、技术应该井于4月28日作业结束，4月29日即见油，当日计量日产油18m3（该井从2009年12月至作业前一直含水100%），至6月18日计量日产液236m3/d，日产油200m3/d；目前产油量一直稳定在220m3/d左右，含水比较低。①SZ36-1-C25hf井效果分析三、技术应用案例该井于4月28日作业结束，4月29日即见油，当日计量三、技术应用案例三、技术应用案例三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井生产井史时间段产量m3/d措施备注1999.10~2002.10初期日产液96.75m3/d，日产油96.66m3/d，日产气2.573×104m3/d无2000.6.15见水2002.10~2006.03产液260m3/d，含水81%无找漏作业后，确定套损深度为1155.96-1243.15m2010.03~2010.06产液290-430m3/d左右，含水95%以上采用双封卡水措施双封卡水效果不佳，含水始终在95%以上三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井生产井史时间段产三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井井况井名JZ9-3W4-3原井套管程序24”×75.7m；13-3/8”×245.75m；9-5/8"×2460.90m油层套管规范9-5/8"套管N8047#套管破损段1166-1170m(馆陶水层)三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井井况井名JZ9-三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（2010.7.19~2010.8.4）下入Y441封隔器座封于漏点以下100m；井口倒砂400L，探砂面计算砂高约9m；下入挤注管柱：3-1/2”EU油管+引鞋配制堵漏剂，正挤堵漏剂17m3（排量25-30m3/h，泵压0-6MPa），共正挤清水1m3（泵压6-14MPa，达到压力上限）；循环冲洗挤注管柱，上提管柱500m，井筒憋压9MPa，侯凝。三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（201三、技术应用案例②JZ9-3W4-3井作业过程（2010.7.19~2010.8.4）侯凝48h后下入钻头+螺杆钻组合钻塞至砂面位置。下入