P110S油管在无固相压井液中点蚀成因分析

分析P110S油管在井下无固相压井液环境中发生点蚀的原因。经检测油管的合金成分和组织无异常;通过对压井液注入前后的化学性质和腐蚀产物的分析,判断压井液入井后有酸性物质混入,且腐蚀产物中存在CO_(2)腐蚀特征产物FeCO_(3);通过高温高压腐蚀模拟试验再现油管点蚀现象,确定了P110S油管在无固相压井液中的点蚀是因为井下CO_(2)溶入压井液后引起油管发生CO_(2)腐蚀。对于井下工况不甚明朗的作业管柱选材,建议依据前期探明的井下工况选用具有更高耐蚀性能的管材,提高管柱腐蚀冗余,从而避免管柱腐蚀失效带来的安全隐患和经济损失。

高密度低腐蚀无固相压井液研究与应用

大港油田在近阶段的勘探开发过程中,深井、高温高压井不断增多,急需保护油层的高密度压井液,以解决施工安全、储层污染、管柱腐蚀等问题。室内优化研究了高密度无固相甲酸盐压井液配方,其密度最高达1.70g/cm^3,通过使2种甲酸盐的复配比例达到最优,可最大限度地降低压井液成本。对缓蚀剂进行了优选,添加了适宜缓蚀剂的压井液,在180℃高温下的腐蚀率小于0.02 mm/a。同时进行了再利用技术研究,优化了回收工艺并配套了回收设备。经过2口井的试验应用,该压井液的施工成功率为100%。

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/cm3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。

无固相压井液与聚丙烯酰胺溶液的配伍性

无固相压井液主要由一种或若干种无机盐配制而成 ,同时加入其它处理剂以改善其性能。但无固相压井液与聚合物存在着配伍性的问题。室内试验研究表明 ,当聚合物浓度较低时 ,压井液与聚合物溶液呈现出较好的配伍性 ,不会产生沉淀。若聚合物浓度高 ,且压井液密度较低时 (小于 1 .2 5g/cm3 ) ,压井液与聚合物溶液的配伍性较好 ,对油层的损害较小 ;而当压井液密度较高时 (大于 1 .4 0 g/cm3 ) ,压井液与聚合物溶液的配伍性不好 。

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.

无固相压井液抗高温性能研究

针对吉林气田目前使用的中浅层无固相压井液耐温能力差的缺陷,通过对高分子增黏剂和降滤失剂耐温性筛选以及对压井液体系高温稳定剂的研究,确定了耐高温无固相压井液的配方为:2.67%GWJ+1.67%ZN—1+2.0%KCl+0.7%A+0.05%BNP—10+0.1%KY—1+2.67%HS—1+一定量的NaCl、JZ—1。无固相压井液的耐温能力由70℃提高到了150℃,密度在1.1g/cm3—1.5g/cm3内可调,低滤失,对储层伤害小。

无固相压井液的室内模拟回收实验

利用自行设计的压井液回收模拟装置对不同密度的压井液进行了室内回收模拟实验。模拟实验结果表明,当用压井液替换井内流体时,位于压井液下部的未置换流体可与上部的压井液进行置换,因此在设计压井液密度时,应根据井内流体的体积与密度计算出入井压井液密度的附加值。对同一密度的压井液,增加排量可以提高压井液的回收率,但提高幅度不大;压井液密度越高,回收同密度压井液的体积越小,回收率越低;位于内管下部的压井液通过正常途径无法回收利用。

新型无固相压井液的研制及性能评价

修井作业过程中,不合理的压井液对储层造成不同程度的损害,导致油气井产能降低。大量的研究表明,压井液对油气层的损害主要是固相堵塞岩石孔道及造成岩石的性质发生改变。针对修井作业中无固相压井液对地层伤害小,利于油气层保护的要求,对压井液中所需要的增粘剂、降滤失剂、无机盐结晶抑制剂等进行了优选,并分别考察了加量对压井液性能的影响,室内研制了利于储层保护,具有较好抑制性与低固相损害的无固相压井液,合理的压井液配方:1%YJ1+0.1%YJ2+0.8%粘土稳定剂+0.12%其它添加剂+10% CaCl2,该体系具有密度可调、无固相、滤失量低、流变性、热稳定性好,抗温可达110 ℃等优点,室内岩心流动实验表明,该压井液体系对高低渗透率岩心伤害程度小,对油气层具有很好的保护作用。

保护储层的无固相压井液

研制出了具有保护储层效果的无固相压井液,其基液配方为0.5％LG-1+0.4％LG-2+1％小阳离子+0.1％其它。此外还研究开发出了无机盐增溶剂LG-3,加入LG-3可加宽低成本无机盐的使用范围,很大程度地降低压井液配液成本和单井综合成本。该压井液密度在1.0-2.5 g/cm3之间可调,具有无固相、滤失量低、抑制性强等特点,抗温能力在120℃左右。室内性能评价结果表明,无固相压井液对高渗储层岩心的渗透率损害率平均为4.0％,对低渗储层岩心的渗透率损害率平均为2.9％,说明该体系对储层具有很好的保护效果。

普光气田含硫探井无固相压井液钻塞技术及应用

高含硫气井压井液特点:根据普光气井压力系数及地层特性,通过室内岩心实验分析,开发了无固相有机盐压井液和系列添加剂。配制的压井液具有防漏、防气窜、防腐、与地层配伍性好、安全环保等特点。无固相压井液具有成本高、可重复利用的特点,运用于后期作业投产作业中。

无固相压井液配方的研究与应用

在油气井修井作业中,压井液的作用是用于在油气井在起钻和换管柱等井下作业时平衡地层压力的液体。而压井液既要保证在液柱压力对油井“压而不死,压而不漏,活而不喷”,又要选取合理压井液配方能有效的保护储层,避免储层受到二次伤害,从而保证稳产,因此通过对无固相井液配制的研究非常重要。针对一系列问题我单位提出无固相压井液配方的研究,通过室内评价实验,评价出1.20~1.40g/cm^(3)的密度可调的无固相压井液,并在新疆陆梁油田进行了推广应用,取得了良好的效果。

新型无固相高密度压井液性能评价

新型无固相高密度压井液由GY和FAA助剂及无机盐加重剂组成。GY阳离子化程度高(可达30％),与高价无机盐的配伍性好,具有防塌、增粘、降滤失等特性;FAA助剂具有良好的协同增效作用,以CaCl_2为加重剂时压井液密度可达1.50g/cm^3,以MgCl_2为加重剂时压井液密度可达1.34g/cm^3。试验结果表明,该压井液稳定性和抑制性好,对油层伤害小,与自来水和油田污水的配伍性好,防止油侵的能力较强,而且应用简单、方便。

普光高含硫气田无固相压井液回收再利用与节能环保

针对普光气田储层高温、高含硫、裂缝和溶洞发育的难题，开发出一套以复合有机酸盐为基液，添加高抗硫缓蚀剂、除硫剂、活性剂、消泡剂、增粘降失水剂等组成的适应高含硫气田的新型无固相压井液配方，该配方体，系性能优良，但费用偏高。利用无固相压井液可回收再利用的特性，充分发挥普光气田入井液相互转换的特点，完成大湾区块四口井无固相压井液的循环配制。节约材料总量达到595．025t，节能率高达46．7％；节约资金总量达到1062．25334万元，资金节约率高达44．9％。在保证高含硫气田压井过程中施工安全的同时，可避免大量材料与资金浪费，最大化的实现施工安全与节能环保双重目的。

吐哈无固相压井不伤地层

压井工艺是确保钻进过程和井筒作业井控安全的必要技术措施，而压井液入井后对储层带来的伤害，却在一定程度上影响了油田产出效果。无固相压井液技术正是在解决这一矛盾中应运而生。

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 .0 5～ 1 .6 0g/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 。

适用于酸性高密度压井液的缓蚀剂WX1A的制备与性能研究

为减小以提盐废卤为基液制备的酸性高密度无固相压井液的腐蚀性,以二乙醇胺、甲醛和苯乙酮为原料采用正交实验法制备了一种适用于该类压井液的醛酮胺类缓蚀剂WX1A,利用失重法、电化学分析和SEM扫描电镜研究了该缓蚀剂对N80、P110钢片在压井液(以p H为3的普钙老水制备的酸性高密度无固相压井液)中不同条件下的缓蚀效果。结果表明:在二乙醇胺、甲醛、苯乙酮摩尔比1.2:2:1.2,反应温度110℃,反应时间10 h,反应p H1条件下合成的缓蚀剂WX1A的缓蚀效果最佳;该缓蚀剂的最佳用量为80 mg/L,在此加量下,当温度从60℃升至80℃,缓蚀剂WX1A对N80钢片和P110钢片的缓蚀率从87.07%和88.09%分别增至93.12%和92.62%;在密度1.6、1.7、1.8 g/cm^3的压井液中,缓蚀剂WX1A对N80钢和P110钢片的缓蚀率均在90%上,在120℃、2 MPa和150℃、4 MPa条件下缓蚀剂WX1A在密度1.6 g/cm^3的压井液中对N80和P110钢片的缓蚀率均达到94%以上。压井液中添加该缓蚀剂后,缓蚀剂通过吸附在金属基体表面形成较为完整的保护膜,自腐蚀电流密度从10-4A/cm^2降低到10-5A/cm^2,降低了压井液对普通碳钢的腐蚀性。

气田疏松砂岩储层保护研究与应用

随着气田开发的深入,问题愈加严重,包括水和砂的排出增加、地层压力的下降以及一些产层部分出现空洞。这些因素导致了修井作业中压井液的严重泄漏问题。为了解决这个问题,我们不断进行优化和改进,最终开发出了一种低伤害、不含固体颗粒的压井液。同时,我们也引入并测试了一种适用于采油的冲砂暂堵剂压井液。通过考虑不同气井的压力系数、水侵程度和地层水的矿化度,我们制订了两种主要压井液体系的最佳选择方案。研究结果显示,低伤害无固相压井液的粘度随着黄原胶质量配比的增加而增加。为了确保现场使用的便捷性,我们要求粘度保持在200s以下。黄原胶不仅能增加压井液的粘度,还能提高其悬浮性能,从而降低流动性,增加携带砂的能力,减少泄漏问题。然而,冲砂暂堵剂压井液对盐水的抵抗性较差,容易在盐水中失去黏性。因此,只能使用淡水作为基液,不适用于盐水基液井,特别是那些具有高压力系数的井。通过储层保护工艺的研究进一步丰富压井液工艺技术系列,为低压气井储层保护技术提供发展方向和优化空间。

150℃使用的压井液研究

深井开采,井底高温会造成对压井液处理剂分子结构的破坏,本研究主要目的是处理剂抗温性及压井液整体的稳定性。研究出抗温150℃的,性能稳定的压井液体系。

涩北气田压井液工艺研究

涩北气田随着开发的深入,出水、出砂加剧,地层压力下降,部分产层亏空,修井作业压井液的漏失严重。通过历年陆续在涩北气田开展固化水类、暂堵类、泡沫类等3类体系压井液的试验工作,不断优化改进,形成低伤害无固相压井液,同时又引进并试验采油用冲砂暂堵剂压井液。结合两种主体压井液体系性能参数,针对不同气井压力系数、水侵程度、地层水矿化度,建立压井液优选方案。研究表明:低伤害无固相压井液随着黄原胶质量配比的增加,压井液的黏度逐渐上升,为方便现场使用,黏度须小于200s,黄原胶集增黏、悬浮性能于一体,达到增加压井液黏度、降低流动性、提高携砂能力的目的,从而减小压井液的漏失。冲砂暂堵剂压井液抗盐性差,遇盐水易破胶,因此仅能用淡水作为基液,不适用于压力系数高的盐水基液井。涩北气田储层保护工艺的研究进一步丰富涩北气田压井液工艺技术系列,为涩北气田低压气井储层保护技术提供发展方向和优化空间。

CO2驱注采井压井优化设计方法研究

针对CO2驱注采井压井作业压力高、采用无固相高密度压井液滤失量严重的问题,对其压井方法进行了优化设计。通过分析泵注过程中的参数控制和滤失量之间的关系,建立了以滤失量最小为目标的优化函数,并给出了详细的计算机编程步骤。利用该方法对试验井进行优化计算,优化出最优的泵压为8MPa,流速为0.3m3/min,压井液密度为1.30g/cm3,配合作业降低了CO2驱注采井压井滤失量,降低了作业成本。该优化为CO2驱注采井压井方案设计及施工提供了重要指导。