Leakage and plugging technology for shallow free section casing of old wells in gas storage
殷家富 孙经光 刘明辉 周四龙 张博 骞铁成
（中石化胜利石油工程有限公司井下作业公司，邮编：257077）
摘要：针对储气库浅层自由段套管破漏封堵后耐压能力低于20MPa的问题，提出一种先在漏点外地层建立承压墙，然后在漏点处施加滞留型承压堵漏剂提高封堵承压能力的堵漏技术，开发出一种适用于浅层套管的承压堵漏剂，该堵漏剂在0.69MPa静态滤失时间23s，48h常压30℃抗压强度达到10MPa。并根据该堵剂特性，在现场使用中制定了地层预堵处理和间歇挤注的方法，成功封堵了多口井的浅层自由段套管。同时该技术为浅层射孔段封堵提供了技术指导。
Abstract: Aiming at the problem that the pressure resistance of the shallow free section casing of gas storage is less than 20MPa after the casing leaking and sealing, it is proposed to establish a pressure-bearing wall in the outer layer of the leaking point firstly, and then apply the pressure-retaining plugging agent at the leaking point to improve the plugging and pressure bearing capacity. Hence, a pressure-proof plugging agent suitable for the shallow casing was developed. The plugging agent has a static fluid loss time of 23s under 0.69MPa, and its compressive strength reaches 10 MPa after 48h under normal pressure and 30°C. According to the characteristics of the plugging agent, the method of pre-blocking treatment and intermittent squeezing was stipulated in the field, and the shallow free-section casing of several wells was successfully blocked. At the same time, the technology provides technical guidance for the sealing of shallow perforation section.
关键词：储气库套管浅层 封堵 堵漏 水泥浆
Key words: gas storage casing shallow layer plugging plugging cement slurry
前言
利用油气井或注水井原有的井筒作为储气库测调通道，是一个节约储气库建井成本的有效途径。由于油气水井固井水泥往往上返不到地面，这部分没有固井的自由段套管在地层流体的侵蚀下容易腐蚀破漏，为这些老井的重复利用，造成了很大的困难。
针对浅层、自由段套管破漏补救措施，现场多采用大修换套或封堵技术。大修换套只更换相应的腐蚀破漏处套管，水泥返高以上破漏点以下的部分套管同样腐蚀严重，暂时没有破漏，这些被腐蚀的套管往往不被一次更换，仍旧留下安全隐患。相对换套技术和目前的破漏套管封堵技术，水泥浆封堵技术是操作最为简便而且价格低廉的堵漏技术，但目前常规的水泥浆封堵往往需要重复封堵3次以上才能成功，井筒试压仅能满足5-8MPa，远远不能满足储气库井筒需要耐压20MPa的密闭条件，要解决这个难题，需要研发新的耐高压堵漏材料，并根据堵漏材料特性，制定相应的封堵工艺来解决问题，。
据此，本论文开发出一种浅层破漏套管承压堵漏剂，通过室内试验，验证了该堵漏剂在0.69MPa条件下静态滤失时间23s，在48h下常压30℃条件下抗压强度达到10MPa。根据堵漏材料特性，采取了地层预堵处理和间歇挤注的方法，在现场试验中成功实施了多口井的浅层、自由段套管堵漏，施工一次成功。在挤注堆积凝固后满足试压20MPa的条件，该封堵工艺不仅解决破漏套管漏失问题，还可以对漏点上下几十米甚至百米内的自由段套管实施二次固井，进一步保护被腐蚀的套管。该技术也为浅层（深度为1000m以内）气射孔段重复封堵提供了技术指导。
1 室内封堵材料试验
由于浅层、自由段套管对应的地层多为粘土，胶结疏松，未成岩（碳酸盐岩、火成岩除外）。现场采用常规的G级水泥浆或超细水泥浆封堵，在地面一定泵压下，均沿地层疏松通道窜流，有的甚至窜流到地面，一般需要3～4次封堵才有效果，试压也仅仅达到5～8MPa。因此，堵剂的开发需要解决两个问题，一是堵剂的滞留性问题，二是低温下抗压强度问题。
堵剂的滞留性研究，可以通过两种方式解决，一是地层预处理，先预处理漏点处的地层疏松通道，建立起一道承压墙；二是堵剂本身在低压下快速失水，失
去流动性能滞留，或触变间歇滞留。
1.1 承压墙堵剂试验
承压墙建立，通过破漏点向地层注入某种材料，使得该材料与粘土胶结或自身胶结推挤，封堵疏松通道，起到一定承压能力的作用，预防高强度堵剂挤注时无效漏失。
根据建墙时间和成墙强度，筛选了三类堵剂：水膨颗粒暂堵剂、凝胶暂堵剂和聚合暂堵剂，试验结果如下：
图1水膨颗粒暂堵剂
图2凝胶暂堵剂
图3聚合暂堵剂
表1承压墙材料筛选
从实验结果来看，水膨颗粒暂堵剂，以物理堵塞为主，本身弹性松散、不粘接，适合用于有骨架地层的漏失封堵，不适合疏松通道暂堵。
凝胶暂堵剂，是一种可选材料，成胶时间可调，注入疏松地层中，起到一定的占位暂堵作用，价格低廉，但强度偏低。
改性聚合暂堵剂，强度高，注入疏松地层后，占位聚合，达到占位封堵的作用，成本偏高，作为优选材料。
1.2 浅层套管承压堵漏剂试验
浅层套管承压堵漏剂采用油井水泥为基料，按不同比例添加了堵漏纤维、触变剂、石膏、膨润土等材料，根据快速失水和触变性能需求，开发出了两种承压堵漏剂Ⅰ型和Ⅱ型。
A 承压堵漏剂Ⅰ型，以快速失水特性为主，配合承压墙材料施工，性能如下：
表2Ⅰ型承压堵漏剂性能指标
在静态0.69MPa、25S内滤失后，堵剂迅速失去流动，滞留。由于漏点地层外存在一定的孔隙压力，现场试验中，从泵压看出由于堵剂的快速失水滞留，带来的泵压逐步升高。
图4 Ⅰ型堵漏剂快速失水后试验块
图5 Ⅱ型堵漏剂15min后触变效果
B承压堵漏剂Ⅱ型，以触变性能为主开发的堵剂，既可以与承压墙材料配合使用，也可以单独使用，其性能如下：
表3 Ⅱ型承压堵漏剂性能指标
堵剂挤入地层后，停留10～30min，堵剂形成触变结构，失去流动性能，滞留。现场试验中，从泵压看出由于堵剂形成触变滞留性，带来的泵压逐步升高。
现场使用中，I型堵剂需要与承压墙配合使用，更适合砂岩段空隙地层的封堵。II型堵剂既可以与承压墙配合使用，也可以单独施工，其优点能够注入破漏点外自由段套管，实现自由段套管的二次固井保护。
2 现场施工过程及效果
2.1注入承压墙堵剂
根据室内试验结果，确定聚合时间调整为1-2小时，现场加入聚合材料，搅拌均匀，通过漏点变排量注入，清水过量3～5m³顶替出漏点，反洗井一周，关井等待聚合，过聚合时间后，进行下步挤注封堵。
2.2注入承压堵漏剂
采用间歇注入工艺，进一步实现堵剂的滞留，从而提高施工泵压。现场采用5m³搅拌罐，搅拌一罐注入一罐。实验结果显示，堵剂形成触变需要10～20min时间，因此每罐时间间隔越20～30min，保证了每罐堵剂的滞留性，直至达到设计的泵压或堵剂用量。
2.3 浅层、自由段套管破漏封堵
G17-7井浅层堵漏，水泥返高997m，该井存在两处漏点出水和泥沙，影响油井正常生产。第一漏点：499.11m上下1.7m，且套管变形弯曲；第二漏点：在137～156m。
图6 G17-7井堵漏管柱示意图
2015年7月采用该工艺连续施工分别封堵两漏点，共计使用承压墙材料11吨，Ⅰ型浅层套管承压堵漏剂45吨，封堵后关井候凝3天。钻塞后清水试压10MPa，15min压力不降，下泵投产，日产油7.5t/d ，浅层封堵成功。
胜3-8-166井浅层套管堵漏，该井水泥返高500m，漏失井段415.23-424.57m作业队常规水泥封堵2次失败。第三次采用Ⅱ型浅层套管承压堵漏剂直接封堵，使用5m³搅拌罐，分4罐注入，每罐间隔20～30min，施工排量50～350L/min,泵压0-18MPa，关井候凝3天，钻塞后清水试压20MPa，15min压力不降。
2.4储气库深升Ⅱ井的原封闭浅层气射孔段封堵方案
储气库深升Ⅱ井浅层气射孔井段342～352m试气结束后，采用19m³超细水泥浆封堵射孔井段，临时封井。本次储气库建设需要利用该井井筒做储气库测调通道，井筒承压强度20MPa。
图8深升Ⅱ井井筒结构示意图
作业队先后对该射孔井段进行了三次封堵，均采用封隔挤注工艺。第一次封堵，挤注超细水泥2.5m3，试压8MPa后有注入量；第二次封堵，考虑到浅部疏松地层水泥浆突进，强化超细水泥滞留，挤注G级水泥4.3m3，挤注超细水泥1.43m3，候凝钻塞后，试压10MPa后有注入量。第三次封堵，综合考虑前两次封堵未成功原因，进一步优化完善了水泥浆用量、施工工艺等，并对射孔井段封堵炮眼进行了初步清理，挤注G级水泥15.8m3，挤注超细水泥15.2m3（挤注压力9～11MPa），候凝96h，试压12MPa后有注入量。
原因分析，一是原射孔炮眼被超细水泥封固占位，封固孔眼的承压能力不一致，二是射孔段对应地层疏松，采用的堵剂滞留性差，施工泵压达不到20MPa，击穿不了承压20MPa内原封孔炮眼的破坏极限。
应对措施：
a) 清洗炮眼，采用酸液清洗孔眼段，降低原封固孔眼承压强度。
b) 采用K344封隔器+20m油管，采用Ⅱ型浅层套管承压堵漏剂间歇注入封堵，直至建立20MPa压差。
c) 若挤注泵压还不到20MPa，在堵剂稠化时间内，下放管柱冲洗出井筒内堵剂，候凝至堵剂完全凝固时间后，重新挤注，多次反复，直至建立起20MPa的施工泵压。
3 结论和建议
（1）浅层地层胶结疏松，未成岩的特性使得自由段破漏套管堵漏时堵漏剂易通过疏松地层窜流，难以达到封堵压力。因此在浅层破漏套管堵漏时需要先先在漏点建立承压墙，然后实施堵漏措施。
（2）在漏点外建立承压墙，保证了主堵剂有效注入。
（3）高失水、触变性承压堵漏剂，均适应自由段浅层套管堵漏，并能实现漏点处自由段套管的有效治理保护。
参考文献
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（8）. 吝拥军 浅层套漏井挤堵工艺研究应用 2018年第4期《内蒙古石油化工》
（9）. 夏宏南 套破井分析与治理技术的应用2005年第12期《西部探矿工程》
作者1简介：
姓名：殷家富，1967年出生，男，大学学历，高级工程师，主要从事封堵、堵水、防砂技术研究与应用。
单位：胜利石油工程有限公司井下作业公司
