低压油气井保护压井技术3

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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

2、实现大排量的冲砂作业；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

3、状态破胶后还原成清水或盐水固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

4、度低泡沫压井技术：1.比重<1，安全度低于前者2.稳定时间短24~48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20~40%泡沫压井技术：1.药剂品种多

5、2.配制成本高，现场需添加系列配液设备3.废液处理难度大4.综合成本是前者的3~5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0.97×108m3气：甲烷95.34%、H2S0.618g/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

6、方案钻机钻井清砂携砂液带出井内泥砂顶替液顶出泥砂、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70mpa·s。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

7、，钻压5KN，整个冲砂时间12小时现场施工情况用二个泥浆罐配液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３~5MPa，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

8、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