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。

油水井封堵剂(粉体暂堵剂)压井液在涩北气田的应用

针对涩北气田储层特性,对YH-01压井液暂堵剂压井液进行了室内评价和现场应用。结果表明:该压井液暂堵成功率高、复产率高、费用低及现场配液方便,现场累计试验52井次,井平均压力系数0.66,试验后井均漏速降低90%以上,气井复产率可达85%。

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。

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。