石油工程技术 井下作业 油水井破损套管的化学堵漏修复技术

油水井破损套管的化学堵漏修复
中原油田由于盐膏层发育,地质条件复杂以及长期注水开发,特别是增压注水,油水井套管破损现象十分普遍,井况恶化问题日益突出。

特别是一些老井,由于油层套管使用时间过长,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,造成地层出钻井液、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他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,以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管工艺。

但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用的限制,许多油水井的套漏问题不能得到及时有效地解决,制约了油气生产。

以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥膨润土堵漏）和热固性树脂增漏技术（如脲醛树脂堵漏）为例,目前油水井破损套管的化学堵漏修复主要存在下列问题：
（1）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,造成堵浆注入量大,施工时间长。

（2）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使封堵失效,缩短了施工有效期,对于薄层和小井眼封堵封窜更是如此。

（3）堵剂适应性和安全可靠性差,施工风险大。

为克服上述工艺的缺陷,针对套管破损穿孔漏失等问题,开展了油水井破损套管化学堵漏修复技术研究，研制出能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型化学堵剂YLD-1，在破损套管的化学堵漏修复方面取得重大突破，显示出良好的应用前景。

1室内试验
1.1该技术对化学堵剂的性能要求
1.1.1化学堵剂进入封堵层后，能够快速形成网架结构，有效地滞留在封堵层内。

1.1.2在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机堵剂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、微膨胀和有效期长的固化体。

1.1.3能与周围介质胶结成一个牢固的整体。

1.1.4配制的堵浆流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。

1.1.5堵剂固化体的本体强度和抗腐蚀耐久性能与油井水泥相似。

1.2材料选择
根据上述要求，通过正交试验筛选出下列基本材料和配比。

1.2.1结构形成剂。

主要功能是快速形成纤维网状结构，加量6%～8%。

1.2.2胶凝固化剂A和B。

使化学堵剂形成高强度的固化体，加量分别为30%～40%和6%～8%。

1.2.3膨胀型活性填充剂。

强化堵剂固化体的界面胶结强度，加量5%～7%。

1.2.4活性微晶增强剂。

使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度，加量4%～6%。

1.2.5活性增韧剂。

提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度，加量为3%～8%。

1.2.6施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间，加量为1%～3%。

1.3新型化学堵剂YLD-1性能测定
1.3.1堵剂胶结强度测定。

现场实践表明：油水井封堵层的失效往往不是封堵层本身的强度不够，而是与周围界面的胶结强度不够，因此，在保证封堵层本体强度的基础上（达到或超过水泥），强化封堵层与封堵界面的胶结强度和封堵层自身的韧性和致密性，是延长破损套管堵漏修复有效期的技术关键。

胶结强度的测定方法是：用ZLS智能HIHP封堵模拟实验仪模拟漏失地层渗透率为（100x10-3～600x10-3μm2）的三维孔隙结构，让堵浆在压差的作用下通过模拟漏失层，快速形成网架结构，其特征是承压能力由零突然有所上升。

模拟井下温度、压力条件，继续保持一定流量的渗水量，使堵浆在特制的钢筒内逐渐形成与钢筒内壁和模拟漏失层牢固胶结的固化体，整个过程较好地模拟了井下堵浆形成固化体的过程。

在一定时间内，使水通过界面穿过钢筒内的固化体和模拟漏失层，滴出第一滴水时施加的水压，定义为突破压力，继续施加水压，当压力达到一定值时突然降为零，这个值定义为击穿压力。

试验结果见表1。

表1固化体胶结强度试验数据
样品号网状结构形成时间
（s）
形成后承压能力
（Mpa）
突破压力
（Mpa）
击穿压力
（Mpa）
1#45 2.5 6.012.0
2#34 3.57.516.0
3#20 4.08.524.0油井水泥未形成0 3.87.5
超细水泥未形成0 4.58.2
表1中新型化学堵剂固化体的养护条件为：温度70℃，压力10Mpa，渗水量0.05mL/min，养护时间24h。

堵浆配制方法是：YLD-1:水=1.2:1，低速搅拌0.5h，水泥浆的水灰比为0.4:1。

因水泥浆不能形成网架结构，固化体养护时，将水泥浆放入仪器中，在无渗水的情况下封闭养护成固化体，再用相同条件进行测试。

从表1可以看出，堵剂YLD-1与水泥相比具有截然不同的性能。

水泥浆进入漏层后不能形成具有一定承压能力的网状结构，而且击穿压力很低，这是由于水泥与钢筒的胶结界面存在一个结构薄弱的过渡层，还受水化反应后的收缩效应的影响。

YLD-1堵剂由于引入了结构形成剂和多种活性材
料，进入岩心后能够在很短时间内形成具有一定承压能力的网状结构，有利于堵浆在漏失层内驻留；而且由于活性材料与胶结固化材料形成水化反应，使界面过渡层硬度和强度大大提高，再加上堵剂的微膨胀作用，强化了界面胶结强度。

1.3.2封堵层形成速度和强度测定。

封堵层粘接强度为常温常压和空气中养护24h后测定的抗拉强度。

试验结果见表2。

表2封堵层的形成速度和强度试验数据
样品号形成时间
（s）
厚度
（mm）
粘接强度
（kpa）
备注
1#672832.66
2#453041.16
3#283250.39
油井水泥未形成00全部穿过模拟漏失层
超细水泥未形成00全部穿过模拟漏失层
注：堵浆配制方法是：YLD-1:水=1.2:1，低速搅拌0.5h，水泥浆的水岩比为0.4:1。

从表2可进一步看出：堵剂YLD-1进入漏失层后能快速形成封堵层，不会从模拟漏失层中全部漏失掉，有较强的驻留性。

并且封堵层的形成速度越快，其强度越高。

两种水泥浆在模拟漏失层中都没有驻留性。

1.3.3堵剂的初终凝时间测定。

堵剂YLD-1的另一个特点是只要不进入漏失层，就不会很快起反应，反而具有很温和的性能，能长时间保持良好的流动性。

这对现场施工十分有利。

将堵剂和配浆水按一定比例配成堵浆，测定流变性能，然后装入钢制模具，放入70℃的恒温水浴中观察其保持流动性的最长时间和初终凝时间。

具体试验结果见表3。

表3YLD-1的流动性和初终凝时间测定数据
堵剂:水
样品密度
（g/cm3）
表观粘度
（mpa.s）
塑性粘度
（mpa.s）
动切力
（pa）
初切力
（pa）
终切力
（pa）
保持流动性
最长时间
（h）
初凝时间
（h）
终凝时间
（h）
0.8:1.0 1.3815.515.00.5 2.5 5.0131517.4
1.0:1.0 1.4727.525.0
2.5 2.8 5.510121
3.5 1.2:1.0 1.565
4.043.011.0 3.0 6.07910.5注：化学堵剂采用3#配方。

3个样品静置0.5h后的析水率为0。

通过以上试验可看出：用新型化学堵剂YLD-1配制的堵浆，配制容易，单位体积的配浆水对堵剂的容量大，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，保证了施工安全。

1.3.4堵剂的抗温性能研究。

用3#配方，使用ZLS智能HIHP封堵模拟实验仪研究了温度对堵剂的影响，试验结果见图1。

由试验可以看出，新型化学堵剂YLD-1在高温下反而有较高的胶结强度，
可用于高温深井。

图1温度与胶结强度的关系图
2机理分析
2.1堵剂YLD-1由套管破损位置进入漏失层后，在压差的作用下，组分中的结构形成剂使之迅速与其他组分聚凝在一起，挤出堵浆中的自由水，从而快速形成具有一定强度的网架结构，增大了堵剂在漏失层中的流动阻力，限制其往漏失层深部流动。

随着堵剂的间断挤入，网状结构的空隙不断被充填，挤入压力不断上升，相邻的析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。

2.2施工结束后，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
晶体，而是细填充剂的协同作用，使界面上的水化反应产物，不再是造成界面强度薄弱的Ca（OH)
2
具有高强度的水化产物，由此形成了本体强度和界面胶结强度都较高的固化体，将周围介质胶结为一个牢固的整体。

2.3堵剂YLD-1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。

2.4结构形成剂是一种多孔的微细材料，能吸附大量的水分，芒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，保证了界面处水化反应的顺利进行。

3现场施工
3.1应用范围
3.1.1因自由段套管和封固段套管腐蚀破损造成漏失，影响正常生产的油水井，特别是用常规大修工艺难以修复或修复成本过高的废弃井。

3.1.2固井质量差，造成层间窜和水淹油层，无法正常生产的油水井。

3.1.3封堵大孔道，调层增产的油气井。

3.1.4封堵高压盐水层。

3.1.5挤堵炮眼。

3.2施工工艺
3.2.1根据施工井的具体情况，制定配浆方案，使之适应不同套管破损程度、不同井温和不同漏失特征的施工井。

3.2.2根据施工深度和难度，选择空井筒全井平推、下管柱挤堵和下管柱、下封隔器挤堵等施工方法。

3.2.3在现场施工过程中动态调整各项施工参数。

3.3典型施工实例
3.3.1破损套管堵漏修复。

文33-107井是1984年4月投产的1口老井，完钻井深3300m，水泥返高2268m，油气层井段：2762～2880m和2910～3126m。

该井2000年4月大修，因自由段套管腐蚀穿孔漏失和封固段套管变形破袭，造成漏失严重，且漏失点多，具体位置不清，作业效果不好，准备报废。

应用新型油水井破损套管化学堵漏修复技术，首次采用边找漏边修复工艺，分3次成功地完成了850～1500m自由段套漏、2000～2300m套管变形破漏和2762～2880m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。

以850～1500m自由段套漏修复为例，施工时填砂保护下部油层，砂面2900m，采用空井筒平推工艺。

挤堵前试挤压力4Mpa，吸水100m3/d，停泵后压力降为零。

现场配制了YLD-1：配浆水=1.1：1的堵浆。

挤堵过程中，当堵浆被推到780m时，压力由4Mpa突然升至6Mpa，并逐渐缓慢上升，由此可判定堵剂已进入套管的破损点。

通过调整施工参数，将配制的全部堵浆推至700m以下，留塞80m。

施工完成时压力已升到Mpa，停泵后稳在8Mpa。

36h后下钻探塞，钻冲至1400m，清水试压15Mpa，l0min压力不降，表明上部套管漏点已堵住。

该井经堵漏修复后，日产原油8～13t，注水见效后，产量稳到30t/d，挽救了这口濒于报废的油井。

3.3.2对固井失败的油井实施封窜堵漏。

胡侧2-36井为2000年4月投产的1口悬挂φ101.6mm套
，初期日产液14.6t，日产油11.4t，7月份后变为日产液8.0t，日产油0.6t。

管的侧钻井，生产S3.4
3下。

分析认为主要原因是小井眼固井质量太差造成管外窜漏，因此决定全井段封窜后，补孔生产S3
3下
该井配制了YLD-1：配浆水=1：1的堵浆，挤入堵漏剂后，施工起始压力19Mpa，施工15min后压力升至40Mpa，随即油管放压后反洗井，36h后试压15Mpa，10min压力不降，封窜成功，封后日产原油16t。

3.3.3在深井封堵盐水层。

胡96井为1口深探井，完钻井深4094m，在投产作业时经常发生盐卡，根据录井资料分析，认为射开的井段3715.9～3725m中2层9.1m为盐层，决定对该层封堵。

因该井
埋深近4000m，渗透率很低，选用了粒径在400目以上的堵漏剂进行堵漏施工，挤入堵剂，施工压力由35Mpa升至55Mpa，候凝36h后钻塞试压35Mpa，10min压力不降，盐层封堵成功。

可见，该堵漏剂抗盐、抗温性能良好，适用于高温、高矿化度井封堵施工。

3.3.4关停井施工。

卫125井为1口长期停产的油井，该井完钻井深3063.86m，水泥返高852m，测井找漏，漏失段为1264～1349m，日漏失量760m3。

要求封堵1264～1349m漏失段和1589.2～1601.2m出水层，该井分2次施工，第1次空井筒平推封堵漏失段，第2次下笔尖挤堵出水层，共用堵剂25m3，最高施工压力22Mpa，候凝48h后钻塞，试压12Mpa合格。

措施后日产油20t，现累计增油2400t。

4应用前景
油水井套损化学堵漏修复技术具有下列优点：
4.1不用上修井架，普通作业架就能满足施工需要。

4.2不受井深和井眼条件的限制，施工简单安全，成功率高，最大施工井深达3850m。

4.3一般情况下，采用该技术进行修井施工只需3～4d，而普通的取换套施工需要20d左右。

4.4对于某些腐蚀穿孔特别严重，同时因条件限制，无法确定具体套损井深的复杂井，使用这项新技术，可以免去找漏工序，直接进行修复施工，实现了找漏堵漏一体化。

4.5可比常规的大修工艺节约经费40%～50%。

据中原油田井况防治中心1999年年报统计，中原油田现有各类套损井1121口，其中因套管腐蚀等工程管理原因造成穿孔破损的油水井占21.5%，严重制约了油水井的正常工作。

油水井破损套管修复提供了一个新的手段，也促进了油水井化堵工艺的提高，具有广阔的应用前景。

5小结
5.1对于套管破损位置在自由段或高渗透的大孔道地层，堵剂YLD-1进入漏失层能有效地驻留，使堵浆注入量减少，堵漏修复成功率大大提高。

5.2通过提高界面胶结强度，延长了堵漏修复的有效期，提高了封堵层对增压注水等高压作业的承受能力。

5.3堵浆在预定时间内保持很好的流动性，而一旦进入漏失地层能够快速形成具有一定强度的网状结构，提高了施工的安全性。

5.4在以后的推广应用中，需对堵剂进行完善，使之在施工温度低于30℃和高于50℃时，也能形成高强度的封堵层，并且当浅层套管破损位置的管外环空存在巨大空洞时也能进行堵漏修复。