修井液

摘要： 经过十多年的勘探开发,长庆气田地层压力系数严重下降,很多气井无法正常生产甚至被迫关井。为了提高产量、恢复生产,需进行相应的修井维护作业,而修井液是完成修井作业的一个关键因素。针对长庆低压气井修井液漏失严重、储层伤害大等问题,研发出一种自降解、抗高温的低伤害修井液体系,其配方为0.6%LH-1+0.5%LJ-1+0~16%WL-1+0.3%~0.5%SZ-2+0.25%GP-2。该体系密度调整范围为1.0~1.1 g/cm^(3);在100°C、170 s^(-1)剪切速率下剪切90 min后黏度仍保持在180 mPa·s;在80~100°C下,修井液具有较低的静态滤失系数;在100°C下修井液封堵承压能力达9 MPa;修井液破胶性能良好且破胶液对岩心的伤害率小于20%。该修井液体系具有“能压住、不漏失、易破胶、低伤害”的特点,在保证修井作业安全完成的同时,可有效降低修井作业对储层的伤害,在长庆低压气井修井作业中具有广阔的应用前景。

摘要： 《钻井液与完井液》是中国石油天然气集团有限公司主管、中国石油集团渤海钻探工程有限公司和中国石油华北油田分公司联合主办的学术期刊,主要刊登钻井液、钻井完井液、固井液、酸化液、压裂液、射孔液、压井液、修井液等专业的研究报告、文献综述、新技术和新方法等方面的学术论文。本刊是北大中文核心期刊(2020年版).

摘要： 海上油井钡锶垢清除难度大、作业费用高,需要通过优化除垢剂配方和改进除垢工艺来降低除垢成本。针对涠洲油田群典型井下工况,采用真实垢样开展了除垢剂溶垢实验,从保持除垢效果降低药剂用量和保持药剂用量提高除垢效果两个角度,研发和改进了除垢剂配方;提出了除垢作业与修井作业二合一的工艺改进新思路,初步论证了除垢剂与修井液合二为一的可能性。结果表明,现用药剂SD-132和优选的新剂DTPA的用量降低至8%仍可满足除垢指标要求;研发的以DTPA为主剂的新剂改进配方,在相同质量分数(16%)下比现剂溶垢量可提高13.08%,现剂添加2%~4%DTPA后,溶垢量也可提高14.49%,且新配方对不同类型垢样均适用;除垢剂与修井液二合一具有一定可行性,两者复配后仍可保持良好的除垢和储保性能,若能实现修井作业同时除垢,除垢剂和施工成本将会大大降低,将大幅提高海上油井钡锶垢除垢工艺的经济性。

摘要： 油田开发污染是我国主要的环境污染源之一,油田污染防治问题备受国人关注。修井作业是油田开发重要环节,随着老井服役加长,每年修井数量不断增加,每口井产生的废液在200 m3左右,污油泥5 m^(3)左右,如果不加以控制,将对环境造成极大的破坏。近几年,通过研制多种专用配套设备,包括井口集液操作台、油管防喷溅装置,油管钢制平台、油管软体平台、废液回收装置等。完善了地面流程,有效减少修井废液和固废污染物的产生,并对产生的废液和固废回收、再利用,实现生产效率、经济效益与环境保护互利共赢。

摘要： 随着渤海油田油气资源的开发,其修井作业量逐年增加,但个别井次投产后,产液含水量显著上升,产能恢复率急剧下降,说明作业过程中发生了严重的储层伤害.修井液大量漏失是造成储层伤害的主要外力因素,其伤害类型主要有流体不配伍结垢堵塞、乳化伤害、稠油冷伤害以及五敏伤害等.为有效保护油气储层,降低修井液漏失,针对性应用无固相暂堵液体系,其不含固相、封堵能力强,渗透率恢复高,易破胶返排,作业后油井恢复周期短.通过在渤海东部某油田A井的应用,无固相暂堵液体系可将循环漏失速率从大于20.0m3/h降至1.5m3/h,有效控制漏失速率.A井作业后第7d产能恢复至作业前水平,表明采用无固相暂堵液体系降低修井液漏失的工艺,可有效降低储层的伤害,起到良好的储层保护作用.

摘要： 针对海上某油田修井作业后出现油井产能下降的现象,开展了储层污染原因的分析,结果认为现场用修井液与地层流体的不配伍是造成储层污染的主要原因.为此,室内研究出了一套适合修井污染后的新型解堵增产液体系,并对体系的综合性能进行了评价.结果表明,新型解堵增产液体系对无机垢具有较好的溶解能力,与地层流体配伍性较好,对油管的腐蚀较小.注入2 PV新型解堵增产液后,岩心驱替的渗透率恢复值可以达到115％左右,说明研究的新型解堵增产液体系不但能够解除前期修井过程中带来的储层污染,同时对储层具有一定的改善作用,综合体现出对油井具有很好的解堵增产效果.现场应用结果表明,在常用修井液修井作业后,表皮系数均大于0,使用研制的新型解堵增产液进行解堵,表皮系数大幅降低,比采油指数和日产油量大幅增加,效果优于常规酸化解堵液.

摘要： 针对板桥油田修井作业过程中出现的储层损害特点,开展了目标储层的敏感性损害研究,包括岩石物性分析,储层伤害室内评价、储层修井液伤害机理研究和伤害程度研究,根据敏感性损害评价实验结果,优选评价了适合该油田的保护储层修井液基本配方,形成了保护储层修井液基本配方,具有良好的油层保护效果.

摘要： 海上油田在修井作业过程中,修井液会出现不同程度的漏失情况,而修井液漏失进地层与储层岩石、流体以及原油之间可能存在不配伍情况,这将会导致水敏、水锁以及结垢等现象的发生.为了防止储层受到此类伤害,针对不同的储层开发出不同类型的修井液,保证修井作业的顺利完成以及油井后续产能的恢复.现场应用表明,使用相匹配的修井液体系能有效减小黏土膨胀运移、乳化、水敏及水锁等伤害,在油井投产后不仅产能恢复快,且增油效果良好,油井产量得到一定幅度的提高.

摘要： 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小时可完全溶解含油聚合物垢样中的有机组分.动态驱替实验表明,对于聚合物伤害后的岩心,注入复合解堵修井液体系后,岩心渗透率恢复率达96％.该体系已应用于注聚油田油井修井作业,具有明显的提液增油能力,为海上注聚油田利用修井作业窗口期提升油井产能提供了有力支持.

摘要： 石油是日常生活、工业生产、航天军工无可替代的能源,同时作为一种不可再生能源,它的开发与利用非常重要.为了保持稳定的产量,在开发新油田的同时,也要充分利用现有油田的资源.所以利用修井机来修护、保养现有井口尤为重要.修井的重要媒介是修井液(主要组成成分为泥浆),修井液的循环是否顺畅、配比(配浆)是否正确关系着修井作业能否顺利进行.该文研究了近几年修井机项目的工艺流程及设备布置方案,选取某一典型项目中出现的问题进行案例分析,从而得出结论:在修井液循环和配浆过程中,由于泥浆罐的布置顺序不同、泥浆罐与高压泥浆泵的相对位置不同,对实际建造和功能的实现有重要影响,甚至由于无法合理布置管线导致工艺流程无法实现;最终根据存在的问题提出两套优化方案,供以后的修井机项目参考借鉴.

摘要： 针对南海西部文昌海域海相沉积砂岩储层修井液应用过程中漏失严重,导致修井液成本大大增加,部分井修后产能下降的问题,自主开展了修井液体系优化研究.通过修井液配方优化,最终形成了一套适用于X油组的清洁盐水修井液体系和Y油组的新型隐形酸修井液体系.这两套体系岩心恢复率达99％,储层保护效果好,和原修井液相比,清洁盐水修井液和新型隐形酸修井液成本分别降低90％和46％.2013-2016年期间,这两套修井液体系累计应用45余井次,修后油井产能恢复较好,和原修井液相比,累计节约1000余万元,降本增效显著.

摘要： 本文在浅滩海油气储层特征调研的基础上,对压、修井作业过程中储层伤害机理进行了研究,提出了密度1.2～1.8g/cm3范围的无固相压井液、修井液体系,并对研究形成的体系进行了综合性能评价.评价结果表明,该体系具有良好的稳定性、储层配伍性、防乳化性能和较低的岩心伤害等诸多优点,在浅滩海区块压井及修井作业领域具有广阔的应用前景.

摘要： 低渗油藏修井作业过程中容易造成水敏、水锁及固相颗粒损害,为降低修井液对低渗储层的损害,提高修井作业后产量恢复率,针对大港油田低渗储层修井作业过程中油层保护技术要求,通过增黏剂、降滤失剂等表面活性剂的优选,并进行配伍性评价,形成了适用于低渗油藏的保护油气层修井液,现场试验表明,该修井液能够有效降低修井液对低渗油藏的油层伤害,增强了修井作业过程中油层保护效果.

摘要： 本文从储层伤害的机理出发,结合修井液的特点对其造成的储层敏感性伤害进行了分析,分别从减少修井液的固相和液相伤害进行了体系构建.结合实验研究研制出了封堵性能好、抑制性强、易返排、储层保护效果优异的修井液技术体系及配套完井液,并以南海西部乐东15-1气田为目标区块进行了现场应用,结果表明,该技术系列能够有效地保护油气层,提高修井作业后的产量恢复效率,效果十分显著.

摘要： 随着气田的深入开发,气井压力系数逐渐降低,采气一厂前期研制的束缚水修井液在低压力系数(小于0.5)并作业中漏失量大,无法满足目前修并需要.通过改进配方,配制出了改进的防漏型束缚水修井液,并对其性能进行评价,该束缚水修井液抗剪切性、防失水性、堵漏效果好,对岩心伤害率小.通过两口井的现场应用,改进的防漏型束缚水修井液起到了很好的暂堵作用,取得了良好的储层保护及复产效果,有效解决了压力系数低于0.5、易漏失地层复产困难的问题.该修井液在裂缝发育的火山岩储层修井作业中具有良好的推广应用价值.

摘要： 大港油田地质情况复杂,油藏类型多,非均质性强.作业过程中容易发生水锁、水敏、结垢、漏失等油层污染.由于面临技术和成本两方面的难题,作业过程油层保护技术一直没有规模应用.对此,2009年大港油田以采油三厂为重点,开展了低成本油层保护工艺技术先导性研究与应用.针对不同油层污染机理,围绕降成本,自主创新,大量利用污水、卤水等原本是污染源的廉价资源,通过配方改进或工艺创新,研究出了系列低成本油层保护工艺技术.2010年各类油层保护技术在采油三厂成功应用137井次,有效率93％,产量恢复期缩短2d,平均恢复率提高9％,减少产量损失7760t.在显著提高油层保护效果同时,修井液成本降低20％-50％,为老油田推广应用油层保护技术,稳定和提高单井产量提供新技术支持.

摘要： 涠洲12-1油田为复杂断块油田,储层物性较差,以中孔中渗和中孔低渗为主,存在多种敏感因素,容易受到伤害.随着油田开发进入中后期,修井作业频次加大,缓解修井期间的储保问题显得尤为迫切.通过对该油田储层伤害的机理分析,提出了解决储保问题的修井液技术对策;通过配方优化,评价出了适合涠洲12-1油田的修井液配方.从现场应用的统计数据看,油井修井后产能恢复快,部分油井产能得到明显提高.

摘要： 研制和合成出高吸水性的树脂聚合物，将该聚合物加入水中配成束缚水修井液。该修井液是聚合物吸水后，能够完全将水束缚，并且吸水后的树脂颗粒可流动，游离水不大于修井液的5％的新型的适合于低压力系数的修井液。通过修井液的性能：稳定性、流变性和抗剪切性、滤失量、粘土膨胀率的影响、气侵和油侵试验、污染评价、与地层水的配伍性能、抗温性能、裂缝堵漏性、对油管腐蚀率、束缚水修井液的粒度研究和评价，得出适合于新疆气井现场的压力系数小于0．93的修井液，在新疆油田581井、256井、盆5井和五3东区57218井进行了应用，取得了良好的效果，不但能够将水束缚，使游离水小于5％，并且对储层伤害非常小，修井后产量恢复远远大于95％。

摘要： 油田修井、措施等生产作业过程中,由于工作液与储层不配伍,造成油层伤害问题长久未能得到解决.本文分析探讨了目前油田作业过程中面临的主要技术难题,有针对性地研发形成了三类油层保护技术体系——防漏失修井液技术体系，高密度压井液体系，复杂渗透油层保护液.配套了相应的软硬件设备,在现场应用2135井次,累计减少产量损失12.6×104t.为油田稳定和提高单井产量提供了新技术支持.

摘要： 高压修井作业，为保护储层，一般采用甲酸盐体系，费用较高。为节约成本，大港油田采油三厂高压井修井作业采用密度在1．3 g／cm3～1．4g／cm3高密度“卤水”压井，但是对油层污染严重，产量恢复率只有60％。通过污染机理和作业工况分析，研究应用一种新型“低密度段塞法”修井液工艺技术。该技术根据油层特征，针对性配制10～15m3的低密度油保液，配合高密度卤水进行修井作业。通过降低油层保护液的密度、用量，大幅度降低了高压修井作业油层保护成本。该技术在3口井进行现场应用，见到明显效果，为今后东部老油田稳产、增产提供新技术支持。

摘要： 本实用新型是一种修井返排液油水分离器及修井返排液油水分离总成，其包括由上至下依次同轴固定并连通的涡旋腔筒体、同心缩进椎体、细椎体和平行尾管，涡旋腔筒体内部固定连有叶片式导流管，在叶片式导流管外侧沿圆周均匀固定有至少6个弧形叶片，在叶片式导流管中部内侧同轴固定有可拆装下部沿圆周均匀分布至少两排溢流孔的多孔溢流管。本实用新型结构合理而紧凑，有效减少了流体短路和油水错配的概率、促进流体涡流流型的形成、提高分离效率、适用范围更广、效果更佳；增设串联罐将多个修井返排液油水分离器进行串联作业后，可以根据处理量的需求，增大本实用新型的处理能力，使本实用新型能够适应多种作业量的需求。

摘要： 本发明公开了一种油气井用无固相完井液修井液用提切剂，包括金属盐、碱度调节剂、流型调节剂和水，其中，各组分原料按下述重量百分比组成，金属盐8‑12％；碱度调节剂28‑32％；流型调节剂8‑12％；余量为水；另外，本发明还公开一种油气井用无固相完井液修井液用提切剂制备方法，包括如下步骤：步骤1：在反应装置中加入配方量水，然后加入配方量金属盐，使用搅拌装置进行搅拌使其快速溶解并均匀混合；步骤2：将其缓慢加入到配方量的碱度调节剂中，并调节pH＝9‑10；步骤3：反应完成后加入流型调节剂进行搅拌；步骤4：蒸发溶剂，并将其粉碎后得粉末。本发明所公开的提切剂能够解决固相复合盐水完井液、修井液悬浮携砂不佳的技术问题。

摘要： 本发明涉及油田井下修井作业领域所使用的吸水保持剂，包括乙二胺四乙酸二钠、碳酸钠、氢氧化钠，且乙二胺四乙酸二钠、碳酸钠、氢氧化钠的质量比为2:2:1～2:6:1；吸水保持剂在应用于携砂修井液携砂时，分别按清水与乙二胺四乙酸二钠、清水与碳酸钠、清水与氢氧化钠的质量比为100:2、100:2～6、100:1的比例将乙二胺四乙酸二钠、碳酸钠、氢氧化钠、清水混合，搅拌至完全溶解后静置6小时，获得吸水保持剂溶液；吸水保持剂溶液与聚丙烯酸树脂按质量比为：100:0.4～100:1.0混合得到携砂修井液。本发明能够解决携砂修井液吸水能力随着液体矿化度的增大而急剧降低，携带能力随着吸水能力的降低而降低的问题。

摘要： 本发明公开了一种改性卤水修井液用除氧剂、改性卤水修井液及其制备方法，属于油气开采技术领域。所述改性卤水修井液用除氧剂包括以下重量百分比的组分：亚硫酸钠78％～93％、硫代硫酸钠6％～20％、抗坏血酸1％～2％。本发明通过的亚硫酸钠、硫代硫酸钠与抗坏血酸这三个组分的协同作用，易使除氧剂与改性后的卤水修井液中的溶解氧发生反应，会消耗改性后的卤水修井液中大部分的溶解氧，可有效阻止改性后的卤水修井液中的溶解氧与阻垢改性剂发生氧化反应，避免改性卤水修井液失去阻垢能力，不会致使地层结垢再次发生。

摘要： 本发明公开了一种修井液及修井液的配置方法，该修井液包括的组分及组分的重量配比为：分子量大于500万的羧甲基纤维素钠盐0.4～0.57份、玉米粉0.3～0.47份、小米粉0.3～0.47份、油溶性树脂0.4～0.57份；其余组分全部或部分为水；其中，羧甲基纤维素钠盐用于悬浮玉米粉、小米粉和油溶性树脂；玉米粉、小米粉和油溶性树脂用于增加修井液中颗粒的粒径范围，以提高堵漏率。本发明提供的修井液及修井液的配置方法用以解决现有技术中的修井液，存在的堵漏率差或解堵率差的技术问题。提供了一种高堵漏率和高解堵率的修井液。

摘要： 本发明涉及一种抗超高温180°C变密度无固相增粘型完井液与修井液，属于石油开采领域。其原料包括1～2.5wt％的吸水胶粒，5～65wt％的复合盐。本发明有效解决了传统修井液抗温不足、难以提升密度的难题，修井液可抗超高温180°C，密度变化范围在1.1～1.8g/cm3之间，对应的表观粘度在27～690mPa·s范围，可满足超高温高压油气井完井与修井作业需求，配制简便，易循环返排，现场可操作性强，具有良好的应用前景。

摘要： 本发明公开了一种油气井用无固相完井液修井液用提切剂，包括金属盐、碱度调节剂、流型调节剂和水，其中，各组分原料按下述重量百分比组成，金属盐8‑12％；碱度调节剂28‑32％；流型调节剂8‑12％；余量为水；另外，本发明还公开一种油气井用无固相完井液修井液用提切剂制备方法，包括如下步骤：步骤1：在反应装置中加入配方量水，然后加入配方量金属盐，使用搅拌装置进行搅拌使其快速溶解并均匀混合；步骤2：将其缓慢加入到配方量的碱度调节剂中，并调节pH＝9‑10；步骤3：反应完成后加入流型调节剂进行搅拌；步骤4：蒸发溶剂，并将其粉碎后得粉末。本发明所公开的提切剂能够解决固相复合盐水完井液、修井液悬浮携砂不佳的技术问题。

摘要： 本实用新型提供了一种用于井下设备修井用的修井液过精细滤装置，包括过滤组件，所述过滤组件包括U形板、方杆、滑块、第一弹簧、处理箱、进料管、软管、连接管、阀门；所述U形板的左侧内壁与右侧内壁之间固定安装有两个方杆。驱动电机带动偏心轮转动，偏心轮转动的前半圈对滚珠进行挤压，滚珠通过连接杆带动移动板在定位杆上滑动，移动板通过倾斜杆带动处理箱移动，处理箱带动滑块在方杆上滑动，处理箱带动过滤箱向左移动对井液进行过滤，驱动电机持续工作带动过滤箱循环左右摆动对能对井液进行精细过滤，螺栓与螺纹孔分离，紧接着握住把手并拉动，把手带动过滤箱在回形槽上滑动并脱离，此时便于将过滤箱内的残渣进行清理。

摘要： 本实用新型公开了一种修井用修井液过滤装置，包括过滤箱、出料管和散热盒，所述过滤箱顶部通过安装架安装有小型电机，所述过滤箱底部一端焊接有出料管，所述出料管一侧通过螺栓固定有散热盒，所述散热盒内部通过安装架安装有抽风扇，所述散热盒内部一侧通过螺栓固定有导热板，所述散热盒一侧焊接有导热柱，所述导热柱外侧焊接有弧形导热片。本实用新型可以对过滤装置进行清理，使其不易堵塞，长时间使用后不会影响过滤效果，提高其使用寿命，同时可以对修井液进行降温、冷却，适合被广泛推广和使用。

摘要： 本实用新型涉及一种用于井下修井的修井液过滤装置，包括壳体，壳体内部设有过滤箱，过滤箱内设有滤板，过滤箱位于滤板上端设有驱动杆，驱动杆上固定连接有多组铲板，过滤箱位于滤板底端设有转动杆，转动杆一端与壳体转动连接，转动杆位于过滤箱内的一端固定连接有凸轮，通过电机和传动带的相互配合，同时带动驱动杆和转动杆的转动，驱动杆可带动铲板的转动，对滤板上端的修井液进行铲起，使滤板上端的修井液处于流动状态，避免堵塞，同时转动杆带动凸轮转动，使滤板不断振动，可对修井液进行快速充分的过滤，不仅节约了时间，提高了过滤和工作人员的效率，而且过滤的更加充分，很好的保证了修井液的使用。