1、低压油气层保护 压井修井技术,需解决的问题,油气田开发后期，地层能量不足，井底 压力低于静水柱压力。或有多个压力层系； 修井作业时避免外来流体伤害产层，改变水饱和度，导致油相渗透率的下降； 确保施工安全，特别是含H2S的油气井和海洋油气井压井和修井； 满足环保要求； 降低综合成本。,压井修井液设计原则,在作业施工时对产层进行稳定的暂堵； 压井液无游离液体； 压井液要有很好的流动性； 压井液无固相； 压井液能方便地破胶。,设计思路,通过一定的化学方法固化清水或盐水，使之: 有一定强度 可变形 易流动 软颗粒 能及时破胶,主要用途,低于清水柱压力的低压井修井压井作业 避免压井的大量漏失，同时能实现
2、大排量的冲砂作业； 及时破胶后，能最大程度地恢复产能。 合采多层的不同压力系数井修井作业 实现不同压力层系的安全压井； 避免低压层的漏失，能实现大排量洗井作业； 及时破胶后，能最大程度地恢复产能。,固化后的清水应满足的条件,工况条件：流动性好，悬砂性强，现场易配，稳定时间长，提高功效； 安全环保条件：对人体无害，可还原成清水，地层暂堵能解除； 经济指标：综合成本相当于泡沫压井液的50%以下（实际只有泡沫压井液的1/4）； 适应范围：最高井温135，地层压力系数小于或等于1.0MPa/100m。,清水或盐水固化后的流动性,清水或盐水固化后的状态,清水或盐水固化后的状态,破胶后还原成清水或盐水,固
3、化水压井修井液体系破胶方法,化学法破胶和气举联作 这种方法是在作业结束后，注入化学破胶剂，固化水体系可在半个小时内破胶，同时产生数百方气体，替喷油气井，排出固化水体系。 酸液破胶 这种方法是和酸化联作，固化水体系见酸后破胶，破胶后的水可以稳定储层内的粘土矿物。 氧化剂破胶 这种方法是作业结束后，用氧化剂破胶。但需要专门的替喷作业，方能及时将破胶后的固化水替出油气井。,与泡沫压井液对比,安全性对比低压油气层保护压井技术： 1. 比重1，确保工作安全 2. 稳定时间长（30天以上）3. 无毒无害无污染确保工人安全和环保要求 4. 配制时工人劳动强度低 泡沫压井技术：1. 比重1，安全度低于前者 2
4、. 稳定时间短2448小时3. 有污染且不易解除 4. 配制时工人劳动强度高,与泡沫压井液对比,满足工艺条件能力 低压油气层保护压井技术： 1. 现场易配 2. 压井安全3. 悬砂携砂能力极强 4. 确保长时间施工 泡沫压井技术：1. 现场配制难度大,附加设备 2. 比重随时间而变化,安全度低3. 悬砂携砂能力差 4. 不能保持长时间施工,与泡沫压井液对比,经 济 性 对 比 低压油气层保护压井技术： 1. 药剂品种少 2. 配制成本低，现场不需添加任何配液设备3. 已考虑废液处理技术 4. 综合成本只相当于泡沫压井技术的2040% 泡沫压井技术：1. 药剂品种多 2. 配制成本高，现场需添加
5、系列配液设备3. 废液处理难度大 4. 综合成本是前者的35倍,5月21至6月19日 某井低压油气层保护压井暂堵清砂洗井,6月18至23日 某井低压油气层保护压井,8月23至9月13日 某井上层高压下层低压油气层保护压井,现场使用情况,某井低压油气层保护压井暂堵清砂洗井,该井基本情况,井深：1700m，温度：88.0， 目前地层压力系数0.7，剩余储量为0.97108m3 气：甲烷95.34%、H2S 0.618g/m3 水：MgCl2型，总矿化度：59.08g/L，氯根：32764mg/L 裸眼完井，井壁垮塌严重，井眼裸眼井段77m堵塞,该井修井方案,钻机钻井清砂 携砂液带出井内泥砂 顶替液
6、顶出泥砂、携砂液混合液 固井 酸化 施工完成,低压油气层保护压井暂堵清砂洗井,机械捞砂（传统方法）,清砂时间短： 70米埋层12小时 劳动强度低： 不需重复起下钻杆,清砂时间长：70米埋层30天以上 劳动强度大：需多次重复起下钻杆,该井试修成功的关键 清砂,配液：清水成颗粒状流动体，携砂液密度为1.03g/cm3，粘度为70mpas。,探砂面、压井：探砂井眼埋深77.67m，前段清水漏失：0.5m/min（排量14L/s）清砂洗井液漏失： 0.08m3/min （排量14L/s）,冲砂：19:00开始冲砂感觉粘度略高，泵压10MPa，钻压5KN，整个冲砂时间12小时,现场施工情况,用二个泥浆罐
7、配液60方，搅拌循环均匀。 用89mm方钻杆油管西瓜皮钻头探砂面。 循环，测漏失。冲砂。泵压8-10MPa，钻压5KN，排量14L/S，12小时冲至井底。 起钻，观察，96小时沉石沉砂400mm。 配液，粘度110S，堵漏，泵压5MPa，注30方液体，用水泥浆固井，固井成功。 酸化，开发产层，获气2.8万方/d。,施工步骤,日产天然气2.8万方,投产效果,某井 低压油气层保护压井使用情况,由于该井地层压力低于静水柱压力（0.4MPa/100m)，为防止漏失造成储层伤害，设计了该压井液。设计的目的及原则，通过加入相应的药剂,使清水固化成小的、易于流动和泵送的、环保型的颗粒,它既不会漏失于地层产生
8、伤害，也使地面操作人员更安全，特别是含H2S的油气井。,设 计 依 据,压井液总量：200m3压井液配方：清水一定量的固化引发剂1.52.0% SW-13A清水固化剂0.5% SW-13B清洁剂,压井液配方及规模,压井液用5个40m3罐配制，每罐压井液40m3。 清洗配液设备及储罐，要求配液设备及储罐、管线中无铁锈。向储罐中加入计量的清水。 在水中加入SW-13A、引发剂（按比例加入）。 搅拌或循环至均匀。,配 液 程 序,用压裂车反注压井液110方。压井。 点火泄压，0min火熄，敞井，换井口装置。 起钻，吊灌，打捞井底断裂油管，换油管管串。 压井液清洁剂顶替，进行下一步修井作业。 安全作业
9、七天，修井后获天然气6.9万方。,施工步骤,日产天然气6.9万方,投产效果,某井上层高压下层低压油气层保护压井,层位：上层长兴层；下层石炭系。 井深：长兴层4400m；石炭系5047m。 温度：120.0左右。 目前地层压力系数：上层1.07；下层0.8。,该井基本情况,鉴于该井井下复杂，石炭系产层出水，经西 南油气田分公司研究决定：封闭石炭系，对长兴 层重新试油，核实产能，倘若具有开采价值就此 完井，否则，开窗侧钻石炭系，获气完井。,该井修井方案,前置液：密度1.15的盐水+固化引发剂+3.0%的SW-13A盐水固化剂+8.0%SW-20油气层保护剂+0.1%胶体保护剂。 压井液配方：密度1
10、.15的盐水+3.5%的SW-13A清水固化剂+0.1%的胶体保护剂,压井液总量：200m3,前置液: 40方,压井液: 160方,压井液方案及规模,压井液用4个40m3配制，每罐压井液40m3。 清洗配液设备及储罐,要求配液设备及储罐、管线中无铁锈。向储罐中加入计量的清水。 在水中加入工业盐、胶体保护剂溶解成密度1.15的盐水,然后加入SW-13A(按比例加入)。 搅拌或循环至均匀。 前置液加入油气层保护剂。 酸化前用5方清水加入1吨清洁剂，顶替入井，关井4小时，排出井内液体。,配液程序,先用SW-1型无固相完井液反循环压井1周，观察漏失情况，为下步压井提供依据。 反注密度1.15g/cm3
11、前置液，目的对石炭系进行暂堵，利于建立循环。当前置液进入油管后，关油管闸阀，反蹩10m3左右的压井液，让暂堵性前置液到达石炭系层，对其进行暂堵。 用注密度1.15g/cm3无固相固化盐水压井液压井。,压井方案设计,开油降压，套压降至15Mpa左右。 用二台压裂车反注入前置液40m3 前置液注入结束，立即反注入固化盐水压井液进行反循环压井。压井过程注意观察漏失情况。 循环观察漏失情况及静止时的漏失情况；点火泄压，敝井观察；换井口，装上全套封井器进行起下钻作业。起钻时,严格控制起钻速度。,施工步骤,通过此次压井施工，成功地将低压层石炭系封堵，不产生漏失，保证了高压层长兴层的压井成功。使该井安全修井作业23天，处理完井下事故，恢复该井产能。,施 工 结 果,日产天然气7.5万方,投产效果,
