低粘土低伤害压井液HL—2

ＨＬ－２压井液由高含铁废矿渣粉、ＭＭＨ、ＺＹ－２７、ＣＭＣ－Ｎａ及少量膨润土复配而成。本文介绍了该压液的性能及现场应用效果。     

低伤害预凝胶型压井液的性能评价

以部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、交联剂C-2、缓蚀剂CT2-15、粘土稳定剂WD—1等为原料,研制了一种低伤害预凝胶型压井液,并对其性能进行了评价。结果表明,预凝胶型压井液密度可调范围大,室内岩芯流动实验中,岩芯的渗透率恢复值达0．891,滤失量极低,对金属腐蚀性小。     

新型低伤害无固相压井液的研究与应用

研究开发出的新型低伤害无固相压井液主要由水溶性有机酸盐、常规无机盐、工业副产物经处理得到的低成本ZC等加重剂和无机盐促溶剂、活性剂、降滤失剂等组成。密度在1．00—2．00g／cm^3间可调,具有性能稳定、防膨效果好、对油层污染小、腐蚀低、抗温性能好和现场使用方便等特点,是一种具有良好推广价值的低伤害优质压井液。     

WD-1型低伤害压井液的研究与试验

随着油气井开发进入中后期,地层压力下降,在低压油井的修井作业中压井液常常漏失污染储层.为了减少压井液对地层的伤害,研究开发了WD-1型压井液,该压井液是一种低密度、无固相、低伤害压井液,密度在0.99～1.01g/cm3,现场配制工艺简便宜行,适用于低压油井的各种措施作业中的压井.文章介绍了该压井液的防膨性、破乳性、缓蚀性、粘稳性、与储层流体的配伍性等,考察了该压井液对岩心伤害率及现场应用效果,证实该压井液性能稳定,粘稳性好,在吐哈低压油井的压井作业中,效果良好,对地层伤害小,有利于低压油井修井作业后的产量恢复.     

KY-2型高密度压井液助剂的研制与应用

高密度压井液助剂KY－2是一种阳离子型聚电解质，由脂肪胺，甲醛，二甲胺，盐酸等在催化剂作用下合成，可与各种高密度压井液基液（密度1．10－1．50g/cm^3的卤水，CaCl2水溶液和CaCl2 ZnCl2水溶液）配伍。在密度1．40g/cm^3的CaCl2水溶液中加入30g/LKY-2,在25－95℃的不同温度下测定了所配压井液的漏斗粘度，常压和中压滤失量，表面张力，岩心伤害后恢复率及常温抗剪切性，均符合要求，该压井液滤失量较低；耐温性和抗剪切性好；岩心被伤害后的渗透率恢复率随温度升高而增大，25℃时为99．2％，95％时为105％，表面张力随温度升高而降低，这有利于压井液的返排，1993年以来在辽河，大港，胜利等油井使用加入KY－2的压井液进行修井作业超过1000井次，压井作业的一次成功，压进液返排迅速，修井作业成功率100％。     

石南21井区低伤害防膨压井液的研究

针对石南井区储层的水敏、碱敏、盐敏性研制了由高分子聚合物、粘土稳定剂、破乳助排剂、除氧剂组成的油气井防膨压井液LU-2。此防膨压井液具有防膨效果好、对地层伤害低等特点，并成功进行了现场试验，效果良好。     

QY气井压井液的研制与应用

针对长春气田储层的水敏、碱敏、盐敏性 ,研制了由盐水基液、聚合物粘土稳定剂QYP、增粘剂QYJ、表面活性剂QYB、缓蚀剂QYH组成的气井压井液QY ,以代替现用的主要由水和粘土稳定剂 85 1组成的压井液 85 1。粘土稳定剂加量为 0 .5时 ,2口气井岩心样在压井液QY、压井液 85 1和清水中的膨胀率分别为 13.3%和 3.3% ,2 1.5 %和 7.7% ,5 0 .0 %和 36 .7%。表面活性剂加量为 0 .5 %的压井液QY和压井液 85 1的表面张力分别为 36 .3和 4 7.9mN/m ,界面张力分别为 2 .1和 6 .7mN/m。增粘剂加量为 0 .5 %的压井液QY的初滤失量为 0 .791mL ,36min滤失量为 4 .8mL ,粘度 4 2mPa·s。压井液QY 4 5℃时腐蚀速率较小 ,为 0 .0 73g/m2 ·h ,pH值为 7～ 8。与压井液 85 1相比 ,压井液QY对气测渗透率 2 .71× 10 -3 ～ 139.7× 10 -3 μm2 的 4支岩心的伤害率由 2 4 .7%～ 6 0 .2 % ,平均39.9%降至 14 .6 %～ 19.2 % ,平均 16 .7%。气井压井液QY在长春气田 3口井施工中应用 ,效果良好。图 1表 4参 1。     

高密度低伤害无固相压井液的研究与应用

大庆油田地下压力较高,给日常作业施工带来困难。根据压井液压井存在的问题,开展了高密度低伤害无固相压井液研究,在此基础上通过室内实验筛选出了其最佳配方,并进行了性能评价。结果表明,高密度低伤害元固相压井液抗温达70℃,密度在1．60—1．90g／cm^3可调,其腐蚀速率均小于：0．1g／（m^2·h）,岩心恢复率大于80％。无固相压井液现场应用11口井,使用此压井液后产液量增加,油井产液恢复较好,取得了良好的效果。     

吉林红岗区块低滤失气井压井液研制

吉林油田红岗区块明水气层、黑帝庙油气层埋深浅,对外来流体敏感性强,现有3种压井液滤失性过大,对储层伤害大(岩心伤害率76.62%～97.95%).以黏土膨胀率和储层岩心伤害率为评价指标筛选组分,研发了可用于该区块的低滤失压井液,其配方为:0.7%小阳离子黏土抑制剂+2.0%KCl+0.05%水锁抑制剂BNP-10+0.05%缓蚀剂HS-1+2.0%降滤失剂DST-1(SPN-1+SPN-2,质量比3∶2)+1.33%改性纤维素NDT,用NaCl加重.该压井液密度1.02～1.20g/mL,表观黏度5.76～5.80 mPa·s,pH=7.0,API滤失量4.5～7.6 mL,稳定性好,对实验岩心渗透率的伤害率仅为3.70%～4.89%.     

低粘土相低伤害压井液HL-2

ＨＬ２压井液由高含铁废矿渣粉、ＭＭＨ、ＸＹ２７、ＣＭＣＮａ及少量膨润土复配而成。本文介绍了该压井液的性能及现场应用效果。     

超深凝析气井液锁伤害评价

高深凝析气井井筒积液现象明显,容易发生液锁伤害,造成了较严重的经济损失。在认清液锁伤害的基础上,进行了岩心液锁伤害实验,对认清凝析气藏液锁伤害,解除液锁伤害,指导凝析气藏的高效开发具有重要意义。     

大港千米桥凝析气藏低密度压井液的应用

大港油田千米桥潜山碳酸岩储层地层压力系数已下降到了0.84～0.90,储层温度为165.5～167.9℃.有很强的压力敏感性和水敏性。使用的水基压井液密度均大于1g/cm~3.洗井时经常有压井液漏失,对水锁严重的千米桥潜山储层损害严重。室内实验结果表明.现场使用的压井液对渗透率小于10×10~3。μm~2。的气层存在比较严重的损害,其原因可能是压井液滤液进入低渗岩心的细小孔喉,引起水锁损害造成的;对渗透率大于10×10~3μm~2。的岩心,渗透率恢复值在95％以上。研究出了抗高温乳化剂DR-4和低密度抗高温水包油压井液体系.该压井液密度为0.84～0.90 g/cm~3,在168℃下老化48h不破乳;岩心损害后的渗透率恢复值大于87.6％;具有良好的抗地层水、凝析油污染能力,抗污染容量为1O％;闪点高达80℃,可保证施工安全。     

无固相压井液沉降模拟实验研究

回收的压井液中含有很多的机械杂质、悬浮物以及油水混合物,如果不进行处理,在下一口井中使用时会造成一定的油层堵塞,失去了无固相清洁盐水压井液的最基本的性能,因此需对回收的压井液进行净化处理.在实验室内进行了压井液与井筒液不同混合比例对沉降的影响、普通井采出液的沉降实验和聚驱井采出液的沉降实验.结果表明,压井液与井筒液的混合比例增大,压井液密度降低,压井液体积增加;压井液密度越高,沉降速度越快,两相界面越清晰.对于聚驱井采出液,由于采出液有粘度,沉降速度降低,但压井液回收率有所提高.     

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。     

低伤害压裂液在苏里格气田东区水平井的应用

2010年,苏里格气田东区开始水平井开发试验,由于储层地质条件差,对伤害更为敏感,且多段改造沿用中、西区的常规羟丙基压裂液体系,裂缝和储层伤害大、压后返排困难,压后测试平均无阻流量仅为3.88×104m3/d,改造效果十分不理想。2011年,在前期大量室内研究和现场试验的基础上,分别应用羧甲基胍胶压裂液体系、低浓度羟丙基胍胶压裂液体系、阴离子表面活性剂压裂液体系等三种低伤害压裂液体系开展了8口水平井压裂试验,现场施工顺利,压后返排快,测试平均无阻流量31.63×104m3/d,增产效果明显。低伤害压裂液的试验成功为苏里格气田东区水平井储层改造开辟了新的方向,为苏里格气田增产增效奠定了基础。     

应力敏感性对低渗透气井产能的影响

我国低渗透气藏资源丰富,是今后天然气开发的重要领域。然而,低渗透气藏在开发中具有较强的应力敏感性,影响气藏的产能建设,因此,认清应力敏感性对低渗透气藏产能的影响是开发的基础。文中在对低渗透气藏岩心进行应力敏感伤害实验研究的基础上,考虑气藏含气饱和度为100%和不同含水饱和度的情况,模拟分析了在低渗透气藏开发过程中应力敏感性所产生的渗透率变化规律,从而得出在不同应力敏感系数和不同渗透率情况下应力敏感性对气井产能的影响程度,为低渗透气藏合理开发提供依据。     

天然气井绒囊流体活塞技术不降压压井工艺

较之于机械手段,采用流体手段压井具有工艺简单、安全性高、成本可控等优势,已逐渐成为气井修井作业常用的压井手段,但目前对其尚缺乏系统的施工工艺技术研究。为此,在分析总结国内修井作业中压井技术研究成果的基础上,提出了绒囊流体活塞技术不降压压井修井作业的技术思路,开展了气井绒囊流体用量计算、泵入方式选择、泵入流程设计以及返排方式选择等方面的研究,并结合现场应用实例进行了对比分析。结果表明:(1)根据平衡井筒气泡最大浮力所需内部结构力,计算出绒囊流体活塞的高度和低剪切速率下的黏度,据此确定现场配制流体的性能;(2)根据平衡地层压力要求计算井筒内静液柱压力所需绒囊流体体积,并附加3~5 MPa的安全压力值;(3)作业时,泵入液柱高度为500 m的清水前置液,润湿管柱、井壁以提高泵入效率,并与绒囊流体形成低黏度、低内部结构力混浆段提高返排效率;(4)根据气井管柱连通状态及管柱承压能力选择正反循环泵入方式;(5)修井结束后,根据气井地层能量衰竭程度选择直接气举或破胶气举返排实现复产。现场应用于我国西北、西南地区的3口气井,其中2口井连续气举作业2~3 d,气井产量便恢复至作业前等产量点。结论认为,该项工艺较好地解决了常规降压过程导致安全性差、产能浪费等问题,缩短了气井压井作业周期。     

新型压井液体系的研究及性能评价

新型压井液体系由加重剂、分散剂和增粘剂等配制而成,密度在1.05～1.60 g/cm3之间可调.其中加重剂选择水溶性的无机盐NaCl、CaCl2和ZnCl2,分散剂选用木质素磺酸镁,增粘剂选用黄原胶,消泡剂选用FG-1型消泡剂.研究了不同密度压井液体系的稳定性、降滤失性、流变性、乳化性、腐蚀性以及对岩心的伤害程度.实验结果表明,该压井液性能稳定,流动性和抑制性好,对地层伤害很小.     

分离式低产液测井仪在朝阳沟油田的应用效果分析

通过对分离式低产液测井仪测量原理及技术指标的简要介绍,结合该仪器在朝阳沟油田中的试验效果,展示其在方法和测量精度上的独到之处,从而推进该技术的应用与发展。     

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。