哈里伯顿堵水技术简介
哈里伯顿地面流程简介
６ ２
油
气
井
测
试
２０ ０ ７年 １ ２月
气源 ， 实现快 速关 井 保护 下游 设备 的安全 。
３ 热 交换 器 ．
自动 显示 各 阶段 流体 产量 和压 力 温 度 等参 数 ， 可 并 随 时 画出任 意参 数 的变化 曲线 。
６ 撬装 式快 速蒸 汽发 生锅炉 ．
高压 流体 经过油 嘴管 汇截 流后 ， 流体 急剧 膨胀 ， 大量 吸热 ， 温度 急 剧下 降 ， 易发 生 冰 堵 ， 采 用 热 交 可
分离 器 自身带 有先进 的流量计 和 自动液位 控 制系 统 及释 放 阀 、 裂 盘 、 破 回压 控 制 阀等 ， 括 先 进 的 ｓ ． 包 Ｅ
ＮＩ Ｒ Ｄ Ｏ ＡＮＩ Ｌ测 气 装 置 和 Ｂ Ｔ Ｅ ＡＲ ＯＮ记 录仪 进 行
ｍ， 浆密 度 １２ ／ｍ ， 身 结 构 ３ｏ ４ ．０ 泥 ．５ｇｃ 井 ６ ×１９ ６ ×
经过 的测试 流程 都是 Ｈ Ｓ重点 防护 部 位 ， 为此 从 压 井液 、 井 管 柱 工 具 、 场 布 置 、 口部 位 、 喷 流 下 井 井 放 程 、 试流程 、 喷 及 气 井 出液 口、 测 放 火把 等都 必 须 采 取相 应 的措 施 。哈 里伯 顿地 面测试 设 备全部 采 用 防 硫高 压 由壬 连接 ， 嘴管 汇 可 进 行截 流 获得 临界 流 油
换器 对 流 体 进 行 加 热 。热 交 换 器 热 交 换 能 力 为
哈 里伯 顿测试 流 程配备 撬装 式快 速蒸 汽发 生锅 炉， 采用 国际上先 进 的德 国威 索 油气 两用燃 烧机 ， 启 动后 可产 生 ０ ７ ａ ．ＭＰ 的压力 蒸气 ， 热 交换器 供气 ， 对 有 效 的提高 流体 温度 。
国外主要测井公司介绍
国外主要测井公司介绍(34）Rabinovich，et al.，2001，enhanced anistropy from jiont processing of multicomponent induction and multi—array induction tools, paper HH,in 42th Annual logging symposium transactions：Society of Professional Well Log Analysts,2001测井是技术密集型产业，测井仪器装备一次性投资大，投资回收期较长。
国际性的油田技术服务公司中，以测井为主营业务的公司，主要有斯仑贝谢公司、哈里伯顿公司、贝克-阿特拉斯公司,这三家公司占据90%多的测井服务市场(斯仑贝谢约占62％）,哈里伯顿和贝克—阿特拉斯分别约占14%和15%）。
其他公司还有威德福公司、Tucker能源服务公司、REEVES公司和PROBE公司等等，这些公司在整体上逊色于三大公司，但在部分专项上可以与三大公司媲美。
第一节斯仑贝谢公司一、公司概况斯仑贝谢是测井行业的开山鼻祖,公司总部位于美国纽约。
经过70多年的发展，斯仑贝谢公司已成为一家除工程建设服务以外的全球性油田和信息服务超级大型企业集团,但公司主要的经营活动还是集中在石油工业，在世界上100多个国家和地区有业务往来。
公司员工60,000余人，来自140多个国家.公司2002年总收入为135亿美元,其中测井部分年收入为56亿美元，测井研发经费4亿美元(占测井收入的7％）。
除现场作业外，斯仑贝谢公司在美国、英国等地建有研发中心,作为公司经营服务的强大技术支持。
斯仑贝谢公下设三个主要的经营部门：斯仑贝谢油田服务公司：是世界上最大的油田技术服务公司，为石油和天然气工业提供宽广的技术服务和解决方案.斯仑贝谢Sema公司：为能源工业，同时也为公共部门、电信和金融市场，提供IT咨询、系统集成、网络和基础建设服务.斯仑贝谢西方地震服务公司:是与贝克休斯公司合作经营的公司，是世界最大的、最先进的地面地震服务公司。
哈里伯顿页岩气开发技术简介
4
5 6 7
0.263
0.263 0.265 0.268
哈萨克斯坦现场应用，7个0.25“喷嘴，一趟管柱10段压裂，油管最大砂比 1080kg/m3, 加砂471t。3-7号喷嘴承担了90%的加砂量，发明人预计此套 喷嘴还可以加砂450-500t。
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5.60 5.85 基管 外径 69 204
滑套
7.875 8.750
封隔器
7.40 8.20 基管 外径 69 204
2.99
69 177
3.83
69 177
4.67
69 177
耐温(℃)
过流能力
(bbl/min)
分段能力
18-88(14m3/min) 7 4.75
18-100 11 5.875-6.30
7
适用于直井、斜井和水平井多级分段压裂、酸化、酸压作业； 现有桥塞适用套管尺寸为：27/8″至 133/8″； 耐温能力：121℃/204℃，耐压能力：35MPa/70MPa； 作业简单、快速、安全，国外现场应用(页岩气)十分普遍， 哈里伯顿已有超过10,000个速钻桥塞在2008口水平井中应用。
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26
CobraFrac在水平井中的应用
最大压裂层段深度：7,480ft(2280.5m)
最大单井分压段数：24 段
当天最多单井压裂作业段数：12段
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B 200 180
C 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0
哈里伯顿
固井HT-400 泵——工业标准哈里伯顿的HT-400型水泥泵自1957年投产以来，就以其重量轻，耐用性好，通用性强而闻名。
型号名称代表三缸水平和初始设计的最大功率输入为400马力（298.4kw）。
从该泵发明至今，泵的主要参数已经有了很大的提高，现在的最大输入功率已经可以达到800马力（596.8kw）。
该泵已经在压裂、酸化、固井和沙水HT-400型泵HAL17345控制作业条件下完成了百万小时的工作任务。
特性当需要精确的泵吸范围和特殊的控制要求时，可以采用哈里伯顿的双泵或者其它机动性组合方式。
哈里伯顿自己加工生产HT-400水泥泵的动力端,所以几乎所有的动力端部件都具有可互换性。
例外的是动力端的壳体分左、右结构配置，但尽管如此，其内在的零部件，包括蜗轮和齿圈副都是可互换的，只是壳体不同而已。
动力端可以与5种液力端相组合—3 3/8＂，４＂，４1/2＂，５＂和６＂柱塞中的每一种配置都对应不同的应用条件。
动力端组件：壳体和驱动齿轮：哈里伯顿公司将动力端壳体制造成左、右两种结构型式。
设计的动力端壳体经过高强度的焊接设计，左、右型式之间不具有互换性。
机轴：机轴是经过锻造和热处理的钢材加工而成。
不管是左、右结构型式，机轴均具有互换性。
连杆：连杆由铝锻造而成。
所有连杆在内部均钻有孔道以提供润滑给十字头销处。
十字头：十字头部件由热处理的合金钢铸造而成，具有互换性，其顶部和底部都有青铜制成的导向滑块。
润滑：独立的动力端润滑系统由蜗轮末端驱动的一个新月型的齿轮来提供泵送压力。
润滑剂由于压力作用被供给并且用于十字头滑动，齿轮的支撑轴承，机轴旋转和十字头销等。
冷却：管道－壳体冷却器是可选的附加部件，它可以提供一定的冷却能力。
HT-400水泥泵可以采用散热器式，但推荐使用空气冷却系统或水冷却系统。
间隔装置被设计用来分隔HT-400水泥泵的动力端和液力端，可以防止液体泵送到动力端内，可以避免动力端因此而出现的故障。
间隔装置具有互换性。
油田污水及压裂返排液处理技术分析
2021年第4期综述油田污水是在油田三采过程中产生的作业废水,主要含有原油、驱油剂、破乳剂、杀菌剂、机械杂质等,呈现出腐蚀快、细菌多、悬浮物含量高、色度重等特点,处理不当会造成注水设备腐蚀、水体腐败等问题[1-3]。
压裂返排液则是在油田增产改造后从井筒中返排出来的液体,主要含有稠化剂、聚合物、表面活性剂、杀菌剂及其他添加剂,具有粘度大、有机物含量高、水质多变等特点,若排放至地面不经过处理,将会对周围环境,尤其是农作物及地表水系统造成污染[4-6]。
因此,如何有效的缓解油气田开发带来的环境污染问题成为了当今油气田开发的关键技术之一。
1国内油田污水处理技术现状1.1油田污水的处理方法油田污水的处理方法主要有物理法、化学法、物理化学法、生物法等[7,8]。
1.1.1物理法物理法主要是实现固液分离或不同相的分离处理,物理法主要包括重力分离、离心分离、过滤、粗粒化、膜分离和蒸发等方法[9]。
重力分离技术是依据比重差异实现污水中油分、悬浮物、机杂从水体分离,已被各油田广泛使用。
离心分离是污水在高速旋转过程中形成离心力场,从而实现固液分离和不同相分离。
我国引进Vortoil水力旋流器已经在油田污水处理领域有了良好的应用。
粗粒化是指在设备中加入一定量的粗粒化材料,使污水中的油分粒径增大,以便处理含油污水中的小油滴和乳化油。
膜分离主要是通过膜渗透理论实现不同粒径物质、分子的分离及脱除。
常用膜分离技术包括超滤、王克强1,陈亚联1,2,毛智平1(1.咸阳川庆鑫源工程技术有限公司,陕西西安710018;2.川庆钻探长庆井下技术作业公司,陕西西安710018)摘要:油田压裂及油田开发产生的污水造成了大量水资源的浪费,成为制约油气田开发重要问题之一。
本文在分析油田污水及压裂污水特点的基础上,调研了植物脱盐、膜分离、铁碳微电解、紫外光杀菌、捕获离子等处理方法及工艺,分析了不同处理工艺的特点,并提出了油田污水处理发展的方向、油田污水回用的思路。
钻井液技术的现状_挑战_需求与发展趋势
文章编号：1001-5620（2011）06-0067-10钻井液技术的现状、挑战、需求与发展趋势孙金声， 张希文（中国石油集团钻井工程技术研究院，北京）摘要 介绍了国外钻井液技术的新进展，包括井壁稳定、防漏堵漏、抗高温钻井液、提高机械钻速的钻井液、低密度钻井流体、大位移井钻井液、储层保护、绿色钻井液等技术，以及“十一五”期间中国钻井液技术的主要成果，分析了当前钻井液技术面临的主要挑战及“十二五”发展需求，并讨论了钻井液技术的发展趋势。
关键词 钻井液；现状；发展趋势；综述中图分类号：TE254.3 文献标识码：A近年来，钻井液在保障钻井井下安全、稳定井壁、提高钻速、保护储层等方面的作用日益突出，但随着当前复杂地层深井、超深井及特殊工艺井越来越多，人们对钻井液技术提出了更高的要求。
为此，国外开展了大量的应用基础理论和新技术研究，取得了一系列的研究成果和应用技术，而“十一五”期间中国钻井液技术也取得了较大进展，但与国外相比仍有差距。
因此，为了更好地为钻井作业提供优质高效的钻井液技术，同时也为中国“十二五”钻井液技术发展方向提供科学依据，概述了钻井液技术现状、挑战、需求与发展趋势。
1 国外钻井液技术新进展1.1 井壁稳定技术1.1.1 高性能水基钻井液技术国外各大钻井液公司均研发了一种在性能、费用及环境保护方面能替代油基与合成基钻井液的高性能水基钻井液（HPWM），其典型配方如下。
（2%～4%）聚胺化合物+（1%～2%）铝酸盐络合物+（2%～4%）钻速提高剂+（2%～3%）聚合物（可变形封堵剂）+（0.2%～0.4%）改性淀粉+（0.15% ～0.3%）XC+（0.1%～0.2%）PAC代表性技术有M-I公司的ULTRADRIL体系、哈利伯顿白劳德公司的HYDRO-GUADR TM体系[1-2]。
该钻井液体系中，聚胺盐的胺基易被黏土优先吸附，促使黏土晶层间脱水，减小水化膨胀；铝酸盐络合物进入泥页岩内部后能形成沉淀，与地层矿物基质结合，增强井壁稳定性；钻速提高剂能覆盖在钻屑和金属表面，防止钻头泥包；可变形聚合物封堵剂能与泥页岩微孔隙相匹配，形成紧密填充[3]。
水下释放塞固井工艺.
水下释放塞固井工艺水下释放塞固井工艺是一种用于浮式钻井平台(船)或半潜式钻井平台的固井工艺。
固井所需的上、下胶塞是在组装套管头时通过下入工具一起装在套管头以下的套管内, 固井期间分别用钢球和钻杆塞释放下胶塞和上胶塞。
南海海域常用的有两种方法:1. 哈里伯顿(Halliburton)水下释放塞固井方法(Sub-Surface Release Plug Cementing Method 简称SSR)见图6-18所示。
(1)SSR系统组成:①上、下注水泥胶塞联合体;②压力平衡阀;③钻杆胶塞(释放上胶塞);④释放球(释放下胶塞);⑤钻杆水泥头。
(2)操作方法:①将固井上、下胶塞联合体与压力平衡阀连接好以后装在钻杆的下部直接下入套管头以下的套管内, 将钻杆水泥头接在井口送入管柱的顶部。
图6-18 哈里伯顿水下释放塞固井方法释放球和钻杆塞同时装在钻杆水泥头里;(Sub-Surface Release Plug CementingMethod)②注水泥前投球, 让其通过钻杆坐入下胶塞的球座上, 开泵增压使下胶塞脱离胶塞联合体;③注完水泥后, 投放钻杆胶塞, 驱除钻杆内水泥,当它到达上胶塞后, 泵压上升释放上胶塞,通过上胶塞顶替水泥浆直到碰压。
2. BJ水下注水泥系统(Subsea Cementing System)(1) 系统组成(见图6-19):上、下胶塞联合体;（2）下入工具总成;③释放球;④钻杆胶塞;⑤钻杆水泥头。
(2) 操作方法:①将上、下胶塞联合体装在下入工具的下部;②将下入工具装在钻杆的底部, 并用钻杆送入套管头以下的套管内;③注水泥前投球, 让其通过钻杆坐入下胶塞的球座上, 开泵增压使下胶塞脱离胶塞联合体;④注完水泥后, 投放钻杆胶塞, 驱除钻杆内水泥, 当它到达上胶塞后, 提高泵压释放上胶塞,通过上胶塞顶替水泥浆直到碰压。
(5)释放上、下胶塞所需泵压见表6-34。
连续油管初级认识-哈里伯顿
连续油管基础知识讲座•自从1963年连续油管进入石油界，这项技术预示着它将引起石油发展伯顿所有的服务和产品。
连续油管可提供以下的优点：•高效率自成一体的设备，无需钻机的支持•洗井、压井。
•挤水泥、打水泥塞弃井。
•冲砂•连续油管完井。
•连续油管钻井、侧钻。
•连续油管射孔。
•连续油管是一种可移动、液压驱动设备，它设计用来在带压状态下安全地起下连续油管进行钻完井、修井作业。
连续油管尺寸范围有2 7/8”、3 ½“80K/100K了解一点连续油管的历史会使你增加对连续油管现状的感性认识。
虽然连续油管应用于石油行业已有但是相对来说它还是一种新兴的油田服务设备，犹如各种连续油管历史简介海底管线工程是最早期的利用盘卷油管的方式铺设的，休斯顿概念将绕性油管应用到小型油井修井作业。
连续油管历史简介这种基本理论的设计概念帮助注入器的样机，具公司开发出第一台•油管发展史1962年作为连续油管的先驱着Standard Tube（哈里伯顿进入连续油管市场）•1980年连续油管有了突飞猛进的发展，油管屈服强度达到70000psi术，一是拥有专利的条形斜线焊接工艺，二是改进了管材（哈里伯顿进入连续油管市场）开发出1 ¼”范围和开拓了新的市场。
在这段时期，连续油管用来冲砂、气举、清蜡、酸化、打捞、挤水泥、小型钻井、防砂、虹OTIS •一，注入器总成•二，防喷器总成哈里伯顿技术规范上起负荷 30000下推力 15000无负荷最大油管运行速度分）分）•液压驱动相对运动链条。
•直梁用来夹紧油管。
•围绕直梁的滚子链用来通过卡瓦块向油管传递负荷。
30K•最佳性能与负荷比为：•高性能轴承滚动部件•具有最佳的低速反应特点30K•双向平衡阀用来注入器的动态制动•快速锁定•所有液压部分工作压力30K•加紧梁大通孔（打开状态）设计用以配合大直径的油管和工具通过•带有循环运转滚动轴承的加紧梁可平稳地传30K•卡瓦链条可适用于•直接作用式卡瓦链加紧器•设在卡瓦链条上的高压储能器可在失去动力源30K 注入器卡瓦设计特点•轴向是由卡瓦与油管摩擦产生的•经多次测试和评估最佳的卡瓦设计为：–与油管4点接触–卡瓦为V型凹槽–卡瓦材质为渗碳硬质钢材–可适用与较大范围的油管尺寸30K•实际摩擦系数•卡瓦摩擦力转换为轴向负荷等于乘于0.3平衡阀盲板剪切卡瓦半封连续油管防喷器安装在井口或注入器下方，它由液压控制的成，每组芯子有其独立•连续油管防喷器每组设有手动开关统失灵时可用来手动开关，或防喷器处于关闭状态时将其锁定。
哈里伯顿压裂井下工具介绍
▌ 井底混配 高排量 实时控制井底砂浓度 实时监测储层响应 裂缝远端转向 ▌ 层间封隔
设置砂塞 动态封隔 (伯努力效应)
▌ 控制砂堵风险
更激进的泵注程序 高砂浓度 大粒径支撑剂 高导流能力 快速提高砂浓度，降低液量，缩 短时间
8
© 2014 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.
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CobraMax HJA中国区有现货
21
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CobraMax DM（连续油管缝内转向压裂）
CobraMax DM 压裂技术结合选层，定点注砂和水力压裂为一体，实现 分段压裂和缝内导向的目的。该工艺在油管内泵注高浓度携砂液，环空 泵注不携砂压裂液，这样不但避免冲蚀套管，还使井下砂浓度灵活可 控，完成泵置砂塞和缝内导向的目的。
双通道，低风险 水力喷砂射孔 完成先进的压裂工艺 不需要过顶替 精确裂缝定位 精确支撑剂泵送 降低地面水马力需求 降低作业占地面积
11
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TSTM Hydra-Jetting Tool --TS新工具
RapidFracTM System (单段多入口压裂滑套)
Pinpoint Stimulation (连续油管辅助式压裂)
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提纲
▌ 分段压裂工艺概述 ▌ 连续油管辅助式压裂 ▌ 特殊连续油管井下工具 ▌ 讨论
超细水泥资料汇总
超细低密度水泥浆的研制及其应用L G 地区储层深,均为深井和超深井,岩性、压力来较大的风险和困难。
长封固段带来大温差问题突系统复杂,地层压力系数从1. 0 到1. 75 不等,长裸眼段压力窗口窄,极易发生井漏。
为实现平衡压力固井,采用了低密度水泥浆加常规密度水泥的浆柱结构,在确保主要目的层的封固质量的同时,还要求根据颗粒级配原理,实现漂珠、水泥、超细水泥、保证对上部气层实现有效封隔,这不仅需要“三高气井低密度水泥浆克服早期强度低,沉降稳定性差,渗透率较高等缺点,还要具有良好的防气窜性能, 良好的防漏堵漏功能等特性,才能满足该地区固井的要求。
L G地区固井技术难点:1) 井深,封固段长,封固层位多,压力系统复杂,上部存在气层,钻井过程中从沙一段到东岳庙组均存在不同程度的气测异常或气侵的情况,防气窜难度大。
2) 地层承压能力低,施工中高泵压极可能造成井漏,导致水泥浆返高达不到要求。
必须采用正注反挤的工艺措施来保证全井封固质量,耗时费力,增加成本。
3) 气井封固段长,一次固井封固段经常出现在2000 m 以上,注灰量大,固井施工泵压高,给固井带来较大的风险和困难。
长封固段带来大温差问题突出,井眼上部水泥石强度发展缓慢,影响电测质量。
2 设计思路根据颗粒级配原理,实现漂珠、水泥、超细水泥、微硅等特种不同粒度分布的材料进行组合,优化设计各组分的比例,使之尽可能地达到高的体积堆积系数P V F 值,实现紧密堆积。
水泥颗粒的平均粒径为20～30μm ,小于10μm的粒子不足,水泥粒子之间的填充性并不好。
加入超细粒子粗细组合,可使堆积体的孔隙率达到很小的程度。
在水泥中掺入超细掺和材料,如超细水泥,微硅粉等,可以大幅度地改善胶凝材料颗粒的填充性,提高水泥石的致密度、抗渗透性与水泥石强度。
利用超细水泥细化后水化加快;强度发育更快;浆体更加稳定;水泥石更均匀、致密;填充性能更好;活性比微硅更高,不需要激活,低温下仍然能发挥强度等一系列物化性能改善的有利因素,取代一部分G 级油井水泥,使低密度水泥浆的各项性能得到提高。
油水井机械堵水工艺管柱及配套工具讲解
油井机械堵水工艺管柱 及配套工具介绍
前言
随着油田开发进入高含水阶段，油井主力层水淹级别高， 动用已相对充分，而次主力层，水淹级别较低，动用相对较差， 为减少层间干扰，改善层间矛盾，采取针对性措施对高含水层
进行封堵，以充分动用潜力层，实现层间转移，从而改善吸水
两端连接螺纹 工作压力(MPa) 工作温度℃ 坐封压力(MPa) 解封力（kN）
4、Y341-114堵水封隔器
工作原理 坐封：封隔器下至设计井深，油管内憋压，活塞上行剪短 坐封销钉，继而推动锁套上行压缩胶筒，同时锁套与锁环 相互啮合锁紧，使胶筒不能回收，始终密封油套环空，坐 封完成。 承上压：封隔器胶筒承受向下推力的同时，液压对平衡活 塞产生向上的作用力，可平衡向下推力，阻止下胶筒座下 行。 承下压：下压对封隔器胶筒施加向上的作用力，与坐封方 向相同，对下胶筒座的作用力上下相等，封隔器胶筒不能 克服锁紧力，不会反弹而保持密封状态。 特点：承双向能力强，对套管壁损伤小。
KDS-105丢手
K
DS 105
刚体最大外径:105mm 丢手的第一个 汉语拼音字母
4、Y341-114堵水封隔器
主要技术指标
钢体最大外径(mm)
内 总 径(mm) 长(mm)
114
48 1330 27/8TBG 35 120 12-15
两端连接螺纹 工作压力(MPa) 工作温度℃ 坐封压力(MPa)
5、Y441封隔器
封隔器型号表示方法
Y 4 4 1 115 刚体最大外径:115mm 解封方式:上管柱 坐封方式：打压 支撑方式：双向卡瓦 分类：压缩式
定压球座
封堵层
采油层
筛管、丝堵
3、打丢手：从油管投φ45mm钢球，落 到丢手球座后，油管打压直至压力回零， 上提管柱拔出锁爪，起出丢手以上管柱。 在确定Y241座封合格，并下探落实后， 可投杆丢手。 4、下泵生产。
UHIB聚胺及现场应用技术简介
8
2
47.5 36.5 26 19 21.5 17.5 14/11 13/10 8/5.5 7/5 5.0
8
3
48 36.5 26 18 22 18.5 14/12 13/10 8/5.5 6.5/5 5.0
9
注: AV 为表观粘度; PV 为塑性粘度; YP 为动切力; Gel 为初终切力; FL·API 为 API 滤失量。
表 聚胺对钻井液滚动回收率影响
配方
残渣重
滚动回收率（%）
海水
5.8
11.6
PEM 基浆
40.9
81.8
PEM 基浆+1%聚胺
47.8
95.6
PEM 基浆+1.5%聚胺
47.9
95.8
PEM 基浆+2%聚胺
48
96
PEM 基浆+2.5%聚胺
48.2
96.4
PEM 基浆+3%聚胺
48.4
96.8
随着聚胺UHIB加量的增加，体系的滚动回收率增加；未加聚胺UHIB时，体 系的滚动回收率为81.28%；当聚胺UHIB加量为1%时，体系的滚动回收率为95.6 %；聚胺处理剂可以明显提高水基钻井液的抑制性，1%的加量可以将基浆的滚 动回收率提高十个百分点以上，显示出强的抑制能力。
2003 年，哈里伯顿的介绍了一种采用聚胺作为交联剂，在聚丙烯酰胺、AM PS/丙烯酰胺以及丙烯酸酯等聚合物存在下的钻井液中的使用。
2003 年 MI 公司对具有油基钻井液效果的渗透膜和井眼稳定行为进行了研 究，对包括聚胺在内的抑制性的具有成膜效果的物质进行了评价。
2006 年，M-I SWACO 描述了在现场使用的独特的聚胺水基钻井液的技术发 展，对广泛的页岩类型聚胺都显示了较好的独特页岩稳定特征，该技术可使水基 钻井液使用在先前严重依耐油基钻井液的使用场合。
国外堵水调剖工艺技术特点
• 堵水调剖目前在国外开展的较为广泛。 在油价低至22$/bbl时仍然没有停止堵水调 剖的矿场施工工作，以Arbuckle油田为例， 在2001年8月－2003年10月两年的时间内， 矿场实施堵水调剖39井次，取得了单井净 利润6.5×104美元的效果。可见，堵水调 剖是一项经济可行的提高采收率工艺技术
Bill Bailey等人把油井出水的类型分为十种基本类型
• 1．套管、油管或封隔器泄漏； • 2．套管外窜流； • 3．油水界面上升； • 4．没有层间流动的水层出水； • 5．水井和油井之间的裂缝或断层导致的出水； • 6．水的锥进或脊进； • 7．水层发育有裂缝或断层导致出水； • 8．弱水驱的区域； • 9．重力作用分层； • 10．有横向交叉流动的水层的出水。
2）成胶时间大大延长；
• 产生这种用途的聚合物有高分子量的聚丙烯酰 本次调研主要围绕上述公司和研究机构展开。
s，可预控的反应速率。
胺和最近出现的硬葡聚糖（Scleroglucans）。 能源部下属的一些研究机构长期从事堵水调剖技术的基础研究。
颗粒类堵剂多用水泥，主要用于封堵管外窜。 所有这些物质都是非选择性的，它们既堵水又堵油，因此，需要采取措施来避免堵塞油流通道。
• 对 BP ， PHILLIPS 等 合 作 伙伴评价在用堵水调剖 剂，开展各堵剂理化性 能分析及堵水调剖效果 对比等内容的系统研究， 针对堵水调剖需要建立 堵剂优选标准。
• 一种有机冻胶堵剂在不 同pH值条件下的封堵效 果分析
• 开展了不同强度冻胶 堵剂在多孔介质及裂 缝中的流动及封堵规 律，为堵剂浓度及配 方优选提供了依据， 图3。
堵水增产剂作用原理示意图
新型的WaterWebSM不需要特殊的堵剂置放技术， 它不受多价阳离子、氧、酸的影响。它不需要对油 层进行分隔，也不需要催化剂，也不需要“成胶”。 它适用于井低温度高达250F、渗透率大于10md小于 4000md、没有层简窜流的多层砂岩油藏。
国内外堵水调剖技术的现状与发展
国内外堵水调剖技术的现状与发展2006-5-5国内外堵水调剖技术的现状与发展我国陆上石油80％以上是靠注水开发的。
一个油藏往往由多个油层组成，由于各油田渗透性的差异，注人水将沿高渗透层突进，造成油井过早水淹。
因此对于注水开发的油田产水是一个普遍问题，及时弄清产水层和产水方向，采取合理有效的措施——即调剖、堵水措施是非常必要的。
一、国内外油井堵水工艺技术现状1、国外堵水、调剖技术研究和发展现状国外早期使用非选择性的水基水泥浆堵水，后来发展为应用原油、粘性油、憎水的油水乳化液、固态烃溶液和油基水泥等做为选择性堵剂。
1974年，Needham 等人指出，利用聚丙烯酰胺在多孔介质中的吸附和机械捕集效应可有效地封堵高含水层，从而使化学堵水调剖、技术的发展进人了新的阶段。
70年代末到80年代初油田化学堵水技术得到了较好的应用和发展，后来发展成为注水井调剖技术、深部调剖技术。
1.1堵水调剖物理模拟研究国外许多学者对堵水调剖的机理、堵剂的封堵性能和堵剂的选择性进行了研究。
White利用岩心实验研究了水解聚丙烯酞胺的堵水作用机理，可归纳为：吸附理论即亲水膜理论；动力捕集理论；物理堵塞理论。
交联聚合物的封堵作用主要表现在物理堵塞L.Dawe、Liang等人分别利用微观模型和Berea砂岩岩心实验研究了聚合物冻胶堵水不堵油的原因，其结果认为油水流动通道的分离可能是造成冻胶对油水相渗透率不均衡减少的根本原因。
Seright利用Berea砂岩采用示踪剂等技术研究了渗透率、堵后注水速度、岩性、冻胶性能等因素对堵剂封堵性能的影响，结果认为强冻胶可使不同渗透率的岩心减少到近似同一个值，对于弱冻胶，渗透率越高，封堵率越大；堵后的残余阻力系数随注水速度的增大而减少，并具有较好的双对数关系。
总之，国外在堵水调剖物理模拟方面做了大量的研究工作，其中许多结论对实践具有较大的指导意义。
1.2堵剂研究和应用近20年来，水溶性聚合物类堵剂在油田得到了广泛的应用。
哈里伯顿堵水技术简介
5
笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ WaterWeb应用条件：
井型：油井或气井 温度上限：160oC 渗透率：0.01-6000mD 岩性：砂岩及部分碳酸岩 配液用水：海水、淡水、盐水
▌ 主要优势：
可笼统注入或连续油管注入，无需 钻机配合 高分子瞬间吸附岩石表面，无需关 井等待
HAL堵水调剖技术
哈里伯顿增产作业部 2016年7月7日
堵水工具箱
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon®
井筒内 近井筒
弃井 套管泄漏 套管外微 通道 砾石充填 封堵高压 层 水锥进/水 脊进
哈里伯顿堵水技术“工具箱”
地层基质
高渗带水 侵 沟通注水 井 产水层附 近酸化 酸化处理 进入水层
挑战：堵剂在井筒内沉降，无法封堵井筒
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18
凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
技术：触变性H2ZERO，对抗液态堵剂沉降
Time, minutes Physical Appearance
13
转向酸化
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ 墨西哥油井
4%孔隙度，50md渗透率 Guidon接触地层反应明显 处理后产油上升，含水降低
104-A井 处理前 处理后 产液量 (BFPD) 591 748 产油量 (BOPD) 465 623 产水量 (BWPD) 126 125 含水率% 21 17
化学堵水堵气技术概述
化学堵水堵气技术概述摘要许多化学方法可以用来解决目前油田生产过程中过多的产水和产气问题。
这些化学方法大多数都是很复杂的。
一个仅仅有普通的化学知识背景的石油工程师是很难达到一种能让他/她选择出合适的化学方法来解决问题的水平。
在这篇文章中，我们提供了目前所有的可用的化学堵水堵气（WGSO）方法的概述。
单体系统，聚合物凝胶，相对渗透率改性聚合物，无机凝胶，塑料等等，都是常用的化学堵剂。
不太常用的选择包括粘性流体，选择性矿物沉淀堵剂和其他注入型材料。
本文对这些堵剂的优缺点进行了详细的讨论。
简介在整个油井生产周期内封堵不需要的流体是非常必要的。
钻机要堵塞任何丢失的流通区，生产工程师想要封堵在生产区域产生的不需要的流体使这些流体流到相邻的区域，而且油井的拥有者想要在油井的经济利用期的末尾封堵并且废弃任何一个耗尽的油井。
然而，生产工程师的需要是从一个简单的堵漏操作到一个更复杂的选择性封堵不需要的相态的范围。
任何一项技术的成功选择和实施都是为了达到此项工程的目标要求。
因此，需要一个可供选择的方案，透彻的了解他们的工作机制，优点和缺点，是非常重要的。
这项工作对于熟练掌握化学堵水堵气（WSGO）技术的石油工程师来说是一种尝试。
WSGO解决方法有许多可用的堵水堵气选择，而且这些方法正在作为一种技术的发展取得进步。
对于一个石油工程师完成堵水堵气来说，最大的挑战就是了解为什么出水/气，在哪里出水/气，这些不需要的水和气是怎样产生的，解决这些问题的方法是什么，这些方法的机理是什么，以及这些方法的优点和缺点，这些方法的作用能力和局限性，充分了解了以上的问题后则有助于工程师选择正确有效的方法来解决目前的问题。
当前和新兴的封堵水/气的技术一般有以下几种类型：a）机械方法机械密封/用机械或者水泥隔离通过绘制降低曲线锥进控制合作生产及井下分离水和油同时生产锥进缓解井下分离及处置b)化学方法c)微生物方法选择化学方法的原因裂缝模型和细小缝隙机械封堵方法像油管修补，套管修补，桥塞，跨越打包机，水泥挤压可以提供良好的硬件和近井大开口的密封。
化学堵水技术
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35
谢谢！
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完全封堵地层，需要精确控制封堵层位 需要层间封隔、时常需要动管柱
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H2ZERO®Βιβλιοθήκη 用原理 耐压强度测试 3in-1in 岩芯，2610psi++
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套管射孔完井 多天然裂缝地层 6000m 151oC(305oF) 60%产水
产水由60%降至2%
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H2ZERO®简介
▌ 高温高压区块堵水效果统计
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哈里伯顿化学堵水技术简介
胡鑫 增产工程师 | 增产作业部 2015年2月8日
汇报提纲
▌ 技术概览—我们有什么技术？ ▌ 应用范围—能解决什么问题？ ▌ 作用原理—和竞品有何区别？ ▌ 应用实例—应用效果如何？ ▌ 总结
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-高温高压油田的表现
▌ 全球超过600层作业 ▌ 包含堵水和堵气作业 ▌ 展现了良好的高温稳定性和耐压能 力
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堵水调剖工艺技术
堵水调剖工艺技术简介一、概述（一）油井出水的原因与危害1．油井出水类型由于油藏构造复杂、地层非均质性、油层物性、原油物性差异所致，油田注水后，层内、层间、平面三大矛盾突出，油井普遍见水。
出水的原因很多，大致可分如下几类：（1）同层水：原油和水同存于一个层位，在采油过程中水随原油一同采出，使油井含水不断升高。
（2）窜槽水：因固井质量差，套管外水泥密封不严，油层和水层连通在一起，使油井含水率升高。
（3）底水：如果油层的下面有水层，随着油井的抽吸，当流体的压力梯度克服油水重力梯度差时即形成水锥。
底水锥进使得油井产出液中的含水迅速上升或水淹。
（4）水层水：在多层合采的油井中，水层被误射开或个别层完全水淹，在油井生产时，水层水也随同油层中的原油一同采出。
（5）边水：若油层边部存在水层，在采油过程中，边水向油层指进而流入油井中，同原油一同采出。
（6）注入水：在油田内部注水驱油或边部注水驱油的过程中，由于地层的非均质性，使得注入水沿高渗透条带突进，致使油井大量出水。
这是注水开发油田油井出水的主要原因。
2．油井出水的危害性（1）消耗地层能量：注水开发油田主要靠注入水补充地层能量，由于注入水从高渗透条带或裂缝流进油井被采出，使地层压力下降，水驱效果变差。
为保持注采平衡，必须增加注入量，从而增加注水费用。
（2）油井大量出水，造成油井出砂更为严重：砂岩油层见水后，会引起粘土膨胀，降低油层的渗透率，降低产油量，而且也因胶结物被水溶解而使得油井大量出砂，严重时迫使油井停产。
（3）危害采油设备：油井大量出水不但加重深井泵的负荷，而且也使得地面管线和设备的结垢更为严重，并且使其受腐蚀的速度加快。
（4）加重脱水泵站负担：油井大量产水，产液量增加，加大了脱水泵站工作量。
这样必须扩大泵站，增加脱水设备，增加动力、破乳剂及人力等消耗，也就增加了采油成本。
（5）增加污水处理量：从原油中分离出来的污水必须经过处理，才能符合污水排放标准或回注要求。
【钻采技术】哈里伯顿PermQuest 海水基压裂液docx
【钻采技术】哈里伯顿PermQuest海水基压裂液PermQuest™是一种100%海水基压裂，几乎无残留。
根据储层和作业需要可精确地控制粘度。
图12交联（左），悬浮支撑剂（中）和破裂后（右）1、PermQuest的优势破裂后，残余物远低于1%，传导性高，恢复后的渗透性强支撑剂运输效果好，悬浮性能强（无破胶剂并保持静止的情况下，72个小时以上不发生沉降）破胶剂性能好，能满足预期破裂时间失水性能好100%海水基，水化快，无破坏性沉淀物根据作业要求，可利用多种方式送达现场适应80——250°F的储层温度2、残余量少可提高渗透性和传导性图13破裂后的压裂液流经20／40目矾土矿支撑剂充填层。
35磅／毫加仑破裂后的PermQuest压裂液（左）；25磅／毫加仑破裂后的胍胶基压裂液（右）不溶残渣含量低，使得支撑剂充填层传导性较高，见图13。
本试验中，凝胶按照正常的现场用途配置。
凝胶为交联、破裂凝胶，流经支撑剂充填层。
压裂充填作业后能够最大程度地保持渗透性很关键，会影响到能否达到最高产量。
PermQuest压裂液几乎是零残留，表皮堵塞程度低。
图14显示了使用破裂后的PermQuest压裂液，恢复后的渗透率和传导性：使用PermQuest 压裂液情况下，恢复后的渗透率达70%以上，比使用传统瓜尔基压裂充填液高出10%-20%。
图14不同渗透率条件下使用PermQuest压裂液恢复后的渗透率和失水传导性3、支撑剂悬浮效果好图15模拟试验：180℉条件下，支撑剂40分钟后开始沉降注意：右边的轴显示的是由支撑剂沉降引起的模拟试验装置中扭矩的增大动态和静态支撑剂悬浮试验结果表明，整个作业过程中，PermQuest压裂液悬浮性好，将支撑剂携带入裂缝。
模拟试验是一种利用实际地层温度和现场使用压裂液配方来确定支撑剂悬浮性能的方法，试验结果显示支撑剂悬浮效果佳，直至按照试验设计将凝胶打破（图15）。
经证实，PermQuest压裂液是一种有效的液体，不添加任何降漏失剂的情况下，漏失量很小。
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笼统堵水
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2 ZERO®
▌ CW-Frac控水压裂技术：气井案例 ▌ 美国，Utah：3口CwFrac井 vs. 18口常规压裂邻井
同层位产层对比 前置液阶段加入RPM
单位产气伴随的产水量对比
EquiSeal®
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6
笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ WaterWeb应用案例：
某气井I 100md,115oF 投产后水侵入
处理前 处理后
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地层裂缝
裂缝/微裂 缝/空穴 水层附近 压裂 压裂处理 进入水层
H2ZERO® EquiSeal®
堵水技术体系
回填 封堵射孔
水泥 BackStopTM Thermatek® MOC-One H2ZERO® PermSeal® Injectrol® CrystalSealSM WaterWeb® CWFrac SM Guidon AGSSM
高渗带 油气层
EquiSeal®
油气层
油气层
高渗带
高渗带
油气层
油气层
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凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ 水平井化学堵水：找水+凝胶封堵 | 笼统注入RPM
应用范围受限 找水+修井成本较高 封堵难度大
EquiSeal®
▌ 主要优势
兼容大部分压裂液体系 施工操作简单 可在不同压裂阶段添加
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10
笼统堵水
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2 ZERO®
▌ CW-Frac控水压裂技术：气井案例 ▌ 墨西哥Burgos气田：4口气井
13
转向酸化
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H西哥油井
4%孔隙度，50md渗透率 Guidon接触地层反应明显 处理后产油上升，含水降低
104-A井 处理前 处理后 产液量 (BFPD) 591 748 产油量 (BOPD) 465 623 产水量 (BWPD) 126 125 含水率% 21 17
4
笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO®
高渗带 高渗带 油气层
•优化选井 •笼统注入WaterWeb药剂(RPM) •开井试采
油气层
EquiSeal®
油气层 油气层
高渗带
高渗带
油气层
油气层
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▌ 主要优势：
低粘液态成分，可封堵微孔隙 穿透深度大于常规凝胶 成胶稳定，耐高温高压
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凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO®
高渗带 油气层
•测井找到油水界面 •起出原生产管柱 •下入封隔器 •挤H2ZERO深穿透堵剂 •下入生产管柱 •开井试采
▌ CW-Frac控水压裂技术：气井案例 ▌ 美国，Ohio：12口CwFrac井 vs. 10口常规压裂邻井
砂岩气藏，~5mD 前置液阶段加入RPM
产气翻倍: 3.6 vs 2.81
产水翻倍: 2.45 vs 4.05
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12
憎水基自聚形成立体网状结构 锁水能力更强 油水渗透率实验 – 铝砂制岩芯
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3
笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
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应用范围受限 最好配合连续油管注入
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20
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笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ WaterWeb应用案例：
某气井II 0.05md,207oF 压裂沟通水层
注入150bbl RPM
产气(MMScf/D) 产水(BWPD) 处理前 处理后 处理后1年 0.386 0.484 0.460 457 114 100
Guidon接触地层
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注水井转向酸化
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
StimWatch光纤监测—转向效果验证
转向前
转向后
主要进液点1
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HAL堵水调剖技术
哈里伯顿增产作业部 2016年7月7日
堵水工具箱
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon®
井筒内 近井筒
弃井 套管泄漏 套管外微 通道 砾石充填 封堵高压 层 水锥进/水 脊进
哈里伯顿堵水技术“工具箱”
地层基质
高渗带水 侵 沟通注水 井 产水层附 近酸化 酸化处理 进入水层
5
笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ WaterWeb应用条件：
井型：油井或气井 温度上限：160oC 渗透率：0.01-6000mD 岩性：砂岩及部分碳酸岩 配液用水：海水、淡水、盐水
▌ 主要优势：
可笼统注入或连续油管注入，无需 钻机配合 高分子瞬间吸附岩石表面，无需关 井等待
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笼统堵水
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2 ZERO®
▌ CW-Frac控水压裂技术：利用RPM处理裂缝表面，降低压后产水
可在预前置液、前置液、携砂液等不同阶段添加RPM改性剂 ▌ 主要应用范围
井底温度<162oC 不均质地层 当压裂裂缝可能沟通水层时
超过390层应用（截止2010年6月）
挑战：堵剂在井筒内沉降，无法封堵井筒
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凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
技术：触变性H2ZERO，对抗液态堵剂沉降
Time, minutes Physical Appearance
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2
笼统堵水剂
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ WaterWeb相对渗透率改性剂(Relative Perm Modifier) ：
降低水相渗透率同时，不影响油/气渗透率 憎水基改性的亲水高分子链体系，锁水效果高于同类产品
主要进液点2
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凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ H2ZERO应用条件：
井型：油井或气井 温度上限：27-204oC 渗透率：不限，可封堵裂缝 岩性：不限 配液用水：海水、淡水、盐水 注入方式：封隔目的层段后注入
砂岩气藏， 203oF，~1mD 前置液阶段加入RPM
四口井压后平均产水：82BPD
EquiSeal®
气田压后平均产水：400BPD
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11
笼统堵水
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
©2014HALLIBURTON.ALLRIGHTSRESERVED.
8
笼统堵水
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ CW-Frac控水压裂技术：利用RPM处理裂缝表面，降低压后产水
可在预前置液、前置液、携砂液等不同阶段添加RPM改性剂
©2014HALLIBURTON.ALLRIGHTSRESERVED.
▌ EquiSeal触变性凝胶封堵剂
10 20 30 40 50 60 70 80 90
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凝胶封堵
WaterWeb® Cw-FracSM Guidon® H2ZERO® EquiSeal®
▌ 水平井化学堵水：找水+凝胶封堵 | 笼统注入RPM