耐温135℃凝胶堵漏技术研究及其在普光气田的应用__刘文堂.ppt

为了进一步模拟凝胶（NFJ）对地层温度及压力下的适应性，将凝胶样品挂于文东油田文13-298水井尾管处，模拟井下条件评价热稳定性。 井深 2900m 总矿化度15×104 mg/L 其中 Ca2+：8500 mg/L Mg2+：800 mg/L 凝胶在井内放置90d后，仍然保持较好的强度和韧性，表明其具有较好的耐温、耐压及抗盐性能。 汇报内容 一、普光地区承压堵漏和暂堵技术难点 二、耐温135℃凝胶聚合物合成及性能评价 三、凝胶承压堵漏技术研究及应用 四、凝胶气井暂堵技术研究及应用 五、结论 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 四、凝胶气井暂堵技术研究及应用 针对普光气田气井暂堵技术要求，采用低膨胀凝胶为主剂、配合悬浮稳定剂、优化架桥颗粒种类及堵漏材料粒径级配，形成高含硫气田气井作业暂堵技术。 抗温130℃、暂堵强度大于15MPa 酸溶率大于90% 适用于Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类气层暂堵作业施工。 暂堵剂配方：甲酸盐压井液+悬浮剂（5%~6%）+暂堵材料 （8%~12%） 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 （1）与压井液的配伍性 2 2 21 30 120℃/16h 2 2 17 32 室温 暂堵浆：甲酸钠溶液 （2：1） 2 2 18 24 120℃/16h 1 1.5 17 22 室温 暂堵浆：甲酸钠溶液 （1：1） Q10min /Pa Q10s /Pa PV /mPa.s AV /mPa.s 配方 1、性能评价： 结果表明暂堵浆与80%甲酸盐溶液1：1比例混合不影响性能。 四、凝胶气井暂堵技术研究及应用 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 （2）暂堵承压能力 模拟孔洞、裂缝漏失承压能力随挤入量变化曲线 模拟孔隙漏失承压能力随挤入量变化曲线 四、凝胶气井暂堵技术研究及应用 从图中看出，凝胶暂堵剂承压强度高，能达到15MPa。 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 2、现场应用： 凝胶暂堵技术于 P102-2、P301-2、P302-3等30余口井进行了暂堵技术施工，一次堵漏成功率100%。 以P302-2井暂堵技术施工为例: 四、凝胶气井暂堵技术研究及应用 飞一二段储层厚度大，井段集中，以三类储集层为主。 长兴组储集层分布集中，只发育二、三类气层，一类气层不发育。 70.1/7 3.5/2 / 5600.9～5688.3 长兴组 327.7/19 80.8/14 35.2/7 5101.0～5583.6 飞一二段 1.0/1 / / 5093.9～5095.9 飞三段 飞仙关组 三类气层 二类气层 一类气层 测井解释（m/层） 井段（m） 层位 08年7月8日 594.4 518.3 5093.9～5688.3 5770.0 施工时间 井段跨度/m 射孔段厚/m 射孔井段/m 完钻井深/m 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 现场配制暂堵浆60m3，暂堵浆密度1.28g/cm3，暂堵剂浓度6%，入井暂堵浆56m3，挤入地层50m3，最高施工压力（套压）达到17MPa后压开地层，套压降至10MPa，继续挤注套压升至14MPa后不再上升，通过多次静止观察再持续挤注套压仍然未见上升，静止60min后套压降至0MPa。 静止循环观察5d后，循环返出的压井液全烃值有显示可以看出，该井通过暂堵施工有效的降低了地层的渗透率，且施工后未发现有气侵、溢流和漏失现象，达到了封堵炮眼保护储层及保障起下管柱安全的施工目的。 施工过程： 四、西部深井堵漏建议 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 汇报内容 一、普光地区承压堵漏和暂堵技术难点 二、耐温135℃凝胶聚合物合成及性能评价 三、凝胶承压堵漏技术研究及应用 四、凝胶气井暂堵技术研究及应用 五、结论 2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会 合成出耐温135℃凝胶聚合物，膨胀5-12倍可调，酸溶率大于90%，具有良好弹性。 形成了抗温135℃、承压达到15MPa的承压堵漏技术及凝胶气井暂堵技术。 凝胶承压堵漏技术在普光PA-2等5口井成功应用，成功率100%，堵漏强度高，现场适应性好，满足普光地区长裸眼段高强度承压堵漏的需要。 凝胶气井暂堵技术在普光P102-2等30余口井