耐高壓化學(xué)堵漏劑體系室內(nèi)研究與應(yīng)用

宋秀芳

摘要：目前淺層套管堵漏井承壓能力低，一般低于15MPa。堵漏措施實(shí)施后，不能滿足壓裂等高壓措施工藝技術(shù)要求，制約油田生產(chǎn)和影響油田開發(fā)效果。針對傳統(tǒng)堵漏劑抗壓強(qiáng)度低、韌性差的缺點(diǎn)，開展堵漏劑室內(nèi)研究，初步形成耐高壓化學(xué)堵漏劑體系。隨著注水開發(fā)的不斷深入，油井高含水已成為油田開發(fā)的“絆腳石”。堵水是“控水穩(wěn)油”的重要工藝技術(shù)措施。在該工藝技術(shù)中，堵水劑的選擇是關(guān)鍵。

關(guān)鍵詞：淺層套管堵漏；耐高壓；化學(xué)堵漏劑體系；室內(nèi)研究；控水穩(wěn)油

一、前言

伴隨著現(xiàn)河堵水工藝技術(shù)的發(fā)展，堵劑體系也經(jīng)歷著相應(yīng)的改變。擠堵工藝要做到“一井一策”，堵劑的選擇也要做到“一井一劑”，根據(jù)目的層段的地層特點(diǎn)，施工要求的差異性，通過開展堵劑的室內(nèi)研究，優(yōu)化堵劑配方，形成不同的堵劑體系。堵劑體系的豐富，為封堵效果的提高提供有力保證，為堵水工藝的進(jìn)一步發(fā)展提供有力支持。

二、取得的主要技術(shù)創(chuàng)新成果

目前淺層套管堵漏井承壓能力低，一般低于15MPa。堵漏措施實(shí)施后，不能滿足壓裂等高壓措施工藝技術(shù)要求，制約油田生產(chǎn)和影響油田開發(fā)效果。針對傳統(tǒng)堵漏劑抗壓強(qiáng)度低、韌性差的缺點(diǎn)，開展堵漏劑室內(nèi)研究，初步形成耐高壓化學(xué)堵漏劑體系。

1 研究難點(diǎn)

⑴ 補(bǔ)液壓力大于35MPa，要求承壓級別較高。⑵ 單層水噴壓裂補(bǔ)液壓力維持35MPa以上長達(dá)2h。⑶ 自由段無固井水泥，空間大，難以形成牢固的滯留帶。

2 研究思路

以油井超細(xì)水泥及D級油井水泥為主劑，通過低溫固化劑、增韌劑的引入，提升堵漏劑滯留能力；通過添加增強(qiáng)劑，提高堵漏劑的承壓強(qiáng)度；通過調(diào)節(jié)劑的引入達(dá)到安全施工的目的。

3 堵漏體系的室內(nèi)研究

3.1 低溫固化劑的優(yōu)選

低溫固化劑主要由堿性無機(jī)鹽和有機(jī)物組成，和D級油井水泥復(fù)配在一起，使油井水泥固化時(shí)間縮短，早期強(qiáng)度增加，滿足低溫駐留的目的。因固化劑的主要成分是CaCl2，它可使水泥漿的動(dòng)切力值增大，但初始狀況下不影響水泥漿的塑性粘度，在水化30min以后塑性粘度開始增大。因此加有低溫固化劑的水泥漿有較好的觸變性，能滿足漏失段滯留的工藝要求。選取三種不同的油井水泥固化劑（G203、G204、WK-3），其性能特點(diǎn)：D級油井水泥PH值10～12，屬于強(qiáng)堿性。由表2數(shù)據(jù)可知，G204固化劑顯酸性，而G203、WK-3固化劑與D級油井水泥配伍性較好。為了優(yōu)選合適的固化劑，采用漿體比重1.6的堵漏劑，在45℃溫度條件下，對G203和WK-3固化劑進(jìn)行性能評價(jià)。可以看出，在同等濃度條件下，WK-3固化劑與G203低溫固化劑相比，WK-3固化劑配制的漿體無泡沫、稠度大。為了滿足現(xiàn)場堵漏的要求，不但需要堵漏劑凝固時(shí)間合適，還需要在漏失段具有較好的滯留性能。因此選用WK-3固化劑，用量為2.5%。

3.2 調(diào)節(jié)劑的優(yōu)選

調(diào)節(jié)劑的加量對堵漏劑的抗壓強(qiáng)度影響不大。當(dāng)DL-1調(diào)節(jié)劑加量小于0.4% 時(shí)，堵漏劑稠化時(shí)間較短，不能滿足安全施工的需要；而當(dāng)調(diào)節(jié)劑加量大于1%，固化后堵漏劑有水析出，固化體積收縮。因此調(diào)節(jié)劑的加量根據(jù)目的井段以0.4%～1.0%為宜。

3.3 封堵性能評價(jià)

用不同粒徑的石英砂填制的巖心，進(jìn)行室內(nèi)巖心模擬實(shí)驗(yàn)。注入清水5PV，測定巖心滲透率，再注入配制比重1.6的堵漏劑漿液，在30℃～45℃下養(yǎng)護(hù)48h；再注入清水，測定巖心的滲透率。實(shí)驗(yàn)表明，由于堵漏劑封堵率較高，在47MPa下注入的清水沒有突破巖心，說明堵漏劑封堵性能好。

3.4 抗壓性能評價(jià)

配制比重1.6的堵漏劑漿液倒入模具中，置于45℃和70℃恒溫烘箱中，養(yǎng)護(hù)48h后脫模，考察堵漏劑的抗壓性能，并與超細(xì)水泥、油井水泥相比較。堵漏劑固化體的抗壓強(qiáng)度遠(yuǎn)大于水泥類堵劑，并且抗壓強(qiáng)度隨溫度的升高而增強(qiáng)。溫度45℃、壓力10MPa下，堵漏劑的抗壓強(qiáng)度為39MPa；溫度70℃、壓力10MPa下，堵漏劑的抗壓強(qiáng)度為45MPa。說明堵漏劑具有較高的抗壓強(qiáng)度和耐溫性能。

三、現(xiàn)場試驗(yàn)及應(yīng)用效果

典型井例：A井于2000年11月投產(chǎn)，水泥返高2201.72m，鹽膏層2301-2323m。地質(zhì)要求對S3上7.8，井段3154.8-3177.5m進(jìn)行壓裂措施。因鹽膏層段套管變形嚴(yán)重（2305.39m最小縮徑為Φ96mm），1305m自由段套漏，采用水力噴射雙層壓裂要求井筒承壓能力達(dá)到40MPa。為滿足壓裂要求，2017年5月18日，擠入高濃度堵漏劑25m3，擠入加有1%增強(qiáng)劑水灰比為2：1的漿體5m3，頂替清水13.1m3，帶壓43MPa關(guān)井候凝。堵漏后井筒試壓44MPa合格。2017年6月6日實(shí)施水力噴射壓裂兩段，破裂壓力分別為71.7MPa和64.5MPa，套管補(bǔ)液壓力高達(dá)38.1MPa，且持續(xù)4小時(shí)。壓裂后日產(chǎn)液29.8m3，日產(chǎn)油3.9t，日增油2.2t，累計(jì)增油240.9t。

三、現(xiàn)場應(yīng)用情況

㈠ 現(xiàn)場應(yīng)用情況

2017年以來，共實(shí)施化學(xué)堵水57口井，64井次。其中耐高壓堵漏劑應(yīng)用2井次，堵漏后耐壓級別升級至40MPa，工藝成功率100%；耐酸性堵劑應(yīng)用4井次，工藝成功率100%；遠(yuǎn)井人工裂縫封堵劑應(yīng)用3井次，有效率100%。

㈡ 經(jīng)濟(jì)效益評價(jià)

投入費(fèi)用：2017年裂縫帶封堵3井次費(fèi)用68萬元，擠堵酸化4井次費(fèi)用90萬元，淺部堵漏壓裂工藝2井次費(fèi)用40萬元。合計(jì)費(fèi)用198萬元。產(chǎn)出：裂縫帶封堵3井次累計(jì)增油442噸；擠堵酸化4井次累計(jì)增油939.5噸；淺部層堵漏壓裂2次，目前累計(jì)增油641噸。按噸油價(jià)格4653元，噸油提升成本1023元計(jì)算：（4653-1023）*（442+939.5+641）=734.168萬元；投入產(chǎn)出比：198：734.168=1：3.7

四、結(jié)論

1、室內(nèi)試驗(yàn)和現(xiàn)場實(shí)踐證明，骨架結(jié)構(gòu)和充填體系相復(fù)合的堵漏劑配方體系耐壓級別達(dá)到40MPa，不僅達(dá)到了水力噴射壓裂施工的技術(shù)要求，滿足了地質(zhì)開發(fā)的需要，同時(shí)也為下步套變高含水油井實(shí)施光管壓裂找到了一條新的技術(shù)途徑。

2、樹脂堵劑與酸液之間的配伍性較好，該堵劑能很好地滿足了堵水和酸化連作技術(shù)的需要，適于現(xiàn)場的推廣應(yīng)用。

3、首次利用泡沫的阻力效應(yīng)，將泡沫體系利用與人工裂縫帶的封堵，實(shí)踐證明，泡沫體系能夠發(fā)揮堵水效果。

參考文獻(xiàn)

[1]楊建華；油井水泥漿封竄堵漏工藝技術(shù)；《新疆石油科技》；2016（07））

（作者單位：勝利油田現(xiàn)河采油廠工藝研究所）