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。     

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。     

冀东油田水平井自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术

冀东油田浅层油藏大部分属天然边底水驱,埋藏浅,胶结疏松,出砂严重,地层压力系数低,漏失严重,常规的冲砂技术施工成功率低,运行成本高,对油层伤害严重。研究应用的自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术可以通过对漏失严重的地层进行暂堵,从而保证水平井冲砂施工顺利进行,冲砂施工结束后暂堵失效,不影响其他施工。现场应用表明,自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术可以有效提高水平井冲砂施工成功率,降低运行成本。     

新型水溶性修井暂堵材料的研制和应用

我国东部注水开发后期油田的高含水油井普遍存在修井作业中修井液漏失问题。分析了解决这一问题的现有技术方法,研制生产了新型水溶性修井暂堵材料GLB,讨论了合成条件和应用条件对新型水溶性修井暂堵材料GLB性能的影响。新型水溶性修井暂堵材料GLB为高弹性不规则颗粒,可以迅速暂堵漏失地层,具有在水中能够迅速降解并溶解、降解溶解后残渣少的特点,体系黏度低,修井作业后产量恢复快。在大港油田进行了44口井现场试验,试验效果良好。     

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。     

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。      

磨溪气田玻璃钢完井管柱修井技术研究

针对磨溪气田玻璃钢完井管柱失效的现状, 进行了磨溪气田修井液优选, 提出了符合磨溪气田的实际且现场应用效果好的修井中一次压井、 打捞磨铣阶段采用密度１  ０ ４～ １  ０ ５ ｇ ／ ｃ ｍ ３ 低固相钻井液作为修井液, 二次压井时采用３ ％ Ｋ Ｃ ｌ 溶液（ 或本区块地层水） 作为压井液的方案; 提出了一次压井采用挤注 ＋置换法压井技术, 作业过程中充分循环确保压井平稳, 在磨铣作业进入产层时先挤入一定量随钻堵漏剂暂堵产层, 再用修井液正常磨铣的压井工艺措施, 缩短了施工周期, 提高了修井作业成功率和有效率; 开展了磨 Ｘ井的现场试验, 经过 ８次下入工具打捞、 磨铣、 排液后成功恢复产能, 取得了较好的效果, 为磨溪气田玻璃钢完井管柱修井提供了技术参考。     

低伤害暂堵压井液体系在储气库老井修井中的应用分析

目前,长庆储气库老井压力系数在0.3~0.4,随着区块采出程度的不断增加,地层压力还将不断降低。在该类气井的修井作业中,靖边气区常规盐水压井液普遍存在入地液量大、复产困难和产量损失大(0.2×104m3/d~0.5×104m3/d)等问题[1]。本文主要论述了低伤害暂堵压井液体系在长庆储气库老井修井中的首次应用,实现了暂堵隔水、快速复产的目的和"注得进、堵得住、排得出、低伤害"的目标,为后续该类气井修井作业提供借鉴。     

一种高摩阻凝胶暂堵剂的开发

HFriGel是一种黄原胶、植物胶混合物的改性产品。常温下,HFriGel加入水中后不增黏。泵入地层中后,在地层温度及凝胶调节剂的作用下,HFriGel逐渐增黏并进入地层中,完全凝胶后失去流动性形成类固体的凝胶,对地层起到封堵作用。HFriGel是一种地下凝胶的高摩阻凝胶暂堵剂,具有自适应、高摩阻、凝胶时间可控、易降解等特点。其凝胶速度可通过调节凝胶调节剂的加量来控制,可泵送时间从10~40 min可调。完井、修井作业结束后,HFriGel凝胶在内置破胶剂的作用下自动降解解堵,其残渣率低于200 mg/L,远低于压裂液550 mg/L的标准要求。     

东方1-1气田络合水水凝胶暂堵修井液技术研究与应用

通过对东方1-1气田待修井储层损害因素分析,该储层具有非均质性强、强水敏等特点,在修井过程中不仅要注重低渗防水锁损害、高渗防漏失损害,而且要防止水敏损害。针对以上储层保护要求,推荐以防水锁性(20.6mN/m)好、抑制性(防膨率99.5%)强和储层保护性(渗透率恢复值96.5%)好的络合水作为基液,构建络合水水凝胶暂堵修井液;该修井液不仅具有较好的封堵性能,而且本身具有较好的返排能力,在储层改造破胶液的作用下,渗透率恢复值均大于98%,能满足修井增产的目的。该体系在DF1-1-B2h井修井作业中取得了成功的应用。     

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。     

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。     

凝胶隔离液在普光高含硫气田修井中的应用

研制了一种新型的耐温凝胶隔离液,确定了其最佳配方为:普光甲酸盐压井液+11％ XC-1 +6％凝胶NFJ.该隔离液在110℃放置30 d后稳定性好,可保证柴油长期浸泡封隔器膨胀座封.该技术在普光气田104-2井试验,封隔器浸泡25 d,密封压力达44.8 MPa,满足座封要求.     

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...     

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.     

耐盐型泡沫凝胶堵剂的研制与评价

针对春光油田开发生产中存在的问题,研制了一种耐盐型泡沫凝胶堵剂,并对该堵剂的成胶和封堵性能进行了评价。通过室内实验筛选起泡剂、稳泡剂和交联剂及其质量分数,确定泡沫凝胶堵剂配方为:0.5%GM-1+3 000 mg/L X-2+0.04%交联剂A+0.18%交联剂B+0.12%有机酸。实验表明,在春光油藏地层水矿化度10×10~4mg/L条件下,该堵剂起泡能力良好,成胶性能较好,岩心模拟流动试验注入性好,封堵率达90%以上。     

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。