适合海上某气田高温高压低渗储层的修井液体系

针对海上某高温高压低渗气田修井作业过程中修井液易对储层造成污染伤害以及对井下管柱易产生严重腐蚀等问题,室内以可溶性复合盐加重材料HGBZ为基础,并结合抗高温缓蚀剂HSJ-S、耐温抗盐防水剂HAD-2以及抗高温键合剂HJH-2等主要处理剂,研制了一套适合海上高温高压低渗气田的双保型高温高密度修井液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:该修井液体系的基本性能良好,密度在1.03～1.80 g/cm3之间可调;修井液具有较好的防腐蚀效果,对井下设备钢材的腐蚀速率低于0.076 mm/a;修井液对目标气田储层段黏土矿物的防膨效果较好,防膨率可以达到95%以上;修井液与储层段地层水具有较好的配伍性,不会产生结晶沉淀等;修井液体系可以有效降低天然岩心的自吸水量,并且经过修井液污染后的天然岩心在长时间高温条件下的渗透率恢复值可以达到90%以上,具有良好的储层保护效果。X井使用双保型高温高密度修井液体系修井过程顺利,未发生井下复杂事故,修井后产能恢复率较高,说明研究的双保型高温高密度修井液体系能够满足海上高温高压低渗气田的修井作业要求。      

修井作业自降解防漏堵漏体系

为减少修井液漏失防止油层伤害,借鉴钻井过程中的屏蔽暂堵理论,提出了修井作业堵漏材料自匹配堵漏技术。该技术开发了弱凝胶悬浮基液,合成了黏弹性好、变形程度大、强度高、可吸水膨胀且在一定温度下能够自动水化降解的聚合物材料作为堵漏关键材料,并与其他辅助暂堵材料协同配合形成了集凝胶、自降解材料、油溶树脂和微泡沫于一体的修井作业防漏堵漏体系,能够在漏失层快速形成封堵屏障,有效减少修井液漏失。性能评价结果表明该体系承压可达15 MPa,同时可在3~5 d自动降解,渗透率恢复率大于90%,可以达到堵得住、解得开、油层污染小的目的。在大港油田现场应用52井次,对于渗滤性、微裂缝和大孔道型漏失或多种漏失并存的井防漏堵漏成功率高达95%以上;作业井的平均产量恢复期小于5 d、平均产量恢复率大于97%,保护油层效果显著。     

无固相低密度油基泡沫修井液性能评价与应用

为减少清水、地层水、水基泡沫等常规水基修井液对吐哈盆地胜北油气田喀拉扎组油气藏储层的伤害,研制了一种无固相低密度油基泡沫修井液,考察了该修井液的性能并在喀拉扎组5口井进行了现场应用。结果表明,由30%地层水+70%原油+0.25%油基泡沫转化剂+0.20%油基泡沫稳泡剂+0.45%油基发泡剂组成的无固相低密度油基泡沫修井液密度在0.34~0.90 g/cm~3之间可调、泡沫强度高、泡沫稳定时间大于24 h、防漏封堵能力良好、污染岩心后的渗透率恢复率大于94%、抗温达120℃、抗压达10~11 MPa。根据油基泡沫流体特点,配套了修井工艺技术措施,该技术现场应用有效率为100%,平均每口井恢复期缩短3 d,对产层污染伤害较小,漏失量较少,修井液性能稳定,现场施工方便,成本较油基修井液低,可有效解决水敏和水锁严重的低压油气藏修井作业。     

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。     

稠油井取换套防钙侵修井液体系研究

针对稠油吞吐开发后期,稠油井套管的损坏。在更换套管作业中,遇泥岩层会出现套铣造浆快的现象,修井液的黏度和剪切力上升;钙侵严重需调配或更换修井液,增加了施工难度。通过室内实验筛选出取换套防钙侵修井液配方,研发的修井液抑制包被能力、抗钙侵能力、降滤失和抗污染能力都有提高,解决井壁失稳、阻卡、修井液钙侵等问题,降低复杂情况及事故发生率,从技术上保障了稠油区块取换套的施工。     

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。      

树脂型压井液研究及应用

树脂型压井液是一种无固相液体,体系中自由水被高吸水性树脂束缚而呈颗粒状冻胶状态,具有良好的储层保护效果。压井液中冻胶粒径大,有一定的强度,可变形,易流动,在压力作用下,冻胶颗粒在储层表面形成封堵层,阻止液体向地层中渗透。室内研究表明,树脂型压井液具有较好的储层保护功能。在现场施工中,树脂型压井液性能稳定,滤失量低,携砂性强,与地层水配伍性良好。在低压井的应用中没有发生漏失,修井后返排时间短,返排液含水率低,进入正常生产流程后,产液量提高,有利于修井后产能的恢复。     

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.     

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)。     

低压气藏用低密度无固相泡沫修井液的研制及试验

在产能低、漏失量大的低压气层,使用常规修井液时会带来排液困难、地层伤害严重、产能难以恢复等问题,为此,在可循环泡沫钻井液的基础上,通过添加高效两性离子型发泡剂及稳泡剂,使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料,研制了一种保护储层的低密度无固相泡沫修井液。该修井液的泡沫密度达到0.50~0.95 kg/L,黏度不大于90 mPa·s,100 ℃温度下的稳定时间达到24 h。室内性能试验表明:该修井液储层伤害率和滤失量低,堵漏效果良好,温度、压力对其稳定性影响较小。在新疆八二西80104井的现场试验表明,该修井液性能稳定,防漏堵漏效果良好。研究认为,低密度无固相泡沫修井液可在井漏严重、储层水敏和水锁严重的低压气藏应用,能有效保护储层,提高气井产量。      

适用于稠油热采井的热降解型修井液实验研究

本文针对渤海在产稠油油田修井过程中存在的聚合物修井液侵入污染储层问题,从聚合物热降解机理出发,优选了可热降解的聚合物HZN-8,该聚合物在80℃条件15 d内仍然保持相对较高的粘度,30 d后热降解相对彻底,并以此聚合物为基础建立了可热降解型修井液体系。室内评价表明,研究的修井液常规性能满足修井要求,具有很好的封堵能力且承压能力达到7 MPa,体系在80℃~120℃条件下经过一段的降解,降解率可以达到80%以上,对岩心污染后其渗透率恢复值均大于90%,说明体系具有很好的储层保护效果。     

暂堵工艺在川东地区低压井修井作业中的应用

川东油气田每年修井多达３００余井次,其中近一半以上的措施作业井为低压油气井。这些气井压力系数多小于０．５（部分甚至在０．３以下）,且开采年限均较长,井深一般在４０００ｍ以上,地层压力系数低,修井过程中压井液漏失量严重,返排也较困难;同时由于天然气中含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２等有毒气体和少量的地层水,井下油管腐蚀情况严重,这样给低压气井试修作业带来了较大困难。针对川东气田低压老井常规修井和挖潜改造作业难度大、压井液漏失严重、易造成产层伤害,从而导致产能降低、复产困难等问题,引入暂堵压井工艺用于低压井措施作业。２０１１年重庆气矿应用暂堵体系成功进行了６井次施工作业,为有效地保护储层,减少对地层的伤害,提高川东地区老气田单井产量和气藏采收率做出了贡献。     

新型无固相修井液的研制及应用

针对雅克拉-大涝坝低渗透凝析气田储层特点,研制出了一种新型无固相修井液。性能评价实验结果表明,所研制的修井液流变性易于调整和控制、抗高温能力强、滤失量低,岩心渗透率恢复值可达到85%以上。新型无固相修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田修井作业中取得了成功应用;对于低渗透气田,该修井液是一种较为理想的低伤害修井液。     

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。      

SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液技术

为满足老油田修井需求、并兼顾储层保护,以KCl溶液为基液,通过优化屏蔽暂堵主剂、胶体保护剂及屏蔽暂堵辅剂加量,形成了SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液。室内评价表明:该修井液具有良好的滤失性和堵漏性能,暂堵颗粒可迅速被油井产出液中的油和水分解,缩短修井后的排水周期;岩心渗透率恢复率大于88.0%,较常规修井液渗透率恢复率大幅提高。SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液在胜利油田GU249井和哈萨克斯坦KKM油田301井、190井等3口井进行了现场应用,其封堵效果良好,能够满足修井作业需要,排水复产期缩短40.0%以上。研究表明,SXJD-Ⅰ型低伤害暂堵修井液的封堵和储层保护效果良好,具有推广应用价值。      

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.     

衰竭气藏储气库绒囊修井液暂堵技术评价与应用

衰竭气藏储气库注采井注气期地层压力低,井筒与地层间漏失压差较大且动态变化,修井液漏失严重,同时,注采井周期性生产特征要求作业后地层中气体双向流动能力快速恢复。室内评价绒囊修井液以0.5 m L/min流速连续注入施加回压0.5 MPa的高0.1 mm、0.5 mm、0.8 mm,宽38 mm、长60 mm贯穿型裂缝后,连续65～70 min出口不见液,至90～120 min后驱压达20 MPa。控制裂缝出口回压从0.5 MPa升至2.5 MPa,模拟地层压力升高,三种高度裂缝累计补液量0.05～0.07 m L,两端压差增幅小于0.04 MPa。三种高度裂缝中绒囊修井液返排后反向渗透率恢复率95.32%～97.29%,正向渗透率恢复率93.09%～96.30%。长庆储气库井S2X、G2Y井分别注入绒囊修井液105 m~3、165 m~3后泵压升至3～5 MPa,压井成功。修井21 d、35 d期间累计补充绒囊修井液35 m~3、60m~3,控制平均漏速低于0.25 m~3/h、0.50 m~3/h。作业结束后地层中修井液返排率达94%,后续注气量与采气量均恢复作业前水平。结果表明,绒囊修井液进入地层形成暂堵结构半径越长,暂堵地层强度越大,无人为干预时结构自然降解直至彻底解封以保护储层双向气体流动能力,期间通过补充修井液稳定或延长封堵半径可恢复承压强度,实现衰竭气藏储气库注采井动态暂堵。     

一种新型低固相油溶性暂堵型修井液的研制

针对柯克亚高温高盐凝析气藏储层敏感性强、修井液与储层不配伍导致地层严重伤害以及修井液漏失严重等生产实际问题,制备了一种具有抗温抗盐好、对地层伤害低、暂堵屏蔽能力强和防漏失能力高的低固相油溶性暂堵型修井液。实验对不同单剂进行了优选,并根据优选结果设计出最佳配方:净化地层水+1%(w)XF黏土稳定剂+0.01%(w)TF-280助排剂+0.7%(w)EDTA二钠铁离子络合剂+1.0%(w)KY-6S增黏降滤失剂+4%(w)油溶性暂堵剂(C9石油树脂与C5石油树脂质量比为1.5∶1.0)+0.030%(w)AES分散剂。对该修井液体系的表观黏度、静态悬浮时间、高温高压失水量(93℃,3.45 MPa)、24h耐温黏度保留率、暂堵率和岩心渗透率损害率进行了评价,各项指标优于SY/T 5834-2014《低固相压井液性能指标及评价方法》,表明该修井液性能良好,能应用于高温高矿化度油藏修井作业。     

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...     

水溶性聚合物胶液中自由水含量的测定

根据束缚水不能成为溶剂的特性,提出利用折光率法测定水溶性聚合物胶液中的自由水含量,并利用该方法测定了不同种类聚合物胶液中的自由水含量,考察了NaCl对聚合物胶液中自由水含量的影响。实验结果表明,蔗糖溶液的含量与折光率呈较好的线性关系,水溶性聚合物的种类和含量对溶液的折光率无影响,利用折光率法测定聚合物胶液中的自由水含量是可行的;不同种类水溶性聚合物束缚水的能力不同,随着水溶性聚合物浓度的增加,自由水含量降低、束缚水含量提高;NaCl能明显降低水溶性聚合物束缚自由水的能力。折光率法能准确、快速测定水溶性聚合物胶液中的自由水含量。