油水井破损套管堵漏修复技术任松江（胜利油田中利石油工程技术有限公司）、F、-前言胜利油田由于特殊复杂的地质条件，加上长期的注水开发，特别是增压注水，油水井破损现象十分普遍，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。
套损井的出砂、出水、漏失，严重影响了油水井的正常生产，制约了部分采油工艺的应用，加大了措施难度和投入，降低了油田开发水平及经济效益。
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，以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管等工艺技术。
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限制，许多油水井的漏失问题不能得到有效及时的解决，制约了油气生产。
以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥般土堵漏技术）和热固性树脂堵漏技术（如尿醛树脂堵漏技术）为例，对于油水井的化学堵漏修复而言，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、堵剂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。
3、堵剂适应性和安全可靠性差，现场施工风险大。
施工设备一旦出现问题造成时间延误时，往往使施工无法进行，甚至发生事故。
为了克服上述工艺的技术缺陷，更好地解决胜利油田油水井破损套管的修复问题，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，我们重点针对套管破损穿孔漏失等问题，开展了油水井化学堵漏技术的研究，研制开发出了能在漏失位臵有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型高强度微膨胀化学堵剂YLD-1,先后在文33-107井等10 口井推广应用，新型油水井化学堵漏技术取得重大突破，显示出良好的应用前景。
一、主要研究内容（一）堵剂材料的选择及其功能1 、结构形成剂，主要功能是快速形成互穿网络结构。
2 、胶凝固化剂，主要功能是使化学堵剂形成高强度的固化体。
3 、膨胀型活性填充剂，主要功能是强化堵剂固化体的界面胶结强度。
4 、活性微晶增强剂，主要功能是使固化体结构致密，强化固化体本体强度和界面胶结强度。
5 、活性增韧剂，主要功能是提高堵剂固化体的韧性，提高界面胶结强度。
6 、施工性能调节剂，主要调节堵剂的初终凝时间。
（二）油水井破损套管化学堵漏技术对化学堵剂的性能要求根据油水井破损套管化学堵漏技术施工的特殊要求，所研究的化学堵剂必须达到下列性能：1、化学堵剂进入封堵层后，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。
2、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、微胀涨和有效期长的固化体。
3、在各种油水井破损套管化学堵漏技术工况下，都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。
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。
5、堵剂固化体的本体强度优于油井水泥。
6、现场施工验收指标为：油井15MPa 30min压降〈0.5MPa;水井25MPq30min 压降〈0.5MPa=（三）油水井破损套管化学堵漏剂的性能研究1、驻留性和胶结强度研究现场实践表明油水井封堵层的失效往往不是封堵层本身的强度不够，而是与周围界面不能形成良好的胶结，即胶结强度不够。
因此，在保证封堵层本体强度的基础上（达到或超过水泥），通过强化封堵层与封堵界面的胶结强度和封堵层自身的韧性和致密性，是提高油水井化学堵漏有效期的技术关键。
表1固化体胶结强度试验从表1可以看出，所研究的化学堵剂与水泥相比具有截然不同的性能。
水泥浆进入漏层后不能形成具有一定承压能力的互穿网络结构，而且击穿压力很低，说明是由于水泥与外界的胶结界面存在一个结构薄弱的过渡层，还有水化反应后的收缩效应的影响。
而我们研究的化学堵剂YLD-1,由于引入了结构形成剂和多种活性材料，堵剂进入岩心后能够在很短时间内形成具有一定承压能力的互穿网络结构，有利于堵浆在漏失层内的驻留；而且由于活性材料与胶结固化材料形成的水化反应，使界面过渡层硬度和强度大大提高，再加上堵剂的微膨胀作用，强化了界面胶结强度。
表2封堵层的形成速度和强度试验从表2的数据可以进一步看出，化学堵剂进入漏失层后能快速形成封堵层， 不会从漏失层中全部漏失掉，有较强的驻留性。
并且封堵层的形成速度越快，其 强度越高。
两种水泥浆在漏失层中都没有驻留性。
2、施工性能研究上述研究表明化学堵剂进入漏失层后能快速形成互穿网络结构， 从试验中还 可以看出化学堵剂YLD-1性能的另一个特点，即堵剂只要不进入漏失层，不产生 失水，就不会很快起反应，反而具有很温和的性能，能长时间保持良好的流动性， 这对现场施工十分有利。
表3化学堵剂YLD-1施工性能研究编号 表观粘度 mPa.s 塑性粘度 mPa.s 动切力 Pa 初切/终切 Pa 初凝/终凝 h115.5 15.0 0.5 2.5/5.0 15/17.4 2 27.5 25.0 2.5 2.8/5.5 12/13.5 3 54.0 43.0 11.0 3.0/6.0 9/10.5通过室内试验我们看出，用化学堵剂 YLD-1配制的堵浆，配制容易，流动性好，悬浮稳定性强，可泵性好易于施工。
而且只要不进漏失层，堵浆在套管内能 长时间保持流动性，初终凝时间容易调整，根本不会出现闪凝现象，大大地保证 了施工安全。
3、抗温性能研究使用ZLS 智能HTHP 寸堵模拟实验仪研究了温度对所研究的化学堵剂的影响， 试验结果见图1。
图1 温度与胶结强度的关系由试验可以看出化学堵剂YLD-1在高温下反而有较高的胶结强度，可用于高 温深井（30-150C ）4、抗盐性能研究评价条件：Ca ++=1500mg∕L, Mg ++=1000mg∕L, Cl -= 150000 mg∕L,总矿化度=200000mg∕L° 温度与胶结强度之关系图0钙离子 氯离子 自来水图2地层水矿化度对YLD-1的影响从图2可以得到：无论单独无机盐或复合盐，其矿化度不同的地层水对化学 堵剂YLD-1的强度几乎没有影响，即所研制新型高强度微膨胀化学堵漏剂 YLD-1 有抗盐的能力。
（四）作用机理1、 化学堵剂进入封堵层后，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，具有很好的抗窜能力。
用于油水井化学堵漏剂，在压差的作用下，组份中的结构形成剂迅速将化学 堵剂的其它组份聚凝在一起，挤出堵浆中的自由水，从而快速形成具有一定强度 的互穿网络结构，增大了堵剂在漏失层中的流动阻力，限制了堵剂往漏失层深部 的流动。
随着堵剂的间断挤入，互穿网络结构的空隙不断地被充填，挤入压力不 断上升，相邻的析水较差的漏失层得以启动和封堵，保证了堵漏修复的可靠性和 成功率。
2、 在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机组份的协同效应和化 学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微胀涨和有效期长的固化体。
施工结束后，挤注过程中形成的封堵层中的胶凝材料在井下温度压力作用 下，通过微晶材料、增韧剂和活性微细填充剂的协同增效作用，使界面上的水化 反应产物，不再是造成界面强度薄弱晶体，而是具有高强度的水化产物，改变了 界面过渡层的性质，增强了界面硬度和强度。
由此形成了本体强度和界面胶结强 度高的固化体，将周围介质牢固地胶结为一个牢固的整体，从而有效地进行油水 井化学堵漏，化学修复套损得以实现。
3、 在各种油水井化学堵漏工况下，都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。
化学堵剂YLD-1中的微膨胀活性组分在与胶凝材料形成高强度水化产物的同 时，通过自身的微膨胀作用进一步增强了界面胶结的紧密程度，在封闭性的内压 力作用下使堵剂微粒紧密接触，形成的水化产物结构细密，水化反应充分，促进 了固化体本体和界面胶结强度的提高。
4、 堵剂固化体的本体强度优于油井水泥结构形成剂本身是一种多孔的微细材料，能吸附大量的水分，在水化反应过 程中能不断形成水化产物充填空隙，并放出吸附水，保证了界面水化反应的顺利 进行。
随着水化产物的不断发育，水化产物不断壮大，形成的本体结构不断增强， 优于油井水泥。
抗压强度（MPa10『用扫描电镜（SEM观察堵剂固化体和 G级油井水泥石的微观结构，如图 3 和图4,从图3看出水泥石是颗粒与颗粒互相搭接起来的结构，在颗粒表面有纤维状水化物，养护30天的（图4）比8天的更加明显，而且纤维质变粗；从图 5和图6、图7、图8照片中堵剂固化体照片中可以看出，堵剂固化体也是颗粒之间的搭接结构，而且在颗粒周围存在许多针状水化物，其水化产物非常致密，但颗粒之间的空洞比水泥石少，结构比水泥石致密，强度比水泥石高。
图3 水泥石8d图4 水泥石30d图5堵剂固化体8d图6堵剂固化体30d图7油井水泥固化体内部微观结构图8 YLD-1堵剂固化体内部微观结构（五）施工工艺技术1、根据施工井的具体情况，制定配浆方案，使之适应不同漏失程度、不同井温和不同漏失特征的施工井。
2、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。
3、在现场施工过程中动态调整各项施工参数。
二、现场应用示例油水井化学堵漏技术目前已应用了 10井次，其中堵高压盐水层1井次，破损套管堵漏修复4井次，封窜1井次，堵炮眼和封堵大孔道 4井次，一次封堵成功率在94%以上。
下面简单介绍各种工况下施工作业示例。
1、W33-107井（油井堵套漏、封层），是1984年4月投产的一口老井，完钻井深3300米。
该井2000年4月大修，下封隔器化堵时，封隔器于2196米遇阻，化堵时套压打平衡14MPa 60min漏失约10吊清水。
2000年7月换封未成，下φ114mr×2mn≡井规于2605米遇阻，该井起油管22根时有卡钻现象，经活动后解卡。
该井尽管投入了近200万元大修费，因自由段套管腐蚀穿孔漏失和封固段套管变形破裂造成的漏失严重，且漏失点多，具体位臵不清，作业效果不好，准备报废。
因此该井的施工，必须解决自由段破漏套管的化学堵漏修复、变形破裂段套管严重窜漏的堵漏修复和S2下2,4, 52762.6-2880米的挤堵封层三个难题。
钻井泥浆技术研究所应用新型油水井破损套管化学堵漏修复技术，首次采用边找漏边进行化学堵漏修复施工的新技术分三次成功地完成了850-1500米自由段套漏、2000-2300米套管变形破漏的堵漏修复和 S下2 4, 5的封层堵漏施工，施工后自由段套管承压达到32MPa以上，封固段套管承压42MPa以上。
