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.     

无自由水压井液技术的研究与应用

吐哈油田大部分区块属低孔、低渗油藏,地层压力系数低,常规压井液对储层伤害大,作业后返排和产量恢复时间长。通过攻关开发的无自由水压井液,密度0．98g／cm^3-1．03g／cm^3、抗温能力达到100℃、16h页岩膨胀率小于6％、岩心渗透率恢复值大于85％。现场应用表明：无自由水压井液配制工艺简单,压井效果良好,对地层伤害小,排液时间短,作业后产量恢复快,适用于吐哈油田低压油井的压井作业。     

低压气井清水压井吊灌控制方法

针对修井作业中的低压气井，不压井无法作业，压井方法不当会发生井喷或对产层造成伤害，采用暂堵剂、低泡沫压井液或CaCl2无固相压井液一是成本高、压井过程复杂，二是性能配方掌握不好同样会伤害产层等问题。采用清水压回、吊灌控制压井是一种经济而有效的方法．文中就该方法作详细的阐述。     

无固相气井储层保护液在克拉美丽气田中的应用

随着新疆油田克拉美丽气田的不断开发,高压高产气井的储层保护越来越受到重视。为了降低固相物质及入井液滤失对气藏的伤害,研究开发了无固相气井储层保护液。该储层保护液具有体系无固相、密度调节范围大、低滤失、低粘度、低伤害、性能稳定等特点,密度在1．0g／cm3～2．30g／cm3。滴西17高压气井大修套管补贴作业,在打开气层情况下选用密度1．50g／cm3的无固相气井储层保护液作为修井液,在无固相气井储层保护液中套管补贴2段射孔段,修井作业15天,无固相储层保护液体系均一、性能稳定,保证了修井作业顺利完成,取得良好效果。     

一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液

高温高压油气藏所用的普通压井液包含的溴盐、锌盐、重钙等与地层水配伍性差、易污染地层、具有高腐蚀性,且甲酸盐高密度压井液成本高,针对这些难题采用高效阻垢技术并研制了一种新型加重剂,同时广泛选用廉价的无机盐用于配制基液,研发了一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液体系。该体系不含固相成分,不含钙镁等易结垢的二价离子,全部为一价盐,密度最高可达1.70 g/cm3,且与同级别甲酸盐体系相比成本可降低50%以上,同时保留了甲酸盐体系的全部优点,满足国家新安全环保法低损害、低成本、高密度、无固相、无毒性的要求。该技术在大港油田先导性应用1口井,平均恢复期1 d,平均恢复率100%,油层保护效果显著。     

一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液

高温高压油气藏所用的普通压井液包含的溴盐、锌盐、重钙等与地层水配伍性差、易污染地层、具有高腐蚀性，且甲酸盐高密度压井液成本高，针对这些难题采用高效阻垢技术并研制了一种新型加重剂，同时广泛选用廉价的无机盐用于配制基液，研发了一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液体系。该体系不含固相成分，不含钙镁等易结垢的二价离子，全部为一价盐，密度最高可达1.70 g/cm3，且与同级别甲酸盐体系相比成本可降低50%以上，同时保留了甲酸盐体系的全部优点，满足国家新安全环保法低损害、低成本、高密度、无固相、无毒性的要求。该技术在大港油田先导性应用1口井，平均恢复期1 d，平均恢复率100%，油层保护效果显著。      

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。     

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％。     

GCP-2型低伤害气井压井液的评价

裂缝性火山岩气藏压井液的潜在伤害因素主要是固相堵塞和滤液侵入。为避免伤害,研究开发了GCP-2型低伤害气井压井液。该压井液体系密度调节范围在1.0~2.3 g.cm-3,具有无固相、密度调节范围大、低滤失、低黏度、低伤害等特点;对金属基本无腐蚀;防膨性能优于常规压井液和6%KCl溶液;在常温和120℃高温下密闭静置14 d,体系密度基本不变,黏度变化率小于30%,滤失性变化很小。新疆克拉美丽气田滴西17高压气井大修套管补贴作业,选用密度1.5 g.cm-3的GCP-2型气井压井液作为修井液,在气层打开的情况下,在GCP-2型气井压井液中进行膨胀管套管补贴,修井作业15d,压井液体系均一,性能稳定,保证了修井作业顺利完成,取得良好效果。     

适用于气藏的高温高密度低伤害无固相压井液的研究

结合吉林油田德惠区块实际地质情况,通过筛选加重剂、降滤失剂、防腐剂、黏土稳定剂,优选出适用于气藏的高温高密度低伤害无固相压井液体系。该压井液体系密度在1.0~2.5g/cm3范围内可调;在不同密度下,均能抗高温180℃,滤失量低于16mL,腐蚀速率小于0.076mm/a,岩屑回收率达到80%以上,岩心渗透率恢复值大于95%;其配伍性良好、无沉淀。现场实施可根据实际情况按照压井液配方比例进行调整,可得到适合各井筒的压井液。     

牛东区块无固相甲酸盐钻井液体系的应用

针对牛东区块油藏压力低、微裂缝发育、储层水敏性强等特点,优选了满足该区块钻井施工及油层保护要求的低密度无固相甲酸盐钻井液体系,在现场40余口井的应用中,有效减少了钻井液漏失,提高了机械钻速,并较好地保护了油层。无固相甲酸盐钻井液体系与聚磺钻井液相比,机械钻速提高了16．5％,单井漏失量减少了52．8％,油层保护效果好,投产初期产液量提高了20．9％。无固相甲酸盐钻井液密度低,抑制性好,对油层伤害小,可以有效减少低压油藏钻井过程中的漏失及保护油气层。     

Research and Application of High Temperature and Ultrahigh Density Drilling Fluid in Deep Wells

Drilling fluid with the high density has been successfully used in many kinds of special formations such as gypsum salt bed, salt aquifer, or compound salt formation. Some problems with this kind of the fluid, however, still have to be considered, for example the high temperature resistance in some complicated deep wells, rheological properties control, and the influence of solid content to rheological properties. The authors introduce, based on the research about some important elements such as rheological properties and the quality of sedimentation stability, a drilling fluid with the high density of 2.45 g/cm³ that has good rheological properties, excellent qualities of sedimentation stability, low water loss, well antisloughing, and small lubrication coefficient, and which can be perfectly used in the deep slim-hole well with the high pressure salt aquifer. In addition, this drilling fluid system with the density of 2.45 g/cm³, no matter in the laboratory test or in the field case (No. 3 well of Jeddah), both performs excellently and controls well the salt crystallization, reducing the rate of the crystallization and preventing sticking, jets blocking, or torque increasing. Finally, with the successful application, this drilling fluid can be regarded as a good example for other deep wells or ultradeep wells with the complicated formation in Fergana Valley, Uzbekistan.     

油气层保护技术在二连油田探区的应用

二连油田的乌里雅斯太凹陷和巴音都兰凹陷，主要含油为腾格尔组，含油岩性以砂岩，砂砾岩为主，压力系数一般为0.958-1.035，在施工过程中，钻井液密度应控制在1.25g/cm^3以内，在勘探过程,中油层易发生水繁损害，或在压差作用下，钻井液中的部分因相颗粒被直接入地层，堵塞通道，造成油层伤害。采用油气层保护技术与油气层保护剂YD－2B相配合的措施，降低了钻井液密度，有效地防止了油气层的损害。 经20多口井现场应用表明，油气层保护剂YD－2B，阻止钻井液滤液侵入地层，减少污染，缩短了钻井周期，有效地保护了油气层，试油结果表明,在乌里雅斯太争和巴音都兰凹陷所钻的探井中50％，获得了高产工业油气液，特别太43井，经过对1872．0－1892．0m井段油层的试油，获得日产量为14．82m^3的工业油流。     

国外保护储层的油基钻井完井液新技术研究与应用

油基钻井完井液已成为钻高难度的高温深井、大斜度定向井、水平井、各种复杂井段和储层保护的重要手段。对国外保护储层的油基完井液新技术进行了研究,着重介绍了低固相高密度油包水乳化泥浆作为射孔液在挪威北海的成功应用,该体系用溴化钙和甲酸铯调节密度,用粗目碳酸钙作为架桥粒子,较好地控制了滤失量,降低了固相粒子对储层的伤害;同时介绍了低固相油基泥浆作为水平井完井液的研究及其在非洲西部和墨西哥湾地区的应用,其最大的特点是特别适合于钻敏感性储层,以及在页岩含量未知的探井中作为砾石充填液。最后对油基钻井完井液的滤失控制机理研究进行了介绍,认为小颗粒、乳化液滴和降滤失剂在降滤失时相辅相成。     

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.     

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。     

甲酸盐钻井液技术的应用

青海花土沟油田地层压力低。泥页岩地层造浆能力强。钻井过程中易发生地层漏失、井眼缩径、起下钻阻卡和油气层损害严重等问题。该油田采用无固相低密度的甲酸盐钻井液．并配合相应的维护处理工艺技术。该体系主要由碱金属(钾、钠和铯)的甲酸盐、聚合物增粘剂和降滤失剂等组成。其中碱金属的甲酸盐为钻井液提供了适当的密度和强抑制性。在不加任何固相加重剂的情况下，通过改变碱金属甲酸盐的类型和加量，可使甲酸盐钻井液密度达到1．0～2．3g／cm3。现场应用表明．甲酸盐钻井液具有摩阻压耗小，热稳定性好，水力特性优良，页岩抑制性强，污染容限大的特点．减少了井下复杂情况，提高了机械钻速，有效地保护了油气层．提高了原油产量。     

胜利油田深探井固井技术难点与对策

针对胜利油田深探井固井面临地层压力层系多、井壁稳定性差、高温、高压等复杂地质条件,固井施工工艺复杂,压稳、防漏难度大,固井工具可靠性差,导致固井质量合格率偏低等问题,通过系统分析固井技术难点及其主要影响因素,研究了配套的深探井固井工艺技术。针对深探井高温、高压条件下进行固井施工时防窜、防漏等的需要,研制了高温水泥浆、晶格膨胀水泥浆、低密度高强度水泥浆、防窜抗渗水泥浆等4种水泥浆体系;通过压稳设计分析、钻井液性能调整、前置液优选、高压井防窜、固井工具优选等,研究了具有针对性的固井技术措施。2012年,该深探井固井工艺技术在胜利油田61口井进行了现场应用,结果表明,固井质量得到明显提高,其中第二界面固井质量合格率由之前的40%~50%提高到82%。实践证明,综合配套的深探井固井工艺技术能够满足该油田深探井固井施工需要。      

超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用

为解决元坝地区致密砂岩气藏水力压裂破裂压力高、施工难度大的问题,研制出新型超细低伤害加重压裂液。该加重压裂液使用了采用混合溶剂法制备的粒度分布在20~40 nm范围的固体颗粒加重剂,在100 g基液中添加70 g纳米粒子加重剂后,密度达到1.50 g/cm3,与胍胶体系完全相容,配伍性好;在120℃、170 s-1剪切2 h黏度仍有77.5 m Pa·s;对岩心基质伤害率小于30%,具有低伤害性质。元坝气田陆相致密储层现场试验取得良好效果,在破裂压力高的致密储层具有良好的推广应用前景。