CN114961638A - 一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 - Google Patents
一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114961638A CN114961638A CN202210792190.XA CN202210792190A CN114961638A CN 114961638 A CN114961638 A CN 114961638A CN 202210792190 A CN202210792190 A CN 202210792190A CN 114961638 A CN114961638 A CN 114961638A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gel
- low
- temperature high
- well
- strength
- 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.)
- Granted
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 31
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 2
- 238000009775 high-speed stirring Methods 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 8
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/10—Reconditioning of well casings, e.g. straightening
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开一种超分子凝胶‑低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,包括以下步骤:先冲砂下钻至套损点底部并清理井眼,再将前置液、隔离液、后置清洗液和清水依次注入井内并静置,接着配制低温高强度凝胶堵漏浆液并注入井内进行固砂堵漏,最后清洗各施工设备并低温高强度凝胶堵漏浆液候凝后观察封固效果;本发明通过直接挤注超分子凝胶,使其与地层水反应并在气流扰动作用下形成高浓度、高强度的凝胶,且能在套损附近聚结滞留,来达到更好滞留、隔水效果,并为后面注入低温高强度凝胶提供支撑,同时本申请配制的低温高强度凝胶具有配制简便、稠化时间可控、密度低、易滞留的特点,从而从整体上提高套损井的治理效果。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域,尤其涉及一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法。
背景技术
石油是深埋在地下的流体矿物,最初人们把自然界产生的油状液体矿物称石油,把可燃气体称天然气,把固态可燃油质矿物称沥青,随着对这些矿物研究的深入,认识到它们在组成上均属烃类化合物,在成因上互有联系,因此把它们统称为石油,而石油开采是指在有石油储存的地方对石油进行挖掘,提取的行为。
在石油开采过程中,随着多油层油田开采年限的增长,以及地质条件和工程因素的影响,常常发生套管破损和套管外流体窜漏现象,我国各主要油田开发目前均已进入中后期阶段,套损井数量与套损程度正同步增长,套损已成为影响我国石油行业正常运营的重要因素之一,套损井数的逐年增加,导致出现了多个集中套损区,导致开发井网不完善,造成油田资产的重大损失,严重影响油田正常生产,且套损井修复率低,疑难复杂井比例高,修复难度增大。
目前,常见的套损井治理方式包括小套管固井工艺、化学封堵技术、套管补贴技术、套管换取工艺技术,其中小套管固井工艺牺牲了井筒内径,化学封堵技术试压较低,无法满足老井堵漏作业,套管补贴技术套管内径缩小,限制了完井工艺的实施,套管换取工艺施工周期长,费用较高,由此可见传统的套损井治理方式均存在一定缺陷,因此,本发明提出一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法用以解决现有技术中存在的问题。
发明内容
针对上述问题,本发明的目的在于提出一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,解决现有的石油开采过程中的套损井治理方式试压较低,无法满足老井堵漏作业,限制了完井工艺的实施,施工周期长以及费用较高的问题。
为了实现本发明的目的,本发明通过以下技术方案实现:一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,包括以下步骤:
步骤一:先冲砂下钻至套损点底部,再以大排量循环清洗的方式将井眼清理干净,接着起钻至井口;
步骤二:先根据实际堵漏需要预先准备足量的白油、超分子低温高强度凝胶和清水,接着用泵车连接管线将一半数量的白油作为前置液注入井内,再用泵车将超分子凝胶作为隔离液注入井内,然后用泵车将另一半数量白油作为后置清洗液注入井内,之后用泵车将清水注入井内,最后关井并静置;
步骤三:先在搅拌罐中配制低温高强度凝胶堵漏浆液,再将配好的低温高强度凝胶堵漏浆液注入静置完毕的井内,待低温高强度凝胶堵漏浆液完全注入后,用清水替浆;
步骤四:清水替浆后采用清水清洗管线、泵车、搅拌罐内残留的低温高强度凝胶堵漏浆液,待井内的低温高强度凝胶堵漏浆液候凝12h后,下钻循环探塞、钻塞,并观察封固情况,以获取套损处的堵漏效果。
进一步改进在于:所述步骤一中,进行冲砂下钻时,冲砂下钻至套管破损位置以下,清理井眼后保证井眼无沉沙,并保持破损层位暴露。
进一步改进在于:所述步骤二中,所述泵车以0.2~0.4m3/min的排量依次注入前置液0.2m3、隔离液4m3、后置清洗液0.2m3和清水0.1m3,所述白油和超分子凝胶的浓度均为100%。
进一步改进在于:所述步骤二中,采用泵车对井内注入物料前先检修好各设备并保证设备完好,关井静置的时间为12h。
进一步改进在于:所述步骤三中,所述搅拌罐为长方形罐体,四周做圆弧处理,并配制两个大功率搅拌器,所述大功率搅拌器为无极可调速搅拌器。
进一步改进在于:所述步骤三中,所述低温高强度凝胶堵漏浆液的具体配制步骤为:将超分子低温高强度凝胶与清水混合均匀后匀速倒入搅拌罐中进行高速搅拌,混合搅拌完成后制得堵漏浆液。
进一步改进在于:所述低温高强度凝胶堵漏浆液配制过程中的清水用量为4m3,超分子低温高强度凝胶用量为2.8t,浓度为60~80%,密度为1.25~1.35g/cm3,搅拌罐的转速为3000r/min,搅拌时间为40~60min。
进一步改进在于:所述步骤三中,所述低温高强度凝胶堵漏浆液注入井内的排量为0.2m3/min,所述清水替浆的体积为0.2m3。
本发明的有益效果为:本发明通过直接挤注超分子凝胶,使其与地层水反应并在气流扰动作用下形成高浓度、高强度的凝胶,且能在套损附近聚结滞留,来达到更好滞留、隔水效果,并为后面注入低温高强度凝胶提供支撑,同时本申请配制的低温高强度凝胶具有配制简便、稠化时间可控、密度低、易滞留的特点,固结后抗压能力强,试压较高,可以满足老井堵漏作业,对套损出砂井具有较好的堵漏固砂效果,从而从整体上提高套损井的治理效果,且工期较短,费用较低,套管内径没有减小,适用范围较大。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动性的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明的方法流程示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图,对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。
实施例一
参见图1,本实施例提供了一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,包括以下步骤:
步骤一:先冲砂下钻至套管破损位置以下,再以大排量循环清洗的方式将井眼清理干净,保证井眼无沉沙,并保持破损层位暴露,接着起钻至井口;
步骤二:先根据实际堵漏需要预先准备白油0.4m3、超分子低温高强度凝胶4m3和清水0.1m3,其中超分子低温高强度凝胶的主剂、辅剂根据井筒漏失吐砂情况按比例进行调配,主剂是自制,辅剂商购,白油和超分子凝胶的浓度均为100%,接着用泵车连接管线并以0.2m3/min的排量将0.2m3的白油作为前置液注入井内,再用泵车将4m3超分子凝胶作为隔离液注入井内,然后用泵车将0.2m3的白油作为后置清洗液注入井内,之后用泵车将0.1m3的清水注入井内,最后关井并静置12h,对井内注入物料前先检修好各设备并保证设备完好;
步骤三:先将低温高强度凝胶与清水混合均匀后匀速倒入搅拌罐中以3000r/min的转速进行高速搅拌,混合搅拌40min后制得堵漏浆液,其中清水用量为4m3,超分子低温高强度凝胶用量为2.8t,浓度为60%,密度为1.25g/cm3,再将配好的低温高强度凝胶堵漏浆液以0.2m3/min的排量注入静置完毕的井内,待低温高强度凝胶堵漏浆液完全注入后,用清水替浆0.2m3,其中搅拌罐为长方形罐体,四周做圆弧处理,并配制两个大功率搅拌器,大功率搅拌器为无极可调速搅拌器;
步骤四:清水替浆后采用清水清洗管线、泵车、搅拌罐内残留的低温高强度凝胶堵漏浆液,待井内的低温高强度凝胶堵漏浆液候凝12h后,下钻循环探塞、钻塞,并观察封固情况,以获取套损处的堵漏效果。
实施例二
参见图1,本实施例提供了一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,包括以下步骤:
步骤一:先冲砂下钻至套管破损位置以下,再以大排量循环清洗的方式将井眼清理干净,保证井眼无沉沙,并保持破损层位暴露,接着起钻至井口;
步骤二:先根据实际堵漏需要预先准备白油0.4m3、超分子低温高强度凝胶4m3和清水0.1m3,其中超分子低温高强度凝胶的主剂、辅剂根据井筒漏失吐砂情况按比例进行调配,白油和超分子凝胶的浓度均为100%,接着用泵车连接管线并以0.3m3/min的排量将0.2m3的白油作为前置液注入井内,再用泵车将4m3超分子凝胶作为隔离液注入井内,然后用泵车将0.2m3的白油作为后置清洗液注入井内,之后用泵车将0.1m3的清水注入井内,最后关井并静置12h,对井内注入物料前先检修好各设备并保证设备完好;
步骤三:先将低温高强度凝胶与清水混合均匀后匀速倒入搅拌罐中以3000r/min的转速进行高速搅拌,混合搅拌50min后制得堵漏浆液,其中清水用量为4m3,超分子低温高强度凝胶用量为2.8t,浓度为70%,密度为1.30g/cm3,再将配好的低温高强度凝胶堵漏浆液以0.2m3/min的排量注入静置完毕的井内,待低温高强度凝胶堵漏浆液完全注入后,用清水替浆0.2m3,其中搅拌罐为长方形罐体,四周做圆弧处理,并配制两个大功率搅拌器,大功率搅拌器为无极可调速搅拌器;
步骤四:清水替浆后采用清水清洗管线、泵车、搅拌罐内残留的低温高强度凝胶堵漏浆液,待井内的低温高强度凝胶堵漏浆液候凝12h后,下钻循环探塞、钻塞,并观察封固情况,以获取套损处的堵漏效果。
实施例三
参见图1,本实施例提供了一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,包括以下步骤:
步骤一:先冲砂下钻至套管破损位置以下,再以大排量循环清洗的方式将井眼清理干净,保证井眼无沉沙,并保持破损层位暴露,接着起钻至井口;
步骤二:先根据实际堵漏需要预先准备白油0.4m3、超分子低温高强度凝胶4m3和清水0.1m3,其中超分子低温高强度凝胶的主剂、辅剂根据井筒漏失吐砂情况按比例进行调配,白油和超分子凝胶的浓度均为100%,接着用泵车连接管线并以0.4m3/min的排量将0.2m3的白油作为前置液注入井内,再用泵车将4m3超分子凝胶作为隔离液注入井内,然后用泵车将0.2m3的白油作为后置清洗液注入井内,之后用泵车将0.1m3的清水注入井内,最后关井并静置12h,对井内注入物料前先检修好各设备并保证设备完好;
步骤三:先将低温高强度凝胶与清水混合均匀后匀速倒入搅拌罐中以3000r/min的转速进行高速搅拌,混合搅拌60min后制得堵漏浆液,其中清水用量为4m3,超分子低温高强度凝胶用量为2.8t,浓度为80%,密度为1.35g/cm3,再将配好的低温高强度凝胶堵漏浆液以0.2m3/min的排量注入静置完毕的井内,待低温高强度凝胶堵漏浆液完全注入后,用清水替浆0.2m3,其中搅拌罐为长方形罐体,四周做圆弧处理,并配制两个大功率搅拌器,大功率搅拌器为无极可调速搅拌器;
步骤四:清水替浆后采用清水清洗管线、泵车、搅拌罐内残留的低温高强度凝胶堵漏浆液,待井内的低温高强度凝胶堵漏浆液候凝12h后,下钻循环探塞、钻塞,并观察封固情况,以获取套损处的堵漏效果。
施工前,
1#:先将210g低温高强度凝胶加入300ml生产水中,搅拌(转速:80转/min)状态下观察稠化时间,稠化后倒入塑料杯中观察固化时间和强度;
2#:再将240g低温高强度凝胶加入300ml生产水中,搅拌(转速:80转/min)状态下观察稠化时间,稠化后倒入塑料杯中观察固化时间和强度,结果如下表1所示。
表1
通过上述施工前的试验获取低温高强度凝胶的流型和强度,以确保其流型和强度合格。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已,并不用以限制本发明,凡在本发明的精神和原则之内,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤一:先冲砂下钻至套损点底部,再以大排量循环清洗的方式将井眼清理干净,接着起钻至井口;
步骤二:先根据实际堵漏需要预先准备足量的白油、超分子低温高强度凝胶和清水,接着用泵车连接管线将一半数量的白油作为前置液注入井内,再用泵车将超分子凝胶作为隔离液注入井内,然后用泵车将另一半数量白油作为后置清洗液注入井内,之后用泵车将清水注入井内,最后关井并静置;
步骤三:先在搅拌罐中配制低温高强度凝胶堵漏浆液,再将配好的低温高强度凝胶堵漏浆液注入静置完毕的井内,待低温高强度凝胶堵漏浆液完全注入后,用清水替浆;
步骤四:清水替浆后采用清水清洗管线、泵车、搅拌罐内残留的低温高强度凝胶堵漏浆液,待井内的低温高强度凝胶堵漏浆液候凝12h后,下钻循环探塞、钻塞,并观察封固情况,以获取套损处的堵漏效果。
2.根据权利要求1所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述步骤一中,进行冲砂下钻时,冲砂下钻至套管破损位置以下,清理井眼后保证井眼无沉沙,并保持破损层位暴露。
3.根据权利要求1所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述步骤二中,所述泵车以0.2~0.4m3/min的排量依次注入前置液0.2m3、隔离液4m3、后置清洗液0.2m3和清水0.1m3,所述白油和超分子凝胶的浓度均为100%。
4.根据权利要求1所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述步骤二中,采用泵车对井内注入物料前先检修好各设备并保证设备完好,关井静置的时间为12h。
5.根据权利要求1所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述步骤三中,所述搅拌罐为长方形罐体,四周做圆弧处理,并配制两个大功率搅拌器,所述大功率搅拌器为无极可调速搅拌器。
6.根据权利要求1所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述步骤三中,所述低温高强度凝胶堵漏浆液的具体配制步骤为:将超分子低温高强度凝胶与清水混合均匀后匀速倒入搅拌罐中进行高速搅拌,混合搅拌完成后制得堵漏浆液。
7.根据权利要求6所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述低温高强度凝胶堵漏浆液配制过程中的清水用量为4m3,超分子低温高强度凝胶用量为2.8t,浓度为60~80%,密度为1.25~1.35g/cm3,搅拌罐的转速为3000r/min,搅拌时间为40~60min。
8.根据权利要求1所述的一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法,其特征在于:所述步骤三中,所述低温高强度凝胶堵漏浆液注入井内的排量为0.2m3/min,所述清水替浆的体积为0.2m3。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210792190.XA CN114961638B (zh) | 2022-07-07 | 2022-07-07 | 一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210792190.XA CN114961638B (zh) | 2022-07-07 | 2022-07-07 | 一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114961638A true CN114961638A (zh) | 2022-08-30 |
CN114961638B CN114961638B (zh) | 2023-06-20 |
Family
ID=82972050
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210792190.XA Active CN114961638B (zh) | 2022-07-07 | 2022-07-07 | 一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN114961638B (zh) |
Citations (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
CA1324753C (en) * | 1989-09-26 | 1993-11-30 | Surjit Singh Nagra | Method of remedial cement squeezing using phenolic-aldehyde gels |
US5495891A (en) * | 1994-11-08 | 1996-03-05 | Marathon Oil Company | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid |
CN101096584A (zh) * | 2007-06-22 | 2008-01-02 | 中国科学院广州化学研究所 | 一种高强度水性衣康酸环氧树脂灌浆材料及其制备方法 |
CN102061151A (zh) * | 2009-11-13 | 2011-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种石油钻井用堵漏承压剂及其制备方法和应用 |
CN104632123A (zh) * | 2013-11-15 | 2015-05-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低压井堵漏方法 |
US20160069153A1 (en) * | 2013-05-30 | 2016-03-10 | Southwest Petroleum University | Gel, leaking stoppage method using the same and well kill leaking stoppage method using the same |
CN106381138A (zh) * | 2016-09-14 | 2017-02-08 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种高承压无交联超分子复合凝胶堵漏剂及其制备方法 |
CN109054785A (zh) * | 2018-07-23 | 2018-12-21 | 西南石油大学 | 钻井用凝胶堵漏浆以及堵漏浆的制备方法和段塞堵漏方法 |
US10233377B1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-03-19 | Southwest Petroleum University | Gel plugging slurry for well drilling and preparation method thereof, and slug plugging method |
CN110358512A (zh) * | 2019-07-29 | 2019-10-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种用于完井试油的压井堵漏浆及其堵漏方法 |
CN113372053A (zh) * | 2021-06-30 | 2021-09-10 | 延长油田股份有限公司 | 一种套损井修复堵剂的制备方法 |
US20210371721A1 (en) * | 2020-05-29 | 2021-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low molecular mass organic gelator viscosifiers |
CN113863894A (zh) * | 2020-06-30 | 2021-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种可逆凝胶固结堵漏方法 |
-
2022
- 2022-07-07 CN CN202210792190.XA patent/CN114961638B/zh active Active
Patent Citations (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4989673A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-05 | Marathon Oil Company | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
CA1324753C (en) * | 1989-09-26 | 1993-11-30 | Surjit Singh Nagra | Method of remedial cement squeezing using phenolic-aldehyde gels |
US5495891A (en) * | 1994-11-08 | 1996-03-05 | Marathon Oil Company | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid |
CN101096584A (zh) * | 2007-06-22 | 2008-01-02 | 中国科学院广州化学研究所 | 一种高强度水性衣康酸环氧树脂灌浆材料及其制备方法 |
CN102061151A (zh) * | 2009-11-13 | 2011-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种石油钻井用堵漏承压剂及其制备方法和应用 |
US20160069153A1 (en) * | 2013-05-30 | 2016-03-10 | Southwest Petroleum University | Gel, leaking stoppage method using the same and well kill leaking stoppage method using the same |
CN104632123A (zh) * | 2013-11-15 | 2015-05-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超低压井堵漏方法 |
CN106381138A (zh) * | 2016-09-14 | 2017-02-08 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种高承压无交联超分子复合凝胶堵漏剂及其制备方法 |
CN109054785A (zh) * | 2018-07-23 | 2018-12-21 | 西南石油大学 | 钻井用凝胶堵漏浆以及堵漏浆的制备方法和段塞堵漏方法 |
US10233377B1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-03-19 | Southwest Petroleum University | Gel plugging slurry for well drilling and preparation method thereof, and slug plugging method |
CN110358512A (zh) * | 2019-07-29 | 2019-10-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种用于完井试油的压井堵漏浆及其堵漏方法 |
US20210371721A1 (en) * | 2020-05-29 | 2021-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low molecular mass organic gelator viscosifiers |
CN113863894A (zh) * | 2020-06-30 | 2021-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种可逆凝胶固结堵漏方法 |
CN113372053A (zh) * | 2021-06-30 | 2021-09-10 | 延长油田股份有限公司 | 一种套损井修复堵剂的制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN114961638B (zh) | 2023-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
Clark | A hydraulic process for increasing the productivity of wells | |
CN109736767B (zh) | 一种超临界二氧化碳压裂增产工艺 | |
CN109294541B (zh) | 一种火驱井自降解暂堵剂及其制备方法与应用 | |
CN103289013A (zh) | 一种凝胶及其用于堵漏的方法和堵漏压井的方法 | |
RU2659929C1 (ru) | Система и способ обработки подземного пласта с помощью отклоняющей композиции | |
WO2014086068A1 (zh) | 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 | |
CN112210357B (zh) | 一种w/o/w型多重乳状液堵水体系及其制备方法 | |
CN110725663B (zh) | 一种免桥塞不动管柱套损井化学堵漏工艺 | |
CN105199685A (zh) | 一种诱导性裂缝防漏堵漏的水基钻井液 | |
CN108343417A (zh) | 一种气井暂堵分层改造的方法和应用 | |
CN106566499A (zh) | 一种提高漏失地层承压能力的堵漏浆及制备方法 | |
CN102559163A (zh) | 二氧化氯复合解堵剂,其制备方法以及其使用方法 | |
CN106753299A (zh) | 一种稀油井选择性堵水剂及其制备方法与应用 | |
CN106928947B (zh) | 一种套管间环空的封堵材料、封堵装置和封堵方法 | |
CN113512414B (zh) | 延缓交联型抗高温低摩阻加重胍胶压裂液及其应用方法 | |
CN108949132B (zh) | 一种用于细粉砂油藏油井防砂的固砂解堵处理液、防砂处理液体系和用其防砂的方法 | |
CN106761548A (zh) | 一种利用压裂将封堵剂注入厚油层封堵强水洗条的方法 | |
CN105715242A (zh) | 不加砂超低温过冷冷缩热胀造缝纳米压裂技术 | |
CN102925124B (zh) | 一种油层暂堵组合物及应用方法 | |
CN114961638A (zh) | 一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 | |
CN103541683B (zh) | 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法 | |
CN107882544A (zh) | 一种针对碳酸盐胶结型砂岩稠油井的混合释热解堵方法 | |
CN105086971A (zh) | 一种用于处理井壁坍塌的液体胶塞 | |
CN104610947A (zh) | 一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂及其制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |