低压气井液体胶塞暂堵技术研究及应用

针对川西中浅层气藏低压老井原产层常规修井和挖潜改造作业时压井液漏失较为严重、容易造成储层重度污染伤害而导致产能锐减的问题,结合液体胶塞暂堵作用机理,在液体胶塞暂堵剂性能需求分析的基础上,通过室内稠化剂、交联剂质量分数对破胶性能的影响研究,以及液体胶塞强度和伤害性能评价,调试出了适合川西低压气藏的液体胶塞暂堵剂配方。2008—2009年该暂堵剂成功进行了6井次现场应用,为提高川西地区气藏单井产量、提高气藏采收率、实现气藏有效开发提供了依据,对科学研究及现场施工具有一定的参考价值。

温度增强型高弹性液体胶塞暂堵剂研发及应用

针对低压气井压井漏失难题,本文基于对有机交联凝胶结构上的认识,使用聚乙烯亚胺(PEI)作为交联剂制备了一种弹性液体胶塞EGL-1,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,降低储层损害。该体系基本配方为:2%抗高温聚合物SPAM+(1%~1.6%)交联剂PEI+0.02%稳定剂+清水,并对其地面流变性能、黏弹性能、破胶性能和堵漏性能进行了测试与评价。胶塞初始溶液流变测试结果表明,剪切速率为200 s-1时的表观黏度稳定在350 mPa·s内,具有较好泵送能力;交联成胶后的胶塞黏弹测试表明,弹性模量在100 Pa^470 Pa之间,黏性模量在10 Pa^60 Pa之间,温度越高,胶塞强度越高。物理模拟实验结果表明,胶塞在裂缝岩心抗压达9 MPa以上,返排突破压力小于1 MPa,岩心渗透率恢复值达90%,可实现自然解堵。该技术在长庆下古碳酸盐岩低压气井暂堵压井进行了成功试验,对类似低压气藏防漏失压井具有一定借鉴作用。

植物胶液体胶塞CQTD-95及其暂堵技术研究

植物胶液体胶塞CQTD-95由稠化剂CQTD-95基液与专用交联剂CL-80反应生成。调化剂CQTD-95为经多次化学加工的羟丙基瓜尔胶，在水中分散而不溶解，与CL-80混合后在1-15分钟内形成凝胶。本文报道稠化剂CQTD-95的制备。基液粘度、胶塞相对强度、影响胶塞形成及其强度的配方因素、盐酸对胶塞的破坏等室内研究结果，以及在大直径试验井内用大型模拟试验装置考察胶塞从射孔眼、裂缝、填砂层挤出的性能和用盐酸使剩余胶塞破胶的结果。CQTD-95的性能与美国Phillips公司的Tempgel相当。

水平井液体胶塞分段压裂工艺及应用

目前,在油田开发中存在一定数量的大段连续射孔、固井质量差、易套变的水平井,无法采用常规机械分段压裂工艺,存在卡管柱风险.水平井液体胶塞分段压裂技术是采用封堵顶段压裂底段,或封堵底段压裂顶段2种工艺管柱,通过注入液体胶塞剂至所需封堵层位,成胶后进行压裂.液体胶塞抗温60～100℃,承压40～50 MPa,无需填砂,成胶时间30～90 min内可调,破胶时间5～72 h可控.压裂封隔器耐压70 MPa,耐温90℃.该工艺在大庆油田现场试验5口井,工艺成功率100％,取得较好的压裂效果,具有很好的应用前景.

环氧树脂液体胶塞封窜堵剂体系性能评价

在油田开发过程中,由于修井、采油及地层结构的影响,油水井经常出现管外窜通和钻井液漏失等问题,严重影响采油速率和油水井的使用寿命。本文以环氧树脂作为封窜剂主剂,考察活性稀释剂缩水甘油丁醚加量、固化剂TEA加量、硅烷偶联剂KH-560加量对环氧树脂胶塞堵剂固化时间、固化强度、封窜等性能的影响,并根据简化的环氧树脂固化动力学模型,模拟得到树脂胶塞封窜剂凝胶时间和温度的关系曲线。研究结果表明,环氧树脂胶塞封窜剂中稀释剂缩水甘油丁醚的最佳加量为15%(占环氧树脂用量),固化剂TEA加量为10%数20%时,在130℃下环氧树脂胶塞封窜剂的固化时间可控制在2数5 h,固化后抗压强度可达到20 MPa以上,封窜强度5.57 MPa,当KH-560加量为3%数4%时,树脂胶塞的封窜性能提升2倍左右,具有很好的封窜性能,完全能够满足套管封窜要求。通过模型模拟得到稀释剂加量15%、固化剂TEA加量15%的环氧树脂胶塞浆液的凝胶时间tgel与温度T关系为:tgel=1.234exp(13208/T+273),对现场施工具有指导意义。图9表3参18。

水平井控水用液体胶塞的室内合成研究

经过调研国内外资料发现,由于筛管的不密封性,在水平井筛管完井井段无法单独使用机械封隔器进行封隔,需要注入化学凝胶（液体胶塞）来配合机械封隔器进行水平井筛管完井分段堵水。本文对液体胶塞的室内合成条件进行了研究,对合成过程中的反应单体及其用量、引发剂及其用量、交联剂及其用量进行了讨论。由室内合成结果可知,优选反应单体BXA,质量分数为20%为最佳用量;优选JY作为引发剂,用量应控制在0.02%-0.05%;优选有机类YBB做交联剂,用量控制在0.02%-0.05%。另外,液体胶塞的性能评价、成胶反应机理和不同温度下液体胶塞的配方等工作正在研究中。

液体胶塞在低压易漏失含硫气井修井中的应用——以Z-7井为例

针对低压易漏失含硫气井修井过程中压井液易漏失、含硫气气窜带来的压井难题,以Z-7井为例,分析了这类井的压井难点,重点阐述了以高含量植物胶为稠化剂,通过可控交联手段形成的液体胶塞在该类气井修井过程中安全压井的适应性。现场应用效果表明:清水、清水+除硫剂的压井方式对于低压易漏失含硫气井适应性差,气窜带来的安全风险高,液体胶塞暂堵压井是可行的;正注液体胶塞9 m^(3),反注液体胶塞14 m^(3)后,封堵压力分别达48.5 MPa、11.5 MPa,现场解决了“上窜下漏”问题;因含硫气体对于液体胶塞的破胶作用明显,大幅缩短了压井的有效期,添加可降解纤维能提高液体胶塞的封堵性能。

水平井用液体胶塞制备与放大试验研究

根据液体胶塞的作用和具体参数要求,制备出水溶性高分子聚合物的液体胶塞,让其在井筒内进行交联聚合反应,并以大块的形式固结实现对筛管壁与井壁的封堵。本研究考察了单体、引发剂、交联剂、温度等主要因素对液体胶塞强度的影响,并进行了35 kg级模拟水平井的放大试验。结果显示,当单体为丙烯酰胺且其质量分数为35%时,在60℃下用量10-5g数量级的过硫酸钾-亚硫酸氢钠引发剂,且用10^(-4)g数量级的交联剂丙烯酸羟乙酯进行交联反应,制备的液体胶塞具有较好的强度且无脆性,可以满足施工的使用要求。

低压气井液体胶塞暂堵技术研究

本文结合液体胶塞暂堵技术的基本原理,对该技术进行了重点分析。

弹性液体胶塞修井防漏机理及应用

针对低压油气藏修井液漏失问题,研发了一种具有玻璃态特征的弹性液体胶塞,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,防止地层损害,且无需破胶工艺,能实现高效返排解堵。技术原理为地面预交联(泵得进)→井下高温再交联(堵得住)→后期在外力作用下破裂成弹性颗粒(返得出)。实验研究表明:弹性液体胶塞抗温为150℃、抗压为20 MPa、抗盐为30×104 mg/L,能满足盐水配制需求,岩心渗透率恢复值大于90%。现场试验表明:在地层压力系数为0.818、温度为133℃的凝析气井修井时采取弹性液体胶塞技术后,修井持续41d,未出现气侵上窜,基本无漏失。弹性液体胶塞破裂返排后,憋压试验表明,滤饼暂堵层承压能力达29.4 MPa,气举仅12h便诱喷成功,生产25d压力恢复率为92%,产量恢复率达100%,生产恢复能力明显提高。

基于水平井分段压裂技术的专利现状

为了提高水平井采收率,需要对石油钻采领域中占有重要位置的水平井分段压裂技术进行研究。本文重点分析全球及中国范围内有关水平井分段压裂的专利申请信息、专利布局、重点申请人的技术构成以及技术发展状况等。技术概述通常将水平井分段压裂技术分为三种:化学隔离分段压裂技术,先对第一段进行射孔,然后通过油管压裂,最后用液体胶塞和砂子隔离完成压裂;机械封隔分段压裂技术主要应用于套管井;水力喷射分段压裂技术,利用专用喷射工具产生高速流体在孔道内将动能转化为压能,形成方向单一的裂缝。

南堡油田深层火成岩天然气藏压裂技术

南堡油田火成岩裂缝性储层地质条件复杂,压裂造缝时易产生多裂缝,液体滤失大、砂堵风险高。通过储层评价、射孔优化、材料优选、管柱优化、泵序调整等措施及采用测试诊断、液体胶塞、砂比测试、粉陶砂塞等工艺,实现了降低施工井口压力、减少液体滤失、沟通远端裂缝的目的。现场实施4口井,最高加砂106m3,改造取得成功。现场实践表明,裂缝性储层合理控制射孔段长度能有效减少多裂缝;液体胶塞、粉陶段塞、油溶性降滤失剂等措施能大大降低微裂缝内液体滤失。

低压低渗气井暂堵压裂技术研究与应用

结合低压低渗气藏的特征,研究了打液体胶塞暂堵压裂的原理,并介绍了该技术在气藏压裂中的应用,为解决难于获得工业气流井的改造问题提供了依据。

浅析水平井分段压裂改造技术在长庆油田的应用

水平井开发是提高油气井产量的重要手段之一。长庆油田从2004年开始水平井攻关改造技术研究,在水力喷射加砂压裂工艺,液体胶塞封堵隔离等室内试验研究的基础上,为了缩短作业周期、减小储层污染、提高井筒隔离效果,引进了大庆油田的机械隔离工具,先后在2口井6层段进行了压裂试验,完成了机械工具分段压裂改造。本文在总结分析前期研究成果的基础上,引进国外体积压裂的理念,形成了水平井分簇多段压裂工艺技术。

水平井老井分段压裂技术对策及实例分析

本文详细介绍了水平井老井在措施增产方面存在的问题。部分限流法压裂的井,压裂后的井产能下降非常快,导致产量低,为此开发了利用机械分段压裂工艺进行重复压裂的技术,并在双92-平48井进行现场试验。文中简要介绍了双92-平48井基本储层情况和限流法压裂的施工情况,详细介绍了重复压裂的工作。根据这口井的特点,进行有针对性的多层重复压裂设计,在重复压裂施工过程,对原限流压裂层段出现压不开的现象,采用压前酸化处理,对每层都进行压力分析。压后初期产能10.8t/d,产量递减较缓,取得较好的增产效果。大段射孔的老井无法利用水平井机械分段压裂工艺管柱进行改造,本文中详细介绍了能够满足水平井大段射孔老井分段压裂的工艺,即桥塞压裂工艺以及液体胶塞压裂工艺。并对比分析了两种工艺的施工特点以及适合的相应井况。同时分析了两种分段压裂工艺存在的问题,为今后进一步完善水平井分段压裂工艺提供借鉴。

酸性气田暂堵压井体系的研制与应用评价

针对川渝地区酸性气田(含H_(2)S、CO_(2)、SO_(2)等酸性气体)生产井修井作业过程中常规修井液存在的安全性差、易漏失、对储层污染大等问题,通过优选植物胶稠化剂、调节pH值、添加抗酸抑制剂等得到了一种适用于高含酸性气井液体胶塞体系,考察了该体系的流变性能以及成胶后的承压能力、抗温稳定性、抗硫化氢稳定性、破胶性能,并开展了高含酸性气井的现场应用。配方为3%稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂的液体胶塞的成胶时间的可控可调范围为28~200 min,成胶后的黏度大于30 Pa·s,成胶强度高;在150℃老化24 h不破胶,在70℃的酸性气层水(H_(2)S含量300 mg/L或CO_(2)含量100 mg/L)中72 h不破胶。液体胶塞体系在pH=8时的承压能力最佳;在50~80℃温度区间内,解堵液能让液体胶塞在1~6 h完全破胶至黏度低于3 mPa·s。液体胶塞体系已在硫化氢含量约为80 mg/L的A井成功应用,为川渝地区酸性气田的修井作业提供了技术支撑与保障。