耐温135℃凝胶堵漏技术研究及其在普光气田的应用.ppt

耐温135凝胶堵漏技术研究及其在普光气田的应用,钻井工程技术研究院二九年八月,2009年度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气井暂堵技术难点二、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,普光地区开发井在中完或完井过程中两项重要技术：承压堵漏技术：满足固井对地层承压能力要求；气井暂堵技术：解决普光地区气井射孔后溢流或井漏。,一、普光地区承压堵漏和暂堵技术难点,普光地区构造复杂，海陆相共存，埋藏深，压力层系多，裸眼井段长。复杂的地质条件导致承压堵漏和气井暂堵分别存在很多技术难点。,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,承压堵漏技术难点:,裸眼井段长2200m以上，裂缝、孔隙漏失并存；漏层孔喉尺寸大小不确定；地层承压能力和设计承压要求差别大，承压要求高；承压堵漏时有裂缝张开，压力越高，裂缝开启程 度越大，不同裂缝开启压力有差异。,目前常规桥塞堵漏技术堵漏一次成功率常低于40%。,一、普光地区承压堵漏和暂堵技术难点,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,气层温度高（达到130）；气层埋藏深（超过5000m）；射孔段长、地层渗透率差异大；H2S含量高。,常规暂堵剂存在与漏失通道难以匹配、抗温能力不足等问题，施工难度大，目前国内尚无成熟技术。,气井暂堵技术难点：,一、普光地区承压堵漏和暂堵技术难点,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,针对普光气田堵漏技术存在的以上难点，研究形成了抗温135凝胶堵漏技术，可满足海相地层长裸眼段承压堵漏及气井暂堵技术需求，已在普光地区取得良好的应用效果，尤其是高含硫气田气井暂堵技术，达到国内领先水平，具有广阔的应用前景。,一、普光地区承压堵漏和暂堵技术难点,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,自主研发出抗温135以上的凝胶新材料NFJ-1，由自主研发的含有-SO3H基团的耐温耐盐单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、含有苯环侧基的有机单体和含-Si-C-Si-结构的耐温材料聚合反应而成，具有5-10倍的膨胀能力，是一种有韧性、能变形的弹性材料。,二、耐温135凝胶聚合物合成及性能评价,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,提高凝胶分子链的热稳定性：引入AMPS单体 增加分子链刚性，提高碳链热稳定性引入环状侧基单体 利用位阻效应，增大分子运动阻力，提高热稳定性引入无机抗温材料 含-Si-C-Si-的结构进一步改善分子链的刚性和强度。,二、耐温135凝胶聚合物合成及性能评价,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,室温条件下24h膨胀7.4倍，10d膨胀9倍；135条件下养护10d，膨胀倍数为8倍。,图1 不同温度及养护时间条件下膨胀倍数,膨胀能力评价：,二、耐温135凝胶聚合物合成及性能评价,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,热稳定性评价：,普通凝胶：1d后膨胀倍数明显下降，3d后全部溶解 NFJ凝胶：10d时膨胀倍数为8左右 NFJ凝胶具有良好的高温稳定性，能满足高温(135)条件下的堵漏技术要求。,二、耐温135凝胶聚合物合成及性能评价,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,酸溶性评价：,凝胶（NFJ）酸溶率均在90%以上，可满足储层堵漏后期酸压解堵作业及储层保护技术要求。,凝胶材料室温和135酸溶率,二、耐温135凝胶聚合物合成及性能评价,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,注：酸溶率L=（M1-M2）/M1,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15104 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。,现场适应性：,二、耐温135凝胶聚合物合成及性能评价,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,根据普光地区地层特点及承压堵漏技术要求，以不同粒径凝胶为主剂，优化架桥颗粒种类及堵漏材料粒径级配，形成了凝胶承压堵漏技术。技术特点：可受压变形，与不同大小的漏失通道适应性好 承压强度15MPa、抗温135 适于裂缝性、孔隙性漏失和长裸眼井段的承压堵漏。可酸溶，能用于储层堵漏,堵漏配方：携带液+(3%5%)GD-2+(3%5%)GDJ-1+(5%12%)核桃壳+(3%5%)凝胶。,三、凝胶承压堵漏技术研究及应用,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,三、凝胶承压堵漏技术研究及应用,1、性能评价,（1）堵漏能力,凝胶堵漏剂封堵层形成快，承压强度高，达到15Mpa；常规堵漏剂封堵层形成慢，承压强度低，不到 4MPa。,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,三、凝胶承压堵漏技术研究及应用,（2）封堵强度,堵漏强度试验对比,可以看出，在不同模拟漏失层中，凝胶堵剂的堵漏强度均远远大于常规桥堵剂的堵漏强度。,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,三、凝胶承压堵漏技术研究及应用,2、现场应用：,凝胶承压堵漏技术在普光气田PA-2、P4-2等5口井进行了承压堵漏，成功率100%。,普光凝胶承压堵漏统计,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,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%适用于类、类、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,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,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余口井成功应用，一次成功率100%，提高了、类产层的承压能力，有利于充分释放产能。为解决试气投产作业中出现井漏和溢流问题，加快了普光气田产能建设的步伐提供技术保障。,五、结论,2 0 0 9 钻 井 液 与 完 井 液 技 术 研 讨 会,汇报完毕,敬请专家指导,