CN106703744B - 一种压裂井筒的高承压封堵方法 - Google Patents
一种压裂井筒的高承压封堵方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106703744B CN106703744B CN201611113041.7A CN201611113041A CN106703744B CN 106703744 B CN106703744 B CN 106703744B CN 201611113041 A CN201611113041 A CN 201611113041A CN 106703744 B CN106703744 B CN 106703744B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- weight
- parts
- clear water
- insulating liquid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 108
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 34
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 8
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 7
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 7
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 7
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 7
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 7
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 7
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 7
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 6
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 claims description 6
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 241000219112 Cucumis Species 0.000 claims 1
- 235000015510 Cucumis melo subsp melo Nutrition 0.000 claims 1
- FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N [4,6-bis(cyanoamino)-1,3,5-triazin-2-yl]cyanamide Chemical compound N#CNC1=NC(NC#N)=NC(NC#N)=N1 FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 5
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 5
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 5
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明提供了一种压裂井筒高承压封堵方法，首先将全封桥塞下入炮眼下部进行坐封，清水试压确定漏失压力及吸水量，之后将连续油管下至全封桥塞塞面，正替隔离液、无机凝胶，正顶替清水，使无机凝胶塞满桥塞塞面以上井段，之后将连续油管上提，进行循环洗井，洗井完成后正挤清水，将部分无机凝胶挤入地层进行憋压候凝，然后起出连续油管进行清水试压，若30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功，若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。本发明提供的压裂井筒高承压封堵方法可以有效封堵页岩气井压裂过程中的误射孔炮眼，同时承压能力强，封堵后可以满足高压下多段压裂的要求。
Description
技术领域
本发明涉及一种油气井压裂技术领域，特别涉及一种压裂井筒的高承压封堵方法。
背景技术
页岩气的勘探开发已经在中国逐步兴起，形成了一定的勘探开发规模，进入了快速发展的阶段。油气井完钻后需要进行射孔、压裂作业以有效地开采页岩气，有时射孔会有误射的情况发生，导致炮眼位置错误，不能有效进行压裂作业，此时需要对炮眼进行封堵，而现阶段中国页岩气田开发过程中，压裂的最高压力已经达到95MPa，对炮眼封堵的承压能力要求非常高。
本领域常用的封堵方法是使用封堵材料进行封堵，施工时通过施工管柱将封堵材料注入射孔炮眼处，常用的封堵材料有桥接堵漏材料、高虑失堵漏材料、化学堵漏材料和无机凝胶堵漏材料等，但是现有技术中的封堵材料都是在已经在已经进入开采期的油气井中使用，用来封堵高含水层或高渗透层，封堵完成后并不涉及多段压裂作业，因而对封堵后的承压能力要求不高，一般来说上述方法封堵后的承压能力仅为10～20MPa，不能满足多段压裂的高承压要求，因而不能应用于压裂过程中误射孔炮眼的封堵。
发明内容
有鉴于此，本发明目的在于提供一种封堵效果好、承压能力强的压裂井筒高承压封堵方法。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种压裂井筒的高承压封堵方法，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替上层隔离液、无机凝胶、下层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵；
优选的下层隔离液和上层隔离液独立的包括以下组成成分：增粘剂0.5～1重量份、水90～99重量份；
优选的增粘剂包括以下组成成分：聚丙烯酰胺1～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份；
优选的下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的为0.5～1m3。
优选的无机凝胶包括以下组分：G油井级水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份。
优选的无机凝胶的体积为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
优选的憋压候凝的时间为12～48h。
优选的化学密封胶封堵包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部依次正替上层隔离液、化学密封胶和下层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功；
优选的化学密封胶包括以下组分：环氧树脂60～70重量份、乙醇10～15重量份、聚酰胺15～20重量份、三乙醇胺0.1～1重量份。
优选的化学密封胶的体积为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
优选的化学密封胶封堵过程中憋压候凝的时间为24～72h。
本发明提供了一种压裂井筒的高承压封堵方法，首先将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；将连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替上层隔离液、无机凝胶、下层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；将连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于等于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。本发明提供的射孔炮眼高承压封堵方法可以有效封堵压裂过程中误射孔形成的炮眼，且可操作性强，施工简单，且施工过程安全，封堵后承压能力可以达到120MPa以上，封堵后可以满足高压下多段压裂的要求。
具体实施方式
本发明提供了一种压裂井筒的高承压封堵方法，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替上层隔离液、无机凝胶、下层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。
本发明将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积。在本发明中，所述下入全封桥塞的位置为漏点下部20～50m处，优选为漏点下部25～55m处；所述全封桥塞的个数优选为1～3个，更优选为2个，每个全封桥塞的承压能力约为60～80MPa，全封桥塞使用个数越多，井筒的承压能力越强，在具体的实施例中，可以根据对承压的具体要求确定全封桥塞的个数，确保井筒在施工过程中的承压能力。
清水试压完成后，本发明将连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替上层隔离液、无机凝胶、下层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管。在本发明中，所述下层隔离液和上层隔离液优选独立的包括以下组分：增粘剂0.5～1重量份、水90～99重量份；更优选为增粘剂0.6～0.8重量份，水95～98重量份；所述增粘剂优选包括包括以下组分：聚丙烯酰胺1～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份；更优选为聚丙烯酰胺3～8重量份、黄原胶70～90重量份和瓜胶5～15重量份；所述下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的优选为0.5～1m3；更优选为0.6～0.8m3。
本发明将无机凝胶置于两段隔离液之间，能够很好的避免无机凝胶与水接触导致的性能下降，并且可以防止无机凝胶在漏点处漏失过快，提高堵漏成功率，同时起到在高压差下平稳输送无机凝胶的作用，后置隔离液可以保证隔离液后端没有残留的堵漏胶，避免了无机凝胶胶结在井筒内壁和连续油管外壁上不易清洗。
在本发明中，所述无机凝胶优选包括以下组分：G油井级水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份；更优选为G油井级水泥70～90重量份、纳米硅6～7重量份、液硅10～15重量份、柠檬酸2～4重量份、水25～35重量份；所述无机凝胶的泵入体积优选为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍，更优选为1.6～1.8倍。
本发明中的无机凝胶材料配方简单，成本低廉，且温度适应性强，抗温性能能够达到130℃，承压能力强，可以承受120MPa的高压，封堵后可以满足多段压裂的要求。
本发明通过正顶替清水使无机凝胶全部出连续油管，使无机凝胶充满桥塞塞面以上的井段，而且与桥塞塞面充分接触。在本发明中，所述正顶替清水的体积为连续油管内容积与上层隔离液的差值，在本发明的具体实施例中，可以根据上层隔离液及连续油管的内容积确定正顶替清水的体积。
无机凝胶全部出连续油管后，本发明将连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井。在本发明中，所述循环洗井优选使用清水循环2～3周，通过循环洗井清洗井筒内的杂质，并且给井筒降温，防止井筒温度过高造成无机胶过早进入炮眼中；所述循环洗井用清水的体积优选为20～30m3，更优选为25～28m3。
循环洗井完成后，本发明正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝。在本发明中，所述憋压候凝的时间优选为12～48h，更优选为24～36h；所述正挤清水的压力为步骤(1)清水试压过程中测定的打开地层的压力；在本发明的具体实施例中，可以根据无机凝胶的体积及连续油管的内容积确定正挤清水的体积。
所述憋压候凝完成后，本发明起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵。
在本发明中，所述化学密封胶封堵优选包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部依次正替上层隔离液、化学密封胶、和下层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功。
本发明在无机凝胶塞面上部依次正替上层隔离液、化学密封胶、和下层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段。在本发明中，所述化学密封胶优选包括以下组分：环氧树脂60～70重量份、乙醇10～15重量份、聚酰胺15～20重量份、三乙醇胺0.1～1重量份，更优先为环氧树脂62～68重量份、乙醇12～14重量份、聚酰胺16～18重量份、三乙醇胺0.2～0.8重量份；所述化学密封胶的体积优选为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍，更优选为1.6～1.8倍；所述下层隔离液和上层隔离液的组分及体积与上述方案一致，在此不再赘述。
本发明中的化学密封胶配方简单，成本低，易于施工，且温度适应性强，抗温性能可以达到150℃，承压能力强，可以承受160MPa的高压，封堵后可以满足高压下多段压裂的要求。
使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段后，本发明正挤清水至要求压力，憋压候凝。在本发明中，所述化学密封胶封堵过程的憋压候凝时间优选为24～72h，更优选为36～60h，最优选为48～55h；在本发明的具体实施例中，可以根据对压力的具体要求确定正挤清水的体积。
所述憋压候凝完成后，本发明起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功。
下面结合实施例对本发明提供的压裂井筒的高承压封堵方法进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
某油田压裂过程中误射孔炮眼封堵，10个炮眼，炮眼井段3728～3729m间，试压情况为40MPa下的累积液量为2.5m3，封堵后满足承压90MPa的压裂要求即可，炮眼位置温度为100℃。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
将全封桥塞下至3759m和3760m处，坐封，起出工具；
将连续油管下至3759m处，正替1m3隔离液、3.75m3无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，使无机凝胶全部出连续油管，上提连续油管至3109m，正替清水循环两周；
40MP下正挤清水3m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3739m，起出钻塞工具；
清水试压50MPa，30min内压降5MPa，吸水量1.5m3；封堵未成功，进行化学密封胶的封堵；
将连续油管下至3739m处，依次正替0.5m3隔离液、2.25m3化学密封胶、0.5m3隔离液和7.1m3清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
上提连续油管至3189m，正替清水循环两周；
50MPa下正挤清水1.5m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具探塞并钻塞至3739m，起出钻塞工具；
清水试压90MPa，30min内压降0.34MPa，封堵成功；
下入钻塞工具，钻掉留塞和全封桥塞，交井。
封堵完成后，该井已完成顺利15段压裂，最高压裂压力为90MPa。
本实施例中，隔离液为0.7重量份的黄原胶，0.3重量份的聚丙烯酰胺，99重量份的水；
无机凝胶为G油井级水泥100重量份、纳米硅5重量份、液硅10重量份、柠檬酸1重量份、水20重量份；
化学密封胶为环氧树脂70重量份、乙醇14重量份、聚酰胺15重量份、三乙醇胺1重量份。
实施例2
某页岩气井压裂过程中误射孔1段，30个炮眼，炮眼井段3152.3～3153.3m间，炮眼位置温度为80℃；
在3184m和3183m处分别下入全封桥塞，清水试压，试压情况为50MPa下的累积液量为3.5m3，要求封堵后95MPa压力下，30min内压降小于0.5MPa。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
连续油管下至3183m处，正替1m3隔离液、5.25m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，使无机凝胶全部出连续油管，上提连续油管至2383m，正替清水循环两周；
50MP下正挤清水3m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3163m，起出钻塞工具；
清水试压70MPa，30min内压降3.5MPa，吸水量1.8m3；封堵未成功，进行化学密封胶封堵；
连续油管下至3163m处，正替0.5m3隔离液、2.7m3化学密封胶、0.5m3隔离液和7.1m3清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
上提连续油管至2533m，正替清水循环两周；
70MPa下正挤清水1.8m3，关井憋压48h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具探塞并钻塞至3163m，起出钻塞工具；
清水试压95MPa，30min内压降0.28MPa，封堵成功；
下入钻塞工具，钻掉留塞和全封桥塞，交井。
封堵完成后，该井已完成顺利20段压裂，最高压裂压力为95MPa。
上述实例中，隔离液为0.8重量份的黄原胶，0.1重量份的瓜胶，0.1重量份的聚丙烯酰胺，99重量份的水。
无机凝胶为G油井级水泥100重量份、纳米硅8重量份、液硅15重量份、柠檬酸5重量份、水30重量份；
化学密封胶为环氧树脂65重量份、乙醇14.5重量份、聚酰胺20重量份、三乙醇胺0.5重量份。
通过现场实验发现，该射孔炮眼封堵方法具有很好的修复效果，在不同的温度和压力条件下对射孔炮眼的修复效果都很明显，可以满足现场施工条件的要求。
实施例3
某页岩气井压裂过程中误射孔1段，20个炮眼，炮眼井段3725～3726m间，炮眼位置温度为90℃；
在3756m和3755m处分别下入全封桥塞，清水试压，试压情况为40MPa下的累积液量为3.0m3，要求封堵后90MPa压力下，30min内压降小于0.5MPa。
连续油管外径50.8mm，长度5200m，钢级110，内容积7.6m3。
实施过程如下：
连续油管下至3755m处，正替1m3隔离液、4.5m3低粘高强无机凝胶、1m3隔离液；
正顶替清水6.6m3，使无机凝胶全部出连续油管，上提连续油管至3383m，正替清水循环两周；
50MP下正挤清水3m3，关井憋压24h；
泄压，起出连续油管，下入钻塞工具，钻塞至3755m，起出钻塞工具；
清水试压90MPa，30min内压降0.45MPa，封堵成功。
上述实例中，隔离液为0.7重量份的黄原胶，0.2重量份的瓜胶，0.1重量份的聚丙烯酰胺，99重量份的水。
无机凝胶为G油井级水泥100重量份、纳米硅6重量份、液硅10重量份、柠檬酸1重量份、水20重量份；
化学密封胶为环氧树脂67重量份、乙醇15重量份、聚酰胺17重量份、三乙醇胺1重量份。
由以上实施例可知，本发明提供的压裂井筒的高承压封堵方法能够有效封堵误射炮眼，且封堵完成后承压能力强，可以满足后续多段压裂作业的要求，且施工过程简单、安全，堵漏成功率高。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种压裂井筒的高承压封堵方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)将全封桥塞下入射孔炮眼下部20～50m处坐封，清水给井筒试压，确定漏失压力和吸水体积；
(2)连续油管下至全封桥塞塞面，依次正替上层隔离液、无机凝胶、下层隔离液，正顶替清水，使无机凝胶全部出连续油管；所述无机凝胶包括以下组分：G油井级水泥65～100重量份、纳米硅5～8.3重量份、液硅5～20重量份、柠檬酸1～5重量份、水20～40重量份；
(3)连续油管上提至上层隔离液液面以上40～60m处循环洗井；
(4)正挤清水，使无机凝胶填充全封桥塞塞面至炮眼以上10～30m之间的井段，关井憋压候凝；
(5)所述候凝完成后，起出连续油管，清水试压，测定吸水体积，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则进行化学密封胶的封堵；所述化学密封胶包括以下组分：环氧树脂60～70重量份、乙醇10～15重量份、聚酰胺15～20重量份、三乙醇胺0.1～1重量份。
2.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述下层隔离液和上层隔离液独立的包括以下组成成分：增粘剂0.5～1重量份、水90～99重量份；
所述增粘剂包括以下组成成分：聚丙烯酰胺1～10重量份、黄原胶60～100重量份和瓜胶0～20重量份。
3.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述下层隔离液和上层隔离液的挤注体积独立的为0.5～1m3。
4.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述无机凝胶的体积为步骤(1)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
5.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述憋压候凝的时间为12～48h。
6.根据权利要求1所述的封堵方法，其特征在于，所述化学密封胶封堵包括以下步骤：
在无机凝胶塞面上部依次正替上层隔离液、化学密封胶和下层隔离液，正顶替清水，使化学密封胶填充无机凝胶塞面以上井段；
正挤清水至要求压力，憋压候凝；
所述憋压候凝完成后，起出连续油管，清水试压，在要求的压力条件下，30min内压降小于0.5MPa，则封堵成功；若30min内压降大于等于0.5MPa，则重复化学密封胶封堵过程，直至封堵成功。
7.根据权利要求1或6所述的封堵方法，其特征在于，所述化学密封胶的体积为步骤(5)清水试压过程中吸水体积的1.5～2倍。
8.根据权利要求6所述的封堵方法，其特征在于，所述化学密封胶封堵过程中憋压候凝的时间为24～72h。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611113041.7A CN106703744B (zh) | 2016-12-06 | 2016-12-06 | 一种压裂井筒的高承压封堵方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611113041.7A CN106703744B (zh) | 2016-12-06 | 2016-12-06 | 一种压裂井筒的高承压封堵方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106703744A CN106703744A (zh) | 2017-05-24 |
| CN106703744B true CN106703744B (zh) | 2019-02-12 |
Family
ID=58935935
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201611113041.7A Active CN106703744B (zh) | 2016-12-06 | 2016-12-06 | 一种压裂井筒的高承压封堵方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106703744B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109083631B (zh) * | 2018-09-14 | 2019-07-19 | 东北石油大学 | 利用连续油管修补固井水泥裂隙的装置及修补方法 |
| CN109630804B (zh) * | 2018-12-05 | 2021-03-09 | 中煤第三建设集团机电安装工程有限责任公司 | 一种立井井筒管泄漏点快速封堵方法 |
| CN111648740B (zh) * | 2019-03-04 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油管堵漏方法 |
| CN111720091B (zh) * | 2019-03-21 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 地层的封堵方法 |
| CN112814612A (zh) * | 2019-11-18 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井的封层堵漏方法 |
| CN112855070A (zh) * | 2021-01-29 | 2021-05-28 | 北京永源思科技发展有限公司 | 一种井筒完整性治理的方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7757765B2 (en) * | 2007-01-26 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole preparation and use of thixotropic cement slurries |
| CN102434125A (zh) * | 2010-09-29 | 2012-05-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井用双液法堵漏施工方法 |
| CN102838860A (zh) * | 2011-06-23 | 2012-12-26 | 广东晨宝复合材料有限公司 | 一种木塑复合材料的配方及其制备方法 |
| CN104632124B (zh) * | 2013-11-15 | 2017-06-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种污染严重的深井砂岩储层封堵方法 |
| CN105038740A (zh) * | 2015-07-23 | 2015-11-11 | 长江大学 | 适用于深水的无固相水基隔热封隔液 |
| CN105257241B (zh) * | 2015-09-24 | 2018-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井打水泥塞的方法 |
-
2016
- 2016-12-06 CN CN201611113041.7A patent/CN106703744B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106703744A (zh) | 2017-05-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106703744B (zh) | 一种压裂井筒的高承压封堵方法 | |
| CN106639971B (zh) | 一种射孔炮眼高承压封堵方法 | |
| CN104632123B (zh) | 一种超低压井堵漏方法 | |
| CN106014346B (zh) | 一种速度管柱配套柱塞气举排水采气方法及装置 | |
| CN106014330B (zh) | 一种提高漏失套损井化学封堵成功率的方法 | |
| CN104695927B (zh) | 一种连续油管与生产油管组合管串压裂与完井一体化方法 | |
| CN108756806A (zh) | 一种油气生产井管外窜管外漏治理方法 | |
| CN108166944A (zh) | 一种油气井中破损套管的修复方法和快速滤失堵漏浆 | |
| EA202192096A1 (ru) | Технология по снижению обводненности и повышению дебита нефти заполнением нефтегазодобывающих скважин для трещиноватых залежей герметизирующими частицами | |
| CN108166968B (zh) | 测量焖井对致密岩芯渗透率影响的实验***和方法 | |
| CN106677739B (zh) | 一种射孔炮眼的封堵方法 | |
| CN108913118A (zh) | 一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法 | |
| CN105178908B (zh) | 井下地层封堵的化学注浆封隔装置及方法 | |
| CN107246257B (zh) | 非均质储层酸化改造方法 | |
| CN106351603B (zh) | 一种裂缝或溶洞性严重漏失堵漏方法及堵漏材料送入管串 | |
| CN206495668U (zh) | 带压出砂井冲防一体化管柱 | |
| CN108071359A (zh) | 一种油气井中破损套管驻留修复的方法和驻留凝胶 | |
| CN105672934B (zh) | 液缸式密闭防蠕动封隔器 | |
| CN107989764A (zh) | 低压泵 | |
| RU2586360C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин | |
| CN206299367U (zh) | 一种金属密封封隔器 | |
| CN104070596A (zh) | 一种超高温油井水泥石养护釜及其使用方法 | |
| CN101324178B (zh) | 套管增高井口安全补偿装置 | |
| CN105178881A (zh) | 油管测试接头 | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20220825 Address after: 434402 intersection of Liaoyuan Road East and shacen Road, development zone, Jingzhou City, Hubei Province (group 2, Lianxin Village) Patentee after: JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co.,Ltd. Address before: No. 1, South Ring Road, Shashi District, Jingzhou City, Hubei Province 434000 Patentee before: Yangtze University Patentee before: JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co.,Ltd. |
|
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: A High Pressure Sealing Method for Fracturing Wellbore Effective date of registration: 20230530 Granted publication date: 20190212 Pledgee: Bank of China Limited Jingzhou Branch Pledgor: JINGZHOU JIAHUA TECHNOLOGY Co.,Ltd. Registration number: Y2023420000213 |
|
| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |