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。     

适配型修井液在渤海油田的应用

针对渤海油田不同的储层及原油特性,通过实验分别提出了广谱型修井液、防膨型修井液和高效修井液三种适配型修井液用于常规修井作业。室内实验评价的结果表明,以广谱型修井液为基液,可以配置防膨型修井液、高效修井液,对于不同类型的油井,可以收到较好的效果。经过在埕北油田多口井的现场应用表明,新型修井液不仅能够减少油井修井以后的恢复时间,也能增加油井产能,所优选的配方经现场应用验证效果良好。     

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。     

产油趋势法评价绒囊修井液在海上SZ36-1油田修井效果

绒囊修井液在SZ36-1油田C22井修井后,产液量下降,产油量上升,含水率下降。如何评价绒囊修井液储层伤害效果成为焦点。利用C22井修井前后10个月的产液量、产油量和含水率变化趋势,发现产油趋势分析法评价绒囊修井液修井效果比平均产液法更合适。产油趋势法可以详细分析修井前后产液量、产油量等参数的变化幅度及变化速率,对产量预测和制定合理的工作制度更有指导意义。用产油趋势法分析该油田另一口使用绒囊修井的F20井,较好地解释了修井后的产液、产油等现象,可以评价绒囊修井液对储层的伤害程度。     

冀东油田绒囊修井液控制储层伤害应用研究

针对冀东油田在修井过程中出现漏失、含水恢复时间长、储层伤害严重等问题,在分析了绒囊暂堵机理的基础上,现场采用绒囊修井液体系,利用绒囊自匹配漏失通道实现全面封堵并可自动 返排的特性解决了这一难题。室内评价表明,绒囊修井液体系稳定时间15 d以上,封堵地层后可提高地层承压能力达到7 MPa,修井液侵入地层在8 cm以内,岩心渗透率恢复值达90%以上。在L12-6井和 NP23-X2409井进行了现场应用,L12-6井采用绒囊修井液暂堵检泵,含水恢复至正常水平仅需3 d,且日产油增加3 t多,含水率下降了30%;NP23-X2409井采用绒囊修井液暂堵后挤水泥,承压能力提高了 6~7.5 MPa,日产油增加了10 t多,含水率下降了5%。室内和现场应用表明,绒囊修井液封堵效果好,对储层伤害较小。     

THY修井暂堵剂的研究与应用

THY修井暂堵剂是以油溶性树脂作为桥堵剂,桥堵储层孔道,在井壁形成屏敝层.从而减少修井液的漏失。桥堵剂是油溶性的、投产后与原油相遇其桥堵作用自行解除,储层渗透性得以恢复。该修井暂堵剂经辽河油田96口井、112井次现场应用表明,可有效地控制渗透性好的低压储层漏失.起到保护储层和辅助增产措施顺利实施的良好作用。     

海上注聚油田复合解堵修井液的研究与应用

针对渤海注聚油田聚合物堵塞问题,开发复合解堵修井液体系,利用修井作业窗口期解除近井地带聚合物堵塞,恢复油井产能.复合解堵修井液体系由主剂氧化剂和辅剂高效清洗剂、螯合剂组成.采用垢样静态溶解和动态岩心驱替实验评价复合解堵修井液对聚合物堵塞物溶解能力.室内实验表明,该体系具有良好的聚合物降解、洗油和金属阳离子螯合能力,24...     

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。     

生物活性剂微泡低密度修井液技术研究

本文重点论述了生物活性剂特征,生物活性剂微泡低密度修井液的性能影响参数,钻井防漏堵漏原理,实验室优选方法和现场应用实例分析。     

用于衰竭地层的新型钻井、完井和修井液：避免漏失、地层伤害和卡钻

油气田开发进入中后期后 ,衰竭地层的钻井、完井和修井作业有所增加。接近正常压力地层要维持井眼稳定 ,衰竭地层需要承受非常高的过平衡压力———经常超过1 0 0 0lb/in2 。因此 ,诸如压差卡钻、侵入深层滤液和严重井漏等问题非常普遍。问题严重时增加成本和严重的油层伤害可导致持续的不经济的油田开发。论文描述了一种新型流体处理剂组合 ,它是为了在渗透性地层上形成有效的低渗透阻挡层而设计的。新型液体处理剂已经应用在水基流体、油基流体和合成基流体等领域 ,取得了良好的效果。实验室和现场数据表明流体侵入大大减少。该流体的优点 :大幅度减少了压差卡钻 ;增加了破裂压力梯度 ;渗透率恢复值高 ,因此油井产量高。论述了处理剂提供优越侵入控制的机理 ,以及这种保护阻挡层从生产层段上容易清除的机理。新型流体处理剂已经应用在大多数陆地和海上油气田 ,除了提供有效的技术方案以外 ,它们已经获得环境方面的认证 ,可以不受限制地在诸如墨西哥湾和英国北海地区使用。     

纳米复合泡沫凝胶修井液的研制与试验

随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为:1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。      

高渗稠油油田保护储层修井液的研发

高孔高渗的渤海S稠油油田采用水源井水修井后,漏失量大、产能恢复效果差。为了降低外来工作液对储层的损害,开发了保护储层的修井液体系。通过室内实验优选了配制前置液所用的边界膜清洗剂、降黏剂、阻垢剂和助排剂,评价了暂堵液的增黏性及其对岩心的封堵性能和破胶后岩心渗透率的恢复率。研究结果表明,配方为15%边界膜清洗剂GXXJ+1.5%降黏剂JN-01+0.5%阻垢剂ZG-02+1%助排剂ZP-01的前置液的洗油率、降黏率均达到90%以上,能够抑制钙镁垢形成,可将返排压力降低50%以上。配方为3%油溶性暂堵剂BH-ZD+0.7%增黏剂BH-VIS+3%破胶剂JPC(海水配制)的暂堵液在压力3.5数4 MPa、温度60℃的条件下封堵效果良好,破胶后岩心的渗透率恢复率在80%以上。采用该前置液加暂堵液体系修井能够有效预防有机质沉淀、油水乳化和无机垢堵塞等储层伤害。该体系已在S油田应用,修井后工作液漏失量低且产能恢复较好。     

中低温环氧树脂修井液

石油天然气的消耗量急剧增加,同时伴随着常规油气井开发的减少,非常规油气井,如深井、海洋井、页岩气井等的开发迫在眉睫。这些复杂地质环境都有极大可能破坏水泥环的密封完整性,形成环空窜流,对生产造成阻碍和危险,产生极大的经济损失。环氧树脂体系可以作为一种修井液来代替水泥浆进行修井工作,解决水泥浆无法渗透入微小孔隙的缺陷。目前环氧树脂修井液体系配方繁多,普适性差,为同时满足不同温度地层的修井需求,便于现场施工的运输、存储和调配,提高修井经济性和推动工业化进程,设计了以液态芳香胺（LAA）为主要固化剂的体系。进行了组分优选和性能评价,对稠化性能、动力学和固化物的抗压强度和微观形貌进行了表征。结果表明,LAA体系初始稠度小于30 Bc,稠化时间在2～5 h之间可调,抗压强度在不同温度下都高于20 MPa,可以满足30～90 ℃普适性的修井需要。      

纳米复合泡沫凝胶修井液的研制与试验

随着油田水平井开发时间的延长,受储层物性及注采驱替系统难以建立等因素的影响,水平井部分开发区域地层压力保持水平较低,地层能量不足,修井作业过程中修井液漏失严重,作业循环建立困难,导致施工作业周期长、效率低等问题。依据泡沫流体特点,研发了一种强稳定性的纳米复合泡沫凝胶修井液,与常规活性水修井液相比,其稳定性高、密度低、降漏失性强,其主要配比为：1.4%起泡剂+0.25%纳米二氧化硅+0.5%聚合物+0.05%交联剂+0.02%稳定剂。该修井液体系主要以微泡作为分散相,凝胶为骨架,依靠泡沫的强承托能力和泡沫、凝胶的双层封堵特点,达到暂堵漏失地层、降低修井液漏失的目的。室内模拟实验表明,对于模拟岩心,初期体系滤失量几乎为零,稳定后漏失速率小于10 mL/min,显示出其良好的承压能力与降漏失特性。现场实验表明,该修井液性能稳定,能有效暂堵漏失层段、降漏失效果较好。研究表明,纳米复合泡沫凝胶修井液具有良好的暂堵降漏失效果,在低压水平井修井作业具有很好的应用前景。     

NPT修井液的研究和应用

胜利油田滨海采油厂研制出一种胺类聚合物(BG-1)可作为新的粘土稳定剂,与卤水或油田污水复配成油层无污染修井液(NPT)。经胜利孤岛等油田十多口出砂油井使用表明,此修井液对油层无污染,使用经济,效果良好。用低质量的修井液,将使油井产能降低46%～70%。而NPT修井液,则可以保持油层的储集特性,减少对油井产能的影响。用膨胀性粘土含量10%制成的人造地层岩心模拟流动试验表明,NPT修井液得到的最终渗透率恢复值Kf比油田常规的单独用卤水或油田污水作为修井液,可提高52%～67%(表1)。     

低伤害低腐蚀的无固相修井液体系研制与性能评价

在南海西部油田修井作业过程中,修井液滤失进入地层造成储层伤害。为解决现场修井液对管材腐蚀严重、易引发黏土水化膨胀、降低储层渗透率等问题,研制了一种低伤害低腐蚀的新型无固相修井液,对黏土防膨剂、助排剂和弱酸MHA进行了筛选,确定了修井液体系的最佳配方,研究了修井液的缓蚀性和对岩心渗透率的影响。结果表明,修井液体系组成为过滤海水、5%有机盐黏土防膨剂TFB-2、0.5%黏土防膨剂HAS、1%MHA、0.5%助排剂FC310时可有效抑制黏土水化膨胀,其黏土防膨率(约90%)大于现场修井液(70%);对管材的腐蚀速率低,70℃下对钢片的腐蚀速率为1.2361 g/(m~2·h),仅为现场修井液的43.8%;新型修井液可提高岩心渗透率,处理岩心后的岩心渗透率恢复率约为110%,大于现场修井液的70%。新型修井液油水界面张力低、易于返排,可有效提高近井地带的储层渗透率,性能优于现场修井液。     

650型修井机修井曲线的确定及应用探讨

修井曲线因不同油田的修井工况而不同,利用修井曲线可以根据油田的具体情况对修井机进行优化设计。以650型修井机为例,介绍了修井曲线的确定方法,并说明了修井曲线在修井机部件设计中的应用。     

庄平3井低固相低伤害完井液体系研究与试验

针对西峰油田特低渗透油层，通过对储层的物性特征、储层敏感性矿物、地层水性质的分析研究和室内敏感性评价实验，初步搞清了钻井完井液对特低渗透储层的伤害机理，确定了完井液施工措施，并研制出一种新型的水平井低伤害完井液体系，在庄平3井进行了试验，应用效果良好。