高强度凝胶暂堵剂体系的多元化应用(发表)

高强度凝胶暂堵剂体系的多元化应用陈宏民1赵海龙2宫丰伟3（1.辽河油田高升采油厂作业二大队，辽宁盘锦124125；2.辽河油田高升采油厂作业二大队，辽宁盘锦

124125；3.长城钻探工程有限公司泥浆公司，辽宁盘锦124125）摘要：辽河油田开采进入中后期，储层能量不断降低，主要表现为地层压力低，漏失量大，修井液循环无法建立，而随着注汽、压裂、酸化等措施工艺的大量实施，油井出砂情况也越来越严重。这导致漏失井挤、注水泥、冲砂等施工一次成功率，困扰着修井施工的正常进行，使油井不能按期复产。此外，大量入井流体漏进油层还会造成油层污染伤害，致使复产后油井产量下降，甚至造成油井停产等事故。针对这些问题，我们引入了高强度凝胶暂堵剂体系，利用其在不同浓度条件下的物化特性，应用于漏失井挤、注水泥及冲砂等修井作业，用以解决上述问题。本文通过多项室内试验及31口井场应用，考察评价了高强度凝胶暂堵剂体系各项性能指标，结果表明，高强度凝胶暂堵剂体系的应用，对于提高油井作业效率，减轻油层污染伤害及降低工人劳动强度都具有重要意义。关键词：漏失井修井；开发应用；性能评价；高强度凝胶暂堵剂；油层污染伤害；中图分类号：U416.26 文献标识码：A前言辽河油田开采进入中后期，储层能量不断降低，主要表现为地层压力低，漏失量大，修井液循环无法建立，而随着注汽、压裂、酸化等工艺的大量实施，油井出砂情况也越来越严重。在修井挤、注水泥施工时，易出现水泥浆漏失，施工成功率低的问题；在冲砂施工时，易出现修井液漏失，冲砂成功率低，甚至是冲砂失败的问题，这些问题困扰着修井施工的正常进行，使油井不能按期复产。此外，大量入井流体漏失还会造成油层污染伤害致使复产后油井产量下降，甚至造成油井停产等事故。为解决上述技术问题，我们引入了《高强度凝胶暂堵剂体系多元化应用》项目。本项目的主要内容是应用高强度凝胶暂堵剂体系，开发出漏失井暂堵挤、注水泥应用技术及无污染暂堵型修井液应用技术，该项目的成功应用为解决漏失井作业提供了一套实用技术，有效地提高了漏失井修井施工的成功率，并且降低了入井流体对油层的污染伤害。1作用机理高强度凝胶暂堵剂体系是通过使用PAMH-J有机交联剂将高分子聚合物等成分交联融合成为具有一定粘度、切力及耐高温的水溶液体系，其中包括温度稳定剂、破胶剂、增强剂及油溶性树脂等添加剂组成，使用时直接与清水混合进行调制，通过控制高强度凝胶暂堵剂的浓度，来适应不同工艺的应用需求。使用高强度凝胶暂堵剂配制1〜1.5%浓度的水溶液，利用其水溶液具有的粘度、切力以及良好的流动性，替代污水、泥浆等修井液；使用高强度凝胶暂堵剂配制3〜5%浓度的水溶液，利用其高粘弹性和流动阻力，能有效封堵漏失层。当施工任务完成后，高强度凝胶暂堵剂在物理化学作用下，可以破胶水化，自行降解，保持油层油流通道，使油井快速恢复正常生产，尤其是作为修井液使用时，还可避免使用搬土泥浆完井后造成的环境危害和后续固化处理费用。2高强度凝胶暂堵剂室内性能评价体系2.1使用浓度与凝胶粘度关系实验表明，随着高强度凝胶暂堵剂浓度的增加，其凝胶粘度和强度迅速增加，而且随着浓度的增大，粘度越来越大，甚至可以形成冻胶而失去流动性，这对于漏失井堵漏是十分奏效的。当高强度凝胶暂堵剂使用浓度为5%时即可形成稳定凝胶，能够满足严重漏失井暂堵需要。实验结果见图1（注：当凝胶使用浓度为5%时，已为凝胶状态，粘度无法测定,所以为便于作图，以2000表示）。2.2耐温性实验许多高分子凝胶溶液粘度与温度呈敏感性关系，一般来说，当温度升高，其溶胶粘度下降。实验根据辽河油田地温梯度，分别考察了1%和3%浓度的高强度凝胶暂堵剂不同温度下的粘度变化情况，实验结果见图2。

图2高强度凝胶暂堵剂温度一粘度关系实验表明，在低温阶段，随着温度升高，其粘度有所增高，主要是高分子聚合物溶胀速度加快，液相粘度增加所致。当温度达到70°C时，其液相粘度开始明显下降；当温度达到90C时，1%浓度的高强度凝胶暂堵剂粘度仍有139mPa.s,能够满足修井液工艺要求；当温度达到120C时，3%浓度的高强度凝胶暂堵剂粘度仍有601mPa.s，能够满足暂堵工艺要求，尤其是火驱井组高温暂堵需要。2.3油溶性实验高强度凝胶暂堵剂遇水后能形成高粘弹性凝胶，其中的固相物由不同颗粒直径的油溶性材料制成，其固体颗粒能被地层原油逐渐溶解。根据辽河油田地温梯度及油井深度，试验在60C温度下8h内，测得其油溶率达90%以上，而且随着温度增加，其溶解速度加快，因此，不会对油层造成堵塞伤害。2.4破胶实验漏失井暂堵工艺既要求暂堵剂在挤、注水泥前能将油层暂堵保护起来，又要求在任务完成以后能自行解除堵塞，恢复油流通道。因此，实验考察了3%浓度的高强度凝胶暂堵剂在90C温度条件下粘度变化情况，实验结果见图3:90012 370012 3COO500ADO3002DO100r'H''h.-46812162471B52117243图3高强度凝胶暂堵剂时间一粘度关系实验表明，在90C条件下，高强度凝胶6h以后粘度开始下降，12h后凝胶粘度大幅度降低，24h凝胶粘度降为43mPa.s,凝胶彻底破胶。2.5岩心伤害实验评价入井流体对地层伤害程度往往通过岩芯渗透率变化来衡量。试验使用渗透率为100〜800X10-3um2的人造岩芯，正通标准盐水，建立地层束缚水；反通煤油，测岩芯渗透率人；根据现场使用浓度正通凝胶暂堵剂（5PV）；反通煤油，待流量衡定后测岩芯渗透率屯，按下式计算岩芯渗透率恢复值：O=K/KX100%21式中：①一岩芯渗透率恢复值，%屯一通粉体暂堵剂前岩芯油相渗透率，卩K2—通粉体暂堵剂后岩芯油相渗透率，卩m2试验表明，凝胶暂堵剂通过岩芯后其渗透率恢复值达90%，表明其对油层造成污染伤害较轻微。2.6失水量测定当高强度凝胶暂堵剂进入地层后，在液柱压力作用下，其中水份会渗透到地层中去，会导致油层伤害、暂堵失败等问题发生。根据API标准，使用高强度凝胶暂堵剂溶液，在7个大气压作用下，30min后，测得其失水量为13ml，完全能够达到应用工艺施工要求。2.7抗剪切性实验由于高分子聚合物的可降解性，高强度凝胶暂堵剂溶液通过油管时受高压射流作用，在油套环空受剪切稀释作用，这会导致溶液粘度降低，封堵效果变差，暂堵失效等问题发生。实验模拟现场暂堵剂流动状况，以1022转/min的剪切速率，测定剪切稀释前后凝胶暂堵剂粘度变化，实验结果见表1。表1凝胶暂堵剂剪切稀释实验时间（min）306090120150180粘度（mpa.s）159152146138132129实验表明，使用的凝胶暂堵剂经高速搅拌后粘度变化较小，说明其抗剪切性良好，能够满足应用工艺需要。2.8流变参数测定泥浆是粘土－水－化学处理剂体系，它是具有结构和流变性的流体。研究表明，泥浆属于非牛顿流体，因此，只有用泥浆流变学才能真实描述泥浆流动性质。实验表明，使用高强度凝胶暂堵剂配制的无污染暂堵型修井液测得的流性指数n、稠度系数K值与中剪速率范围内搬土泥浆的n、K值基本相同，表明该修井液可以满足修井工艺要求。实验结果见表2。表2无污染暂堵型修井液与搬土泥浆流变参数对比表参数①600①300Fv(s)Pv(mpa.s)nK(mpa.sn)备注搬土泥浆修井液392453150.70155.8常温高强度凝胶暂堵剂修井液422651160.69179.7常多元化应用技术在漏失井或出砂井修井施工中，为了建立有效修井液循环或提高修井液携砂能力，同时避免使用搬土泥浆对油层造成的污染伤害，可以使用高强度凝胶暂堵剂，按修井液设计配制高强度凝胶暂堵剂溶液，该溶液体系与密度为1.05g/cm3、粘度50s的搬土泥浆性能基本相当，能够有效地提高出砂井冲砂成功率。在漏失井挤、注水泥施工中，先应用3〜5%浓度高强度凝胶暂堵剂体系溶液对漏失射孔井段进行暂堵，可以大幅度提高挤、注水泥的一次成功率。3.1配套漏失井暂堵挤、注水泥应用技术具体操作程序：（1） 漏失井段暂堵作业程序将暂堵管柱下至设计位置。连接地面管线。对地面管线试压检验。配制高强度凝胶暂堵剂溶液。把溶液替入井内，建立有效的循环。（2） 挤、注水泥作业程序按常规挤、注水泥操作规程实施作业。注意：在完成漏失油层暂堵后，应进行彻底洗井，将多余的暂堵剂清洗干净。3.2配套无污染暂堵型修井液工艺技术无污染暂堵型修井液配制程序：（1）连接地面管线。（2） 配制无污染暂堵型修井液。（3） 将修井液替入井内。（4） 施工中随时监测出口的修井液性能，及时调整。现场试验和推广应用情况4.1现场试验4.1.1注水泥施工应用实例2012年11月在高3-3-0106井注水泥施工。该井为火驱二线井，设计填砂砂面：1582m,漏失井段：1564〜1582m，设计灰面：1572.3m。（a） 洗井、暂堵用60m3清水反洗井，压力0MPa,出口不返。正替入清水45m3、高强度凝胶暂堵剂1.35t,泵压0MPa，套管建立循环后，关套管闸门，正挤清水2m3,压力升至3MPa停。用清水50m3洗出油套环空的暂堵剂。（b） 注水泥①开套管闸门，替入密度为1.85g/cm3的水泥浆0.7m3，顶替清水7.06m3。提管柱至1570.5m，反洗出多余灰浆，关井候凝。②24h后回探灰面至1572.7m，漏失井注水泥合格。.1.2挤水泥施工应用实例2012年3月在高3-7-163井挤水泥施工。该井为火驱二线井，设计填砂砂面：1687m,漏失井段：1624.9〜1687.0m。洗井、暂堵用60m3清水反洗井，压力0MPa,出口不返。替入清水30m3、高强度凝胶暂堵剂2.92t,压力0MPa,套管建立循环后，关套管闸门，正挤清水2m3，压力升至6.0MPa停。用清水50m3洗出油套环空的暂堵剂。挤水泥开套管闸门，替入密度为1.75〜1.85g/cm3的水泥浆5.0m3，压力0MPa；关闭套管闸门，继续替入水泥浆10.47m3，压力0MPa。正挤清水7.3m3，压力变化：0MPa/21MPa'17MPa，反挤清水0.7m3压力从0MPa/16Mpa，停泵压力为15MPa。洗出多余灰浆后，关井候凝。钻塞钻塞至1688m，对1624〜1688m试压15MPa，30min，压降0.3MPa,挤水泥一次合格。4.1.3应用实例2012年3月在坨31-更35井使用修井液施工。该井施工目的为套管修复、下套管；完钻井深2225m，射孔井段：2100.0〜2160.0m,60.0m/1层。施工简要过程：该井先用热污水修井液，磨铣修套至2198.88m，出现严重憋泵、蹩钻及卡钻情况，油井出砂严重，无法接单根。综合考虑地质情况及采油需求，用清水和高强度凝胶暂堵剂配制无污染暂堵型修井液60m3,粘度61s左右进行施工作业，经磨铣、冲砂至2222.47m，下套管固井完井，顺利完成修井任务。4.2推广应用情况漏失井暂堵挤、注水泥工艺技术应用2012年至2013年，共计完成高3-61-160井、高3-7-163井、高3-3-0106井等22口漏失井挤、注水泥施工，封堵一次成功率100%，缩短修井工期122天，减轻了作业职工的劳动强度，提升了施工修井效率，保证了修井质量。无污染暂堵型修井液技术应用2012年至2013年，在高升采油厂进行了9口井现场应用，这些井基本都是井下情况复杂，含砂量较大，其中有一部分井地层亏空漏失严重，应用修井液技术后，仅1口井未成功，成功率达89%。结论高强度凝胶暂堵剂体系，耐温达120°C以上，稳定时间达24h以上，可以满足火驱井和深井高温暂堵需要，能有效使漏失井前期建立循环，确保后续顺利完成挤注水泥施工的技术目的。高强度凝胶暂堵剂体系，具有油溶性和常温自行水化降解的能力，减少了油层污染伤害，能有效保护油层。配套的挤、注水泥工艺技术提升了漏失井修井作业一次成