新型聚合物盐水体系低污染修井液

孤岛油田为注水开发油田 ,个别井点地层压力高于静水柱压力 1 2～ 1 5倍 ,一般的压井液不能满足现场使用要求。对于地层压力高的井 ,主要采用ＣａＣｌ2 压井液压井 ,这种压井液密度可以达到1 4 0ｇ ｃｍ3 ,由于其受地层温度和矿化度的影响较大 ,使用这种压井液后 ,岩芯渗透率减少 13 %～3 0 % ,油井采油指数降低 2 0 %左右。淡水基压井液压井时容易发生漏失 ,这时就要增注压井液 ,有时可达井筒容积的 10～ 2 0倍。在注水井附近的油井压力常常高于静水柱压力 1 3倍 ,因而难以应用ＣａＣｌ2 压井液压井。据调研 ,所有密度高于 1 4 0ｇ ｃｍ3 …     

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)。     

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.     

深水完井液关键外加剂优选评价方法

在充分调研国内外文献的基础上,结合具体的研究实践,提出了深水完井液关键外加剂优选的评价方法。对深水完井液盐类物质的筛选除了检测其实际结晶温度(TCT)外,还必须对其压力结晶温度(PCT)进行检测,PCT的测定是由专用设备通过测量系统温度和体积的变化来确定的;对完井液水合物抑制性能的评价方法一般采用温度-压力法,即通过试验过程中温度和压力的变化来判断气体水合物的生成与分解,从而判别抑制剂性能的好坏;对缓蚀剂的筛选除了采用常规的腐蚀失重法进行评价外,还必须进行应力腐蚀开裂试验评价。     

深探井套管抗高温缓蚀剂的筛选

为减缓深深井套管的腐蚀，利用挂片腐蚀试验分别对常用市售缓蚀剂进行了筛选评价。试验采用与现场工况相同的腐蚀液与腐蚀试件，具体分析了两种温度状态下缓蚀剂的腐蚀结果和缓蚀剂对套管管材在腐蚀液中的腐蚀形态影响。从11种市售缓蚀剂中筛选出3种适用于高温饱和盐水完井液体系对APIP－110钢和N－80钢腐蚀的缓蚀剂，为现场缓蚀剂的应用提供了必要的理论依据和技术基础。     

一种隐形酸完井液缓蚀剂的性能研究

隐形酸完井液能有效溶解油层的堵塞物,提高油层渗透率和油井产量,但对油套管具有较强的腐蚀性。本文使用失重法和动电位极化技术分别研究了温度、螯合剂浓度对隐形酸完井液腐蚀性的影响以及3种缓蚀剂对N80钢腐蚀的抑制作用。实验结果表明,随着温度和螯合剂浓度的升高,N80钢的腐蚀速率增大,并且点腐蚀变得更加严重。加入缓蚀剂可以有效控制腐蚀,在3种缓蚀剂(CA101-1、CA101-2和CA101-3)中,合成的聚酰胺类缓蚀剂CA101-2的缓蚀效果最好。当螯合剂HTA加量为0.2%、缓蚀剂CA101-2加量为1%时,N80钢腐蚀速率为0.056 mm/a。动电位极化曲线测试结果表明CA101-2是一种阴极型缓蚀剂,主要抑制了析氢反应。图4表4参5     

新型盐水介质缓蚀剂TL-2的合成及性能评价

用胺、甲醛和亚磷酸为主要原料,以Mannich反应为基础合成了在盐水介质中使用的新型缓蚀剂TL-2,并对其性能进行了评价。实验结果表明,缓蚀剂TL-2稳定性高,乳化倾向小,溶解分散性好。在3％的盐水体系中,缓蚀剂体系加量180mg／L,能使腐蚀速度控制在0．07mm／a以下,pH适用范围为5—11,抗温性能可达到120℃,能有效阻止盐水介质中的局部腐蚀和全面腐蚀,显示出良好的缓蚀性能。     

汪基修井液的配制与现场试验

常规修井液的滤液对于水敏性的、低流静压的油层损害很大，为了减轻和防止这种损害，可使用油基修井液。经过充分的室内试验，研制出具有低密度和一定流变性能的油基修井液配方。该配方由ＬＳＨＦＨＳＤ或者ＨＳＤ和不含水原油的混合物（１；１），加入ＯＢＭ化学剂而组成，在印第安的西部的克罗油田低流体静压井时，用该配方进行修井试验，经测试和实际生产表明，油井能恢复到最佳生产状态。而用别的修井液就达不到这样的结果，试验     

活性盐水完井液体系研究

针对海上疏松砂岩稠油油藏的储层特点以及普通盐水完井液与稠油存在不配伍问题,优选出表面活性剂HUL加入到普通盐水完井液中,不仅能改善完井液与稠油的配伍性,降低稠油流动阻力,而且能同时降低油-液界面张力。活性盐水完井液性能评价结果表明,该完井液与储层岩石、地层水和稠油均具有较好的配伍性,并具有很好的储层保护效果,可适用于海上疏松砂岩稠油油藏完井作业。     

盐水钻井液中G105钢缓蚀剂Njff-Ⅱ

江苏油田洪泽、淮阴地区井深超过500-米,地温80℃左右,使用盐水钻井液钻井时G105钢钻具腐蚀严重。在盐水钻井液滤液中G105钢试片的动态腐蚀速度随温度升高而增大,80℃时大于0.6mm/a。参照钻井液滤液配制模拟盐水,按L25(54)正交表安排实验,测得无机离子对G105钢试片80℃静态腐蚀速率影响的排列顺序为:Cl->Ca2 Mg2 >HCO3->SO42-,腐蚀速率在某一Cl-或Ca2 Mg2 质量浓度下出现最大值。筛选出的缓蚀剂Njff-Ⅱ由硅酸钠、钼酸盐、有机胺复配而成,加量0.2%时在盐水钻井液滤液中对G105钢试片80℃动态腐蚀的缓蚀率达88.19%。极化曲线表明Njff-Ⅱ为主要控制阳极反应的混合控制型缓蚀剂。Njff-Ⅱ已投入现场应用。图3表3参4。     

复合型缓蚀剂的试验与应用

SX-102A是一种含膦羧酸的低有机膦复合型锌基缓蚀剂，经试验应用认为，此药剂对具有缓蚀性的深井水具有较好的处理效果。     

氯化钾钻井液缓蚀剂的研究

钻井液添加剂的成分比较复杂,会对井下钻具钢造成不可估计的腐蚀,甚至使钻具钢因腐蚀而报废。针对这一问题,笔者主要通过失重法、电化学实验及电镜扫描等途径,对氯化钾钻井液体系中缓蚀剂进行筛选,并对其腐蚀机理进行了研究。研究结果表明,0.7%含硅化合物+0.7%二乙烯三胺+0.1%三乙烯四胺复配时,缓蚀效果最好,缓蚀率达到90.36%;电化学实验和电镜扫描实验表明,该复配缓蚀剂产生的腐蚀电流较小,具有降低点蚀敏感性,抑制点蚀发生的效果。研究结果表明,该缓蚀剂可用于钾盐钻井液中钻具钢的防腐。      

水凝胶修井液破胶技术研究与应用

为解决水凝胶修井液完成修井作业后引起油气渗流受阻问题,优选了破胶液体系,即海水＋1．0％破胶剂HTS＋1．5％粘土稳定剂HXJ＋1．0％助排剂HRT＋2．0％缓蚀剂HCI。并对其破胶效果、配伍性、储层保护性进行了系统评价,结果表明,该破胶液具有较好的破胶效果、缓蚀性能和储层保护性,泥饼失重率和岩芯渗透率恢复值均在90％以上,与平湖气田地层水及水凝胶修井液滤液之间具有较好的配伍性。     

完井液缓蚀剂CZ-1的合成及性能评价

基于高温高盐地区油气开发中金属设备的腐蚀难题,由二乙烯三胺、亚磷酸、甲醛为主要原料合成出了缓蚀剂CZ-1,并对其各项性能进行了评价.结果表明,缓蚀剂CZ-1的抗盐抗温性能优良,且水溶性良好,无乳化倾向.通过实验得到其适宜加量为1 00 mg/L,使用温度高达160℃左右,可将腐蚀速率降低到0.031 9 mm/a.     

缓蚀剂Nm—1在中原油田的应用

介绍了缓蚀剂Ｎｍ－１的缓蚀作用机理及现场应用情况。实践表明，该缓蚀剂能有效地抑制聚合物钻井液中氧和盐对钻具的腐蚀，减少因钻具腐蚀引起的事故。     

钻井液缓蚀剂室内评价方法研究

研究了采用旋转试液挂片法和滚柱炉挂片法,考察开式和闭式系统中影响钻井液对钻杆钢片腐蚀速率的有关因素,优选了方法的试验条件,并在选定的条件下考察了方法对缓蚀剂缓蚀效果的鉴别力。实验结果表明,用上述方法可分别近似模拟钻井液对钻杆内、外壁腐蚀的条件,较直观地评价钻井液的氧腐蚀和盐腐蚀,试验结果的相对偏差≯±１０％;对钻井液缓蚀剂的缓蚀效果的评价具有明显的鉴别力,缓蚀率评价结果的误差可达≯±３．３％。该项工作为制订我国钻井液缓蚀剂缓蚀效果的室内评价方法专业标准提供了必要的实验基础．     

沉降缓释型油井缓蚀剂IMC—3的研究与应用

针对文明寨，卫城，马寨油田产出水具有较强腐蚀性的特点，研究了一种新型缓蚀剂，方法：对新研制的缓蚀剂ＩＭＣ－３与其它缓蚀剂的各项性能指标进行了一系列对比实验。结果：与其它缓蚀剂相比，ＩＭＣ－３对文、马、卫油田产出水具有更好的缓蚀效果。     

低损害无固相复合聚合物修井液体系研制及性能评价

在修井过程中,低压低渗裂缝较发育储层易发生修井液漏失,造成水敏、液锁等损害。为使该损害降至最低,采用动态挂片失重法、页岩抑制防膨法及表/界面张力和流变参数测定方法,优选出了适合储层特点的缓蚀剂、黏土防膨剂、表面活性助排剂及增黏降滤失剂等修井液组分,得到最佳修井液XJPS配方：模拟地层水＋1%GH1＋0.3%HTB＋2%DG-FPJ＋0.3%XC＋2%JMPS-1＋1%PRDS＋2%NaCOOH＋0.3%NaOH。室内实验结果表明,该修井液具有流变参数适宜、低滤失（〈8 mL）、渗透率保留率高（〉85%）、返排效果好等特点,可以实现修井液在无固相、不形成致密泥饼下的低滤失性能。矿场应用效果表明,与原用修井液相比,试验井应用XJPS修井液作业后,日产气量、日产油量降幅和含水量增幅均较小,明显减轻了因修井液漏失储层造成的液锁损害和产能损失,提高了储层保护效果和修井效率。图2表7参8     

缓蚀剂HC01缓蚀行为研究

加工高酸、高硫原油过程中,减粘顶水对塔顶冷凝系统和材质为20号钢的流出管线腐蚀严重,为了减少腐蚀过程对管线和设备的危害,有必要提出有效的防腐措施。通过失重法和电化学交流阻抗法,对11种顶水介质常用缓蚀剂进行筛选,研究了不同浓度下各缓蚀剂的缓蚀性能,针对缓蚀效果优良的咪唑啉缓蚀剂HC01最佳用量及其在20号钢表面的吸附行为进行了研究。结果表明:缓蚀剂HC01最佳浓度为145.5 mg/L,缓蚀率高达90.26%,在20号钢表面的吸附行为服从Langmuir吸附等温式,属于化学吸附。咪唑啉缓蚀剂HC01在减粘顶水介质中对20号钢的缓蚀效果明显,建议现场应用。