油水井破损套管修复
石油工程技术 井下作业 油水井破损套管的化学堵漏修复技术
油水井破损套管的化学堵漏修复中原油田由于盐膏层发育,地质条件复杂以及长期注水开发,特别是增压注水,油水井套管破损现象十分普遍,井况恶化问题日益突出。
特别是一些老井,由于油层套管使用时间过长,固井水泥又没有完全封固油层套管,在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔,再加上套管变形、破损等现象,造成地层出钻井液、出水,严重影响油水井的正常生产。
目前,解决油水井因腐蚀和其他原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法,以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管工艺。
但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用的限制,许多油水井的套漏问题不能得到及时有效地解决,制约了油气生产。
以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥膨润土堵漏）和热固性树脂增漏技术（如脲醛树脂堵漏）为例,目前油水井破损套管的化学堵漏修复主要存在下列问题：（1）堵剂不能有效地驻留在封堵层位,堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉,造成堵浆注入量大,施工时间长。
（2）形成的固化体脆性大,易收缩,不能与周围介质形成牢固的界面胶结,在注采压力的作用下使封堵失效,缩短了施工有效期,对于薄层和小井眼封堵封窜更是如此。
（3）堵剂适应性和安全可靠性差,施工风险大。
为克服上述工艺的缺陷,针对套管破损穿孔漏失等问题,开展了油水井破损套管化学堵漏修复技术研究，研制出能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型化学堵剂YLD-1，在破损套管的化学堵漏修复方面取得重大突破，显示出良好的应用前景。
1室内试验1.1该技术对化学堵剂的性能要求1.1.1化学堵剂进入封堵层后，能够快速形成网架结构，有效地滞留在封堵层内。
1.1.2在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机堵剂的协同效应和化学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体。
1.1.3能与周围介质胶结成一个牢固的整体。
1.1.4配制的堵浆流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。
石油工程技术 井下作业 φ140mm套管修复加固技术案例
φ140mm套管修复加固技术案例中原油田自1979年投入开发以来，已有停产井1300多口，主要体现在：部分油水井投产后井下套管出现变形、缩径、断裂、正常大修手段无法解决。
采用修套技术其周期短、费用低。
于1997年初对濮2-XX井、濮1-XX井进行了现场试验，修复、悬挂一次成功。
1套管修复对于套管损坏井的修复，目前国内外还没有成熟的工艺技术，中原油田在深入细致的研究中摸索出一套扩铣、加固工艺技术及工具。
1.1巧工具的选择1.1.1高效复合铣锥它是一种高效扩铣套管工具，通过工具本体上的刀片扩铣套管，耐磨性好，单只铣锥能扩铣20～30m，切削套管均匀，但在施工中发现易产生套管劈条。
在几口井的实验中对工具进行了多次改进，扩铣效果、水眼尺寸等基本上能满足施工需要。
濮2-XX井套管在2557.2m处变形至少65mm，先下φ116mm x0.4m高效铣锥40h扩铣8.94m，平均扩铣速度0.22m/h，后下φ118mmx0.92m高效复合铣锥，将变形段套管修整光滑。
濮1-XX井变形段为2306～2309m、2330～2333m、2339～2343m三段。
先下φ116mm高效铣锥，从2286m划眼至2306m，再扩铣至2309m，历时15h，后下φ118mm高效铣锥从2306m划眼至2330m，再扩铣至2333m，历时24h，又下φ118mm高效复合铣锥从2331m扩铣至2391m通道打开。
1.1.2系列不同直径的尖铣锥它为一组合体，分三段。
上部两段为刀片，下部为YD合金（为易损件），每段能单独使用，套管缩径严重时能较好地防斜开窗。
1.1.3螺旋铣锥该工具从铣锥外形及刀片的排列方式作了重大的调整。
所有刀片整体排列成螺旋形，而单只刀片的排列也顺序成螺旋形状。
它综合了以上铣锥优点，切削原理更为先进。
1.2防斜在套管缩径段扩铣时，很容易以变形点为支点使工具轴线远远偏离井眼轴线即钻斜角增大，再继续扩铣时形成窗口，从而导致修套失败。
套损井的常用修复方法
套损形式各异。
虽然套管损坏是一个普遍性的问题，但是不同的油气田，甚至同一油气田不同区块，其套损的形式都会不同。
主要失效形式如：过大变形、挤毁、错断、屈曲、弯曲、破裂、穿孔和密封失效等。
由于地理环境、钻井技术、设计手段、材料质量等方面的差异，虽然都有标准的套管设计方法，但是都没有考虑井下复杂地应力变化的影响，因此导致设计的套管柱使用寿命很难达到预期的效果。
常规方法：✦用通径规✦铅模打印✦取套观察✦封隔器验串✦薄皮管验弯✦井温找漏新的方法✦超声波彩色井壁成像✦“鹰眼”摄像✦多臂井径测量✦电磁探伤测量✦陀螺与多臂井径测量✦磁法—测壁厚✦套管破裂和错断，传统的方法是打铅印；✦腐蚀，主要用电、磁测井方法检测;✦变(缩)径，主要用多通道井径仪测量井径的变化情况;✦弯曲，国外和国内某些油田采用测井斜和方位变化来解决，传统的方法是用薄皮管验套或根据起出的油管弯曲情况直接观察;✦串漏，一般用井温测井和下封隔器试压验漏。
✦该仪器有四十个独立的井径臂，对应每个臂有一个独立的探头，可测量反映管柱内壁的四十条井径，地面处理后可成直观图像。
主要用于检测管柱内壁的腐蚀、变形及破损。
可提供套管腐蚀、变形及破损成像资料，图像直观，可以任意角度观察套管变形及破损情况。
✦优点：a.可直观成像；b.成像软件功能完备；c.测量精度高；d.测量井斜、方位；e.性能稳定成功率高。
✦缺点：容易在井下遇卡，测前必须通井。
超声波套管壁测厚该仪器在六个臂上共有六个探头，可测量反映管柱分区厚度的六条曲线，和四十臂成像测井结合使用，可准确反映套管的内、外壁腐蚀情况。
优点：a.可测量管柱分区厚度，检测管外壁腐蚀情况；b.适用范围宽可以通过油管；c.测井安全且成功率高。
缺点：a.四十臂成像结合使用，以准确判断内、外壁腐蚀；b.测量井段内须充满清水；c.受井内气体影响大。
注水井压力突然降低，而注水量增大；注水井注水压力突然降低而注水量却增大的异常现象，最大的可能便是发生了套管破损，井下存在漏失层。
油田井下套管损坏分析与大修施工技术探讨
油田井下套管损坏分析与大修施工技术探讨现代社会，随着经济的飞速发展，导致各行各业对油气的需求在逐步增加，油田的勘探开发工作也不断深入，越来越多的先进技术被运用在油田企业当中，油井的产油量大大提高。
在我国，油田经过多年开采，技术的逐步提高，但是在开采当中，还是出现了很多问题，对油田的正常生产，造成严重障碍。
所以，油田井下大修作业施工技术的探讨以及分析，是非常必要的。
标签：井下;套管损坏;大修;技术油田井下大修主要是针对井下事故的处理而言的，包括井下落物的打捞和对套管的处理。
在井下大修作业进行之前，首先要做的工作是找出事故发生的原因，并且进行科学的分析，然后根据分析所得的结论，再制定出相应的解决方案，再运用科学相应的技术和机器设备，对之进行大修。
由于井下大修作业的内容涉及到很多专业知识储备，是集专业性技术型为一体的工作，并且大修会对油井的产能造成极大影响。
因此，井下大修作业在技术设备选择方面，应该选用先进的，相关技术人员的选用也应该是专业性强的。
油田井下作业大修施工中，除了要有先进的工程技术、设备之外，还需要大修的施工人员齐心协力具有克服困难的坚强毅力和战胜困难的信心，从而采取及时有效的措施来解决施工中遇到的问题。
1.套管损坏因素分析1.1地质方面的因素在油田作业中，井下的套管发生的损坏的原因是多方面的，其中包括地层（油层）的非均质性、油层得倾角、岩石的性质、地下地震活动、地层断层的发生活动、地壳的运动、地层腐蚀等。
这些各方面的因素的存在，形成了一旦引发，就会发生非常巨大的应力变化。
那样就导致了石油、水井套管，受到严重损坏。
这些不同的因素，就会对施工的方案造成严重干扰，因此对油田的各项生产稳定工作造成严重威胁。
1.2工程方面因素在套管损坏的过程中，工程方面的因素也对套管的损坏起到了一定的影响。
这包括，钻井后完井的质量，套管本身的材质构成，固井方面的质量是否合乎规格，在整个采油工程中，注水、压裂和酸化以及油水井日常管理作业是否按照标准。
油水井破损套管堵漏修复技术简介
油水井破损套管堵漏修复技术介绍胜利油田中利石油工程技术有限公司随着油田开发的不断深入，井况恶化问题日益突出，特别是一些老井，由于油层套管使用年限过长，固井水泥又没有完全封固油层套管，在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔，再加上套管变形、破损等现象造成了地层出泥浆、出水，严重影响油水井的正常生产。
目前，解决油水井因腐蚀和其它原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法，以及换4寸套管大修工艺。
但这些技术常常受到使用效果、使用有效期和施工费用限制难以广泛推广。
为了更好地解决油水井套管破损的堵漏问题，提高油田水驱动用储量和采收率，减少井下作业劳动强度，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，重点针对套管破损、穿孔、漏失等问题，开展了油水井破损套管堵漏技术的研究，采用低成本、高性能、微膨胀的化学堵漏剂，该堵剂能在漏失位置有效驻留，并能形成强度高、韧性好和有效期长的固化体,具有抗窜、抗温（30-150℃）、抗盐（矿化度≥200000mg/l）、抗压（≥25MPa）等特点，显示出良好的应用前景。
1．油水井破损套管堵漏修复技术的优势1）常规的化学和胶凝材料堵漏技术主要存在下列问题●堵剂不能有效地驻留在封堵层位，堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉；而对于某些地层却难以注入，造成施工压力大，对相关系统造成新的危害。
●堵剂形成的固化体强度较低，脆性大，易收缩，不能与周围介质形成牢固的胶结，在注采压力的作用下使封堵失效，缩短了施工有效期。
●堵剂适应性和安全可靠性差，施工设备出现问题造成时间延误时往往使施工无法正常进行。
2）油水井破损套管堵漏修复技术具有的优势●化学堵剂进入封堵层或套管破损位置后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内；●在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机材料的协同效应和化学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微膨涨和有效期长的固化体；●在各种油水井堵漏工况下，能将周围介质胶结成一个牢固的整体，与所胶结的界面具有较高的胶结强度，从而大大提高施工有效期；●配制的堵浆流动性好，挤注压力低，固化时间易于调整和稳定。
石油工程技术 井下作业 套管损坏原因及修井作业技术简介
套管损坏原因及修井作业技术简介引言在油田正常生产过程中，一旦油水井发生套管损坏，就会导致注采井网被破坏，给油田的正常生产带来了严重的影响。
为了恢复油水井正常生产，通常需要对破损套管进行修复，从而有效地避免油水井因套管损坏而导致停产问题的发生。
对油水井的正常生产，提升油田开发经济效益具有十分重要的现实意义。
套管损坏的原因多种多样,套管损坏的原因不同，其采用的修复技术也不同，因此，需要针对套管损坏程度，合理选择修复工艺技术。
1套管损坏原因分析1.1物理因素套管在井下服役过程中会受到多种力的作用，并且作用力来自不同的方向，如果作用力超过了套管允许的极限强度，套管就会发生损坏，所以，在进行下套管设计的过程中，需要对套管的材料及其强度进行合理的选择。
但是，由于我国大多数油田地质情况复杂，套管在井下的情况难以预测，另外，油水井在井下作业的过程中，有些井下工具在起下的时候经常会与套管发生碰撞或者刮擦，也会对套管质量造成一定的损坏。
综合而言，套管损坏的物理影响因素主要有地层运动产生的力对套管的破坏和套管在外加力的作用下造成的损坏，其中，地层力对套管的损坏程度较为严重。
地层力对套管产生的破坏主要有以下几种情况：1.1.1岩层产生塑性流动对套管的破坏。
如果地层中的岩层发生塑形流动就会对井下套管产生一定的破坏作用，轻则使套管变形，严重时可导致套管损坏，甚至发生断裂。
例如，地层中如果发育盐膏层或者盐层，这些地层一旦受到外力的作用，或者在高温高压的情况下就会发生塑性流动，并对套管形成挤压，通常套管在完井的过程中会采用水泥固井，对油层套管段进行封固，其目的主要是防止套管外壁受到外力的挤压，但是如果由于盐膏层或者盐层发生塑性变形产生的地层力远大于固井水泥承受的最大压力时，不均匀分布的载荷就会通过固井水泥外壁传递到套管中，进而对套管进行挤压，造成套管破坏。
1.1.2盐层坍塌对套管的破坏。
地层中的盐层遇水后会发生溶解，随着溶解的不断进行，井径也会不断地增加，当溶解达到一定程度时，就会发生盐层坍塌，从而对套管形成挤压和冲击，造成套管损坏。
浅谈套管损坏的原因及修复方法
浅谈套管损坏的原因及修复方法发布时间：2023-03-03T07:32:37.137Z 来源：《中国科技信息》2022年10月19期作者：殷琦王小强白卫宁[导读] 随着油田开发进入中高含水期，套损井越来越多随着油田开发进入中高含水期，套损井越来越多殷琦王小强白卫宁（长庆油田第三采油厂油房庄第二采油作业区）摘要: 随着油田开发进入中高含水期，套损井越来越多，因此，套损井的修复一直是重点研究的课题，为提高套损井的修井质量，缩短修井时间，本文对套损井修复过程中整形工具结构进行了系统深入的研究，其研究成果对认识油水井套管变形和损坏的受力状况和套损井修复整形工具的改进具有一定的指导意义。
与套损井修复工艺相结合，同时本文通过分析套管损、变形的原因进行分析，并采取针对性的工艺技术修复或预防，使其达到正常生产的目的，从而提高油水井的利用率。
关键词：套管损坏，套管修复1 造成套管损坏的原因套管损坏主要是由以下三方面的因素造成：一是由地质因素引起的套损；二是由电化学腐蚀、氧腐蚀、CO2腐蚀、H2S腐蚀等引起的套损；三是因固井质量不合格及井下作业等工程因素引起套损。
1.1 造成套管变形损坏的地质因素1.1.1 井眼周围的岩石压力对套管损坏的影响钻井前各岩层处于原始地层应力场的平衡状态，钻井后，引起周围岩石应力重新分布，当周围岩石应力集中处的应力达到岩石的屈服极限时，就有变形发生，套管受到周围岩石的作用力导致套管损坏。
1.1.2 泥岩膨胀引起套管损坏泥岩在有水的情况下能引起膨胀，这种负荷会随时间增大而增大，当套管的抗压强度低于外部负荷时套管就会被挤压变形乃至错断。
1.1.3 地层出砂和油层压实可导致套管损坏油井在生产过程中出砂，在油层压实和地层压力下降的情况下使周围岩石应力状态发生变化，使卸压的岩石发生坍塌，形成对套管的作用载荷，导致套管损坏。
1.1.4 地壳的运动也可导致套管损坏由于地壳的运动、地震同样也可导致对套管的损坏变形。
油水井套管破损修复技术完善与应用
油水井套管破损修复技术完善与应用发布时间：2021-09-29T07:29:14.506Z 来源：《科学与技术》2021年第15期作者：张国华[导读] 套管浅层井筒破损漏失，存在较大安全环保风险，油田进入开发后期，地层应力挤压、套管老化腐蚀等原因造成套损套变井日趋增多，张国华华北油田公司第三采油厂摘要：套管浅层井筒破损漏失，存在较大安全环保风险，油田进入开发后期，地层应力挤压、套管老化腐蚀等原因造成套损套变井日趋增多，浅层井段破损漏失，存在较大安全环保风险，对配套治理工艺提出更高的要求关键词：套损倒扣膨胀管复合封堵一、基本状况;采油三厂目前有套损套变井262口，其中套管变形219口，错断15口，套管漏失28口套损套变的主要原因有：1.储层胶结疏松，敏感性强，地层吐砂，井壁坍塌造成的套管损坏；2.低渗储层高压、高注采比注水造成地层应力不平衡引起的套管损坏；3.膏泥岩蠕变滑动造成的套管损坏；4.地表下沉，环形钢板未开焊或油套环形空间有水泥帽，套管上窜所产生的应力无法释放，导致浅层套管损坏；5.腐蚀造成的套管损坏。
二、现场应用情况：治理套变的方法（一）、定位（点）取套换套倒扣工具该的工具下放时卡爪收缩，卡爪能滑过套管接箍的两公扣间隙，上提钻具时卡爪张开，能挂接箍的两公扣间隙处，负荷增加找到套管接箍位置，旋转钻具时，下卡瓦张开卡在不需倒扣的套管内壁上，卡死后，继续反转钻具，上卡瓦张开卡在需倒扣的套管内壁上，通过上卡瓦传递反扭矩将套管丝扣倒开。
1、钻井数据2、井况：该井施工前为注水井，工区反映套管返水，停注。
后地质要求堵漏转采。
施工情况：起出原井管柱，采用封隔器分段找漏，最后确定漏点在93.25m以上。
分析认为该井为2007年完钻，表套内有水泥环的可能性不大，且漏点在表套内，为保证以后增产措施顺利实施，采用定点取换套工艺更新套管采用的定位（点）取套换套倒扣工艺技术在对未封固套管进行倒扣取套时，能准确控制套管开扣位置，避免油套在表套下部开扣造成鱼顶丢失的问题，可以通过小修设备配合完成大修取换套施工（二）、膨胀管补贴技术对套损井段进行整形或磨铣处理后，用油管将膨胀管管柱下至需补贴加固井段，在地面用高压泵向油管内打压，膨胀锥推动油管上行，当膨胀锥上行至膨胀管上端时油套连通，泵压突降，完成补贴施工，起出油管采用膨胀管补贴技术在对深部套管自由段漏失井进行补贴，具有工艺简单、施工周期短的特点，尤其适合应用在高压注水井井况：该井2018年长停井恢复，投产后产出液矿化度较低（1667），怀疑浅部套管有破损，地质要求堵漏转注。
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胶 结 强 度
10 15
MPa
5
0
0 2 10 12 1 1 1 20 22 2
时间 h
驻留性和胶结强度 实验（大排量） 实验（大排量）
20
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10 15
MPa
5
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时间 h
封堵层的形成速度 和强度试验
样品号 封堵层形成 时间 （s） ） 67 45 28 无封堵层形 成 无封堵层形 成 封堵层 厚度 （mm） 28 30 32 0 封堵层 粘接强 度
侧10-56井施工过程 10-56井
该井施工前试挤压力仅为5MPa 根据封窜井段和平衡压力下的注入量设 计新型化学堵剂用量6t 施工中堵剂进入窜漏井段0.5m3后注入压 力开始平稳上升，达到20MPa后通过间断 变更注入排量确保悬挂器的安全和堵剂 有效地进入窜漏层 施工结束时压力23MPa，稳压15min不降
新型化学堵剂的性能特点
新型化学堵剂能够实现找漏堵漏施工一 体化
–由于新型化学堵剂在进入封堵目标层后能快
速形成网状封堵层，使施工压力明显升高 （上升幅度3-15MPa），从而能够在堵漏修 复施工时及时发现漏层，实现找漏堵漏施工 一体化，使该堵剂能用于无法确定漏层位置 的井[3]。而普通堵剂无法在封堵目标层快速 形成封堵层，因而无法找漏
胶 结 强 度 MPa
10 9 8 7 6
1 0
0 10 0 0
时 间 min
常规无机堵剂强度随时间 的变化（ 30min） 的变化（0-30min）
0.5
胶 结 强 度 MPa
0.45 0.4 0.35 0.3 0. 5 0. 0. 5 0. 0.05 0
0 0 0 30
时 间 min
新型堵剂胶结强度随时间的 变化关系(0 (0变化关系(0-24h) 40
新型化学堵剂的性能特点
新型化学堵剂具有较高的界面胶结强度
–新型化学堵剂采用多种功能性活性材料，从
改善堵剂固化体界面微观结构入手，优化水 化产物的化学组分，消除了在井下温度、压 力和流体的动态冲蚀条件下使封堵失效的各 种内在隐患。
新型化学堵剂的性能特点
新型化学堵剂能够从根本上提高堵漏施工的安 全性，给各种高难度复杂井的施工创造有利条 件
新型化学堵剂基本性能 的评价实验
堵剂的驻留性和胶结强度 封堵层结构形成速度 堵剂的抗冲蚀性能 堵剂的施工性能 堵剂的抗温性能
驻留性和胶结强度实验
样品号 1#配方 配方 2#配方 配方 3#配方 配方 油井水 泥 超细水 泥 网状结构形 成时间 （s） ） 45 34 20 无网架结构 形成 无网架结构 形成
网状结构形成 后的承压能力 （MPa） ）
突破压力 （Mpa） ） 6．0 ． 7．5 ． 8．5 ． 3．8 ． 4．5 ．
击穿压力 （Mpa） ） 12．0 ． 16．0 ． 24．0 ． 7．5 ． 8．2 ．
2．5 ． 3．5 ． 4．0 ． 0
0
堵剂强度随时间的变化关系 (0(0-30min)
温度℃
温 度与 胶结 强 度之 关 系
室内试验
固化体微观结构研究 油井水泥固化体微观结构 新型化学堵剂固化体微观结构
室内试验（静态养护） 室内试验（静态养护） -油井水泥固化体内部微观结构
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -油井水泥固化体内部微观结构
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -油井水泥固化体内部微观结构
新型化学堵漏修复技术的 研究与运用
编写人：杨振杰 西安石油大学石油工程学院
新型化学堵漏修复技术 的运用领域
封堵大孔道，调层增产的油气井； 封堵水层和高压盐水层； 挤堵炮眼。 因固井质量差，造成层间窜和水淹油层， 无法正常生产的油水井； 因自由段套管和封固段套管腐蚀破损造 成漏失，影响正常生产的油水井
0.8:1.0
15/17.4
1.0:1.0
27.5
25.0
2.5
2.8/5.5
12/13.5
1.2:1.0
54.0
43.0
11.0
3.0/6.0
9/10.5
室内试验室内试验-性能评价实验
温度与胶结强度的关系
40 30
胶 强 MPa 结 度
20 10 0
30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140
和封固段套管变形破裂造成的漏失 严重，且漏失点多，具体位置不清， 多次上大修无法修复，准备报废
文33-107井 33-107井
施工工艺 应用找漏堵漏一体化工艺，进行自 由段破漏套管的化学堵漏修复 S2下2，4，52762.6-2880米的挤堵封层 应用找漏堵漏一体化工艺，封固段 变形破裂段套管严重窜漏的堵漏修 复
胶 结 强 度 MPa
30 20 0 0
0 2 4 0 2 时间 h 4 20 22 24
20
常规无机堵剂强度随时间 的变化（ 24h） 的变化（0-24h）
胶 结 强 度
10 15
MPa
5 0
0 2 10 12 1 1 1 20 22 2
时间 h
超细水泥强度随时间 的变化（ 24h） 的变化（0-24h）
新型化学堵剂的性能特点
新型化学堵剂能够快速形成具有一定强度的整 体网架结构，从而解决了堵浆的驻留性问题 对于套管破损位置在自由段或高渗透的大孔道 地层，新型化学堵剂能在封堵目标层快速 （30s左右）形成具有一定承压能力（4MPa左 右）的网状封堵层[3]，使化学堵剂能有效地驻 留在目标层，不会流失，从而大幅度提高了封 堵成功率
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -新型化学堵剂固化体界胶结界面微观结构
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -新型化学堵剂固化体界胶结界面微观结构
油井水泥堵剂胶结界面微观结 构模型（静态养护）
钢管
固化体本体
油井水泥堵剂胶结界面微观结 构模型（动态养护）
钢管
固化体本体
新型化学堵剂胶结界面微观结 构模型（静态养护）
压力 MPa 31
1400m
套 漏 段
水泥返高 2268m
2300m
12 1400 2200m
井 深 2300
施工演示示意图
施工压力变化示意图
文33-107井 33-107井
施工效果
试压情况：套管自由段15MPa ，封固段 25MPa，挤堵封层段35MPa 投产情况：日产原油8-13t,经注水见效后， 产量稳到30t/d 施工成本：三次施工总费用25万元
施工工艺
根据施工井的具体情况，制定配浆方案， 使之适应不同套管破损程度、不同井温 和不同漏失特征的施工井 根据施工难度和深度，选择空井筒全井 平推、下管柱挤堵和下管柱下封隔器挤 堵等施工方法 在现场施工过程中动态调整各项施工参 数
文33-107井 33-107井
完钻井深：3300M 水泥返高：2268M 投产日期：1984年4月 存在问题：自由段套管腐蚀穿孔漏失
（KPa） ）
备注
1#配方 配方 2#配方 配方 3#配方 配方 油井水 泥 超细水 泥
32．66 ． 41．16 ． 50．39 ． 0 全部穿过 模拟漏层 全部穿过 模拟漏层
0
0
新型化学堵剂施工性能实验
堵剂:水 (g/g) 表观粘 度 (mPa.s) 15.5 塑性粘 度 (mPa.s) 15.0 动切 力 (Pa) 0.5 初切/ 终切 (Pa) 2.5/5.0 初凝 /终 凝(h)
实验仪器
封堵结构模拟试验仪 主要用于测定堵剂在漏失层内形成 封堵层的速度 抗压强度和应变试验仪 主要用于测定封堵层的结构强度
实验仪器
采用XRD、SEM、TGA等微观结 构测试方法观察封固材料浆体试 样固化体内部和界面微观结构 ， 研究作用机理
新型化学堵剂的基本成份
结构形成剂 胶凝固化剂A和B 膨胀型活性填充剂 活性微晶增强剂 活性增韧剂 施工性能调节剂
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -新型化学堵剂固化体内部微观结构
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -新型化学堵剂固化体内部微观结构
室内试验（静态养护） 室内试验（静态养护） -新型化学堵剂固化体界胶结界面微观结构
室内试验（动态养护） 室内试验（动态养护） -新型化学堵剂固化体界胶结界面微观结构
文33-107井
套损 1500m 2268m 套损 2300m 出水层 2762-2880m 3300m
文33-107井第一次施工示意图
11
850m 套漏段
压力 MPaຫໍສະໝຸດ 1500m水泥返高 2268m
2 0 施工演示示意图
50
780
900
井 深 1500
施工压力变化示意图
文33-107井第三次施工示意图
新型化学堵漏修复技术研究 能够解决的具体问题
堵剂的驻留问题，减少堵剂用量，保护 储层 解决油水井堵漏效率问题，保证多压力 系统长井段井一次施工成功 强采强注条件下提高措施井施工有效期 的问题 施工安全性问题
新型化学堵漏修复技术 的研究内容
模拟井下高温高压条件下化学堵漏工况 的实验手段及方法的研究 新型化学堵漏修复机理研究 驻留性强、界面胶结强度高、施工性能 好的新型化学堵剂的研究 现场施工工艺的研究
钢管
固化体本体
新型化学堵剂胶结界面微观结 构模型（动态养护）
钢管
固化体本体
机理分析
新型化学堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的 机制，快速形成网架结构，有效地滞留在封堵 层内 通过各种材料的协同增效作用，在胶结界面形 成高强度、耐高压水流冲蚀的水化产物 微膨胀和活性微细材料的填充作用 多相复合材料，多次水化反应，再愈合机理