百口泉油田修井液系列化研究

针对百口泉油田以前采用的PC—1修井液存在着对地层伤害、与地层流体不配伍等问题。对修井液进行了系列化研究,使之针对不同生产时期和阶段的油井修井采用不同的修井液配方体系,以满足井下作业的需要。经过室内评价试验和现场应用证明新修井液配方体系与地层流体有良好的配伍性。具原油防乳化性好、热稳定性好、携砂能力强、腐蚀性小、漏失少、表面张力低、易返排。对地层低伤害等优点。     

束缚水修井液的研究与应用

研制和合成出高吸水性的树脂聚合物,将该聚合物加入水中配成束缚水修井液。该修井液是聚合物吸水后,能够完全将水束缚,并且吸水后的树脂颗粒可流动,游离水不大于修井液的5%的新型的适合于低压力系数的修井液。通过修井液的性能:稳定性、流变性和抗剪切性、滤失量、粘土膨胀率的影响、气侵和油侵试验、污染评价、与地层水的配伍性能、抗温性能、裂缝堵漏性、对油管腐蚀率、束缚水修井液的粒度研究和评价,得出适合于新疆气井现场的压力系数小于0.93的修井液,在新疆油田581井、256井、盆5井和五3东区57218井进行了应用,取得了良好的效果,不但能够将水束缚,使游离水小于5%,并且对储层伤害非常小,修井后产量恢复远远大于95%。     

环氧树脂防腐涂料与功能性固化剂

本文分析了环氧树脂防腐涂料性能与固化剂的关系,综述了常见功能固化剂的现状与发展。     

自生热修井液的评价及应用

渤海稠油油藏油井在开发生产过程中,近井地带存在有机与无机的复合堵塞,以胶质、沥青质等重质组分的有机堵塞为主,此外随着开发时间的延长,地层压力系数在逐渐减小,常规检泵作业过程中漏失逐年严重,加剧了复合堵塞的程度,针对此类情况,研发了一套自生热修井液体系,该体系具有热、调、洗、溶综合功能,适用于解除重度有机垢、微量无机垢形成的复合堵塞。论文重点针对自生热修井液体系的作用原理开展了实验评价,实验结果表明,在引发温度60℃的条件下,体系的峰值温度高达135℃,峰值压力高达6.1 MPa,体系综合洗油效率为94%,体系中1 kgYG-A可溶解无机垢CaCO_3和MgCO_3分别为42 g和69 g。截至目前,自生热修井液体系在渤海油田累计应用约25井次,均在检泵作业期间施工作业,措施成功率高达80%,自生热修井液的应用前景广阔。     

国内水平井修井工艺技术现状

水平井是油气田高效开发的一项重要技术,随着钻井技术水平的提高,提高油气井产量、采收率、降低油气田开发成本的需要,水平井的数量和类型越来越多,水平井的应用越来越广泛。另一方面,水平井由于其井身轨迹的特殊性,水平井的油套管更易出现磨损、腐蚀等情况,也更易发生故障,水平井修井面临更加严峻复杂的挑战。国内水平井修井起步较晚,工艺技术相对滞后,需要针对性地开展研究,不断探索,不断实践,以提高水平井修井工艺水平,满足油气田高效开发中水平井修井数量和难度不断增长的需要。     

高渗储层双降解修井液体系研究

渤海油田多高渗储层,修井过程中易发生修井液大量漏失,修井液进入地层后若与储层配伍性差,修井液中的聚合物难于降解,常常引起储层伤害,导致修井后产量降低。因此,要求修井液应具备强的封堵能力和易降解特性。考虑修井作业时间对降解速度的要求,从热降解和生物酶降解角度出发,研制出了双降解修井液体系。评价结果表明,该体系封堵能力强,热降解性和生物降解性好,具有较好的储层保护效果。     

油包水乳化修井液的试验研究

针对低压易水敏油层,以生物毒性低、闪点高的矿物油（5^#白油）为外相,海水为内相,采用复配型油溶性表面活性剂作为乳化剂,研制了油包水乳化修井液,并对其性能进行了评价,同时对其回收利用途径进行了探索。试验结果表明,该修井液具有密度低、抗温稳定陆能好、储层保护效果好等特点,且可转化为油基钻井液进行再利用,降低了成本。     

保护储层型水凝胶修井液技术——淡水水凝胶体系构建与性能评价

针对常规修井液无法满足东海平湖油田高温、深井、低孔低渗储层修井要求的情况,结合该油田砂岩储层渗透性漏失的特点,从漏失的根源入手,优选出了胶凝剂、流态稳定剂、改善抗盐性的辅助胶凝剂和无机水凝胶以及保护储层的黏土稳定剂和助排剂,成功地构建了一套以改变流动介质流态为主的淡水水凝胶修井液,并对其性能进行了系统评价,该体系不但具有较好的可泵性、抗温稳定性、热稳定性和堵漏性,而且腐蚀性小、配伍性好,还具有较好的储层保护性能。     

顺北油田抗超高温柔性胶粒修井液

针对顺北高温油气井常规增黏型修井液易降解的难题,基于高分子柔性胶粒分散-降解-提黏-稳黏理论,研发了抗180 ℃ 高温柔性胶粒修井液体系,该修井液动力黏度在20～140 mPa·s范围可调,密度在1.0～1.3 g/cm3可调,实现了固相与无固相加重。明确了修井液在不同温度下的黏度变化规律,高温180 ℃ 高温老化1 d后黏度明显高于传统黄原胶体系,表现出良好的稳黏性能,该修井液对铝合金材料的腐蚀速率不超过2.22 g/(m2·h),并且携砂效果显著。该研究对顺北高温油气井安全高效修井作业具有一定指导意义。      

Viscosity of the Workover Fluid FAPX

The physical properties of workover fluids are important in the success of workover operations, in particular, emulsion stability and viscosity. In this work these properties have been investigated using a direct emulsion of oil in water. Three emulsifiers were analyzed and their effects on emulsion stability have been measured both in terms of surface tension decrease and their hydrophilic-lypophilic behavior. An extensive investigation on viscosity was carried out under laboratory conditions and the results reported as isokoms in ternary diagrams. The experimental results were analyzed in terms of an Arrhenius-type equation. It is concluded that small changes in composition lead to large changes in the viscous properties of the workover fluid.     

新型低密度微泡沫防漏修井液技术

针对低压易漏油藏修井作业的需要,研究出一套新型的低密度微泡沫修井液,体系由新型发泡剂、活性剂、复合稳泡剂等处理剂配制而成,其中的微泡具有一核、两膜、三层的结构,稳定性较高.性能评价结果表明,该微泡沫防漏修井液抗温达130℃,抗压达10 MPa,API滤失量仅为10.3 mL,高温高压滤失量仅为15.6 mL,抗盐可达10％,抗钙可达3％,抗油污在15％以上,岩心渗透率恢复率在89％以上,该修井液不仅可以降低液柱压力,减小压差,而且形成的微泡在漏失区域大小分布广泛,具有一定的强度和韧性及可变形性,能够自匹配漏失通道,从而达到防漏的目的.该技术在现场应用5井次,有效率为100％,平均每口井恢复率为133.8％,平均每口井恢复期缩短1.6 d,油层保护效果明显,可用于易发生严重漏失的低压油藏的修井作业.     

抑垢型无固相修井液的研究与应用

为解决氯化钙型修井液与碳酸氢钠型地层水结垢的问题,通过对抑垢剂、缓蚀助排剂、防膨剂、加重剂等外加剂的研究与优选,研制出以氯化钙液体为基液、密度为1.20~1.55 g/cm3的BH-1抑垢型无固相修井液产品。经室内评价证实,该产品与碳酸氢钠型地层水配伍,对黏土矿物防膨率达97%,对油管钢的腐蚀速率与淡水相当,表面张力比淡水低43.8%,凝固点在-10~-55℃之间,与原油配伍,适用于硫酸钠、碳酸氢钠、氯化钙、氯化镁4种类型地层水的油气水井压井作业。产品在库5-10井等现场应用4井次,均获得成功,显示出BH-1抑垢型无固相修井液具有良好的应用前景。     

采用微泡流体技术进行完井修井作业

高效的防漏机理使微泡工作流体有利于特定的修井完井作业,同时能有效减少流体与流体之间以及流体与地层岩石之间的交互作用,避免储层伤害;微泡流体可有效循环到地面,从而达到修井作业目的。微泡流体作为完并液和修井液的应用实例还没有得到广泛的报道。本文报道了微泡流体技术在完井及修井作业方案中的三个应用实例,旨在介绍应用微泡流体过程中取得的操作经验和教训,并进一步讨论所观察到的微泡清洁地层特性。三个应用实例为：用油基微泡体系作为压井液进行双油管酸性气体井的完井作业,作业过程中压井液没有向压裂地层漏失;在枯竭白云石质石灰岩地层附加层的2口井的完井作业中,应用微泡流体技术明显减小了流体漏失;在使用带有封隔器的油管进行深层水力压裂时,应用微泡流体技术能够避免因液柱在浅层环空形成的压力接近水力压裂压力而造成的不良后果。     

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修井是一项为恢复油气井的正常生产所进行的解除故障、完善井眼条件的工作。如果修井液与储层流体和储层矿物不配伍以及滤失量过大就会造成储层损害。文章以卫126井为例，对低压气井低伤害修井液的优选作了详细研究。针对地层高温、高渗透率、强水敏和强盐敏 的特征,把修井液盐度提高到12．5％，通过抗温抗盐有机降失水剂的滤失筛选实验、岩心伤害实验和修井液滤液表面张力评价实验，研制出性能优良的修井液配方TC2－5，并成功地应用于卫126井的修井作业，取得了“能压住井、压而不死、低伤害”的应用效果。     

基于射流泵原理的修井液正反循环换向钻具

常规套磨铣修井工艺采用修井液正循环冲洗井底,套磨铣钻屑经钻具与套管之间环空上返,易造成卡钻事故。为此,基于射流泵原理研制了修井液正反循环换向钻具,通过试验优选了换向钻具的喷嘴和喉管直径,并对钻具进行了现场试验。该钻具能够与钻杆旋转和螺杆钻2种套磨铣修井工艺配套,达到正循环泵入修井液、反循环套磨铣的目的,非常适合在水平井和大斜度井施工;同时钻屑不会进入环空,避免了钻具遇卡事故的出现。现场试验结果表明,修井液正反循环换向钻具实现了修井液在井下转向,可顺利打捞出井下落物。该钻具的研制成功为修井作业提供了一种高效的技术手段。     

盐水修井液缓蚀剂的优选

通过对盐水修井液缓蚀剂的优选,选出了对N80油管钢片缓蚀效果好,并且用量小、货源广、价格适中、易配制的缓蚀剂WP、PS、BZ和YN.通过对该缓蚀剂与盐水修井液、地层水的配伍性、对油层岩心的伤害性和热稳定性进行评价,优选出了缓蚀效果明显、易于推广的缓蚀盐水修井液配方.现场应用表明,该修井液在地层温度最高为157℃、井内工作时间最长为85 d时,无沉淀产生,对井内管柱、工具无腐蚀,保障了试油、修井作业的顺利进行;该修井液性能稳定、配伍性好、不对油层造成新的伤害,能确保施工作业安全,延长了油水井寿命,并且配制工艺简单.     

TB-O型低伤害修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田的应用

分析了新疆雅克拉－大涝坝凝析气田高温高压油气井修井存在的技术难点，提出了解决的技术方案，介绍了TB－O型低伤害修井液的技术原理、材料组成、性能指标。在YK－1井的现场应用表明，TB－O型低伤害修井液能有效地解决该气田修井液漏失、地层污染的问题，大大提高了修井的效率。