无固相压井液体系介绍6-13.ppt

研发目标 ADYJ无固相压井液体系 ADYJ-I：适应于深层（180℃） 、高含CO2低渗酸性油气藏； ADYJ-II：适用于中深层（140℃） 的低渗油气藏； ADYJ-III：抗冻型无固相压井液，温度＜-30 ℃； ADYJ-IV： 高比重抗高温无固相压井液，密度1.0～2.3g/cm3可调； 五、现场应用 * * 安东石油技术（集团）有限公司ADYJ无固相压井液体系 常规压井液存在问题 研发依据 相关测试实验 ADYJ无固相压井液体系介绍 现场应用 一、常规压井液存在问题 在钻井、试油气、修井等作业过程中经常发生压井液完井液漏失、气侵和储层敏感性伤害、井下腐蚀等情况，从而对储层保护、井筒工具保护以及作业安全提出了更高的要求，目前常规压井液在应用中主要存在以下问题： 高含 CO2、H2S气藏的强腐蚀性； 针对储层埋藏深、超高温高压地层没有适合的压井液； 热稳定性差、漏失严重，污染地层； 配伍性差、固相污染引入二次伤害； 常规使用Cl-、 Ca2+、压井液，造成盐腐蚀、储层污染； 冬季高寒地区压井液的防冻问题； 一、常规压井液存在问题 压井液按照固相含量可分为泥浆压井液、低固相压井液、无固相压井液三种，目前油田现场普遍使用的是泥浆压井液、低固相压井液，在应用中均不能有效的解决储层污染的问题，在常规无固相压井液中的因加重剂引入了大量的Cl-、 Ca2+从而造成压井液在酸性环境下腐蚀严重且高温性能不稳定、漏失量大的问题，同时也没有更好的适用于超高温高压天然气储层的压井液体系。 二、体系研发依据 避免固相污染，研究应用新型无固相的压井液； 高温高压地层，研究应用耐温达到180 ℃的压井液； 高寒地区作业，研究应用适用于低温环境下防冻的压井液； 酸性气藏，研究应用无Cl-、 Ca2+的压井液，抗气侵且避免设备腐蚀； 研发思路 二、体系研发依据 适合高含 CO2、H2S强腐蚀性气体的酸性气藏； 与地层岩性配伍性好，渗透率恢复值达到80%以上； 与地层流体相容，抗甲烷、 CO2、H2S气侵 低腐蚀，保护井下管柱和工具。 密度可调且快捷，密度在1.56g/cm3内可调； 针对超高温高压地层，密度可达到1.80g/cm3 在高温高压下性能稳定，耐温达到180 ℃ ； 滤失量小，不高于20ml； 三、测试实验 体系评价-配伍性 配 伍 性 评 价 稍浑 31 8%氯化钙溶液 清 29 3%氯化钙溶液 清 31 大港地层水 清 27 大港配液水 清 26 北京自来水 体系评价以比重为1.3g/cm3为准 清 26 蒸馏水 备注 外观 粘度 mPa.s 水质 三、测试实验 体系评价-腐蚀性 三、测试实验 体系评价-腐蚀性 腐蚀的成因： 一、压井液中Cl-、Ca2+可在金属表面形成化学微电池反应，从而加速对金属 的点蚀，但反应较慢，持续多年才可见其危害。最终使井下工具使用寿命缩 短，最后只能更新处理； 二、二氧化碳腐蚀（1）CO2分压的影响：在气井中，当CO2分压大 于0.21Mpa时将发生腐蚀，分压小于0.021Mpa时腐蚀可忽略不 计，在低流油井和凝析气井环境中，当CO2分压高0.1MPa，通常 是腐蚀环境；（2）流速的影响：高速流动时流体导致CO2腐蚀 产物FeCO3膜的破损，致使新鲜的金属界面暴露在腐蚀介质中， 遭受流体强烈的冲刷和腐蚀。高流速将影响缓蚀剂作用的发 挥，当流速高于10m/s时，缓蚀剂不再起作用，因此，通常是流 速增加，腐蚀率提高； 三、测试实验 体系评价-腐蚀性 腐蚀的成因： 三、温度的影响：在60℃以下时，碳钢表面生成的是少量松软且不致密的FeCO3膜，此时腐蚀为均匀腐蚀；在100℃左右，腐蚀速率增大，腐蚀产物较厚但还很疏松，此时形成深坑状或环状腐蚀，在高于150℃的温度条件下，由于生成致密且附着力极强的FeCO3膜，腐蚀基本能阻止。所以含CO2腐蚀，由于温度的影响常常发生在井的某一深处； 四、硫化氢腐蚀：介质中含有液相水和H2S，浓度越高，应力腐蚀引起的腐蚀越容易发生。一般发生在酸性溶液中，PH值小于6时，容易发生应力腐蚀破裂，腐蚀环境温度为0-65度； 三、测试实验 测试实验-腐蚀性 0.0178 压井液 0.0753 现场水 3Cr 0.0006 压井液 0.0008 现场水 超级13Cr 0.0218 压井液 0.3725 现场水 P110 0.0332 压井液 150℃条件下加缓蚀剂现场水与完井液对不同钢材的腐蚀对比 上排为完井液介质； 下排为现场水介质 0.4524 现场水 N