无固相清洁压井液..doc

无固相清洁压井液技术及工作液介绍 一、无固相清洁压井液技术介绍 压井液的优劣是日后影响油井产量的重要因素之一。压井液对油气层的损害，主要是由于外来液体和固体的侵入，外来液体与油层内粘土及其他物质发生物理化学作用，从而引起粘土水化膨胀、微粒运移和化学沉淀，固相微粒进入地层后，会聚集在近井带。不论是外来液体还是固体的侵入其结果是堵塞油层孔道，使得井眼周围油层渗透下降，形成低渗透率带，增加油流阻力，降低油产量。 实施修井作业过程中，国内外大部分还是采用压井作业技术，选用的压井液包括有固相压井液、水包油压井液、无固相清洁盐水压井液、低密度泡沫压井液等。无固相清洁盐水压井液选用可溶性盐作为加重材料，采用过滤技术，可有效滤除固体微粒，不会引起固体物质堵塞，而且可溶性盐具有很好的防膨效果可有效防止粘土颗粒的膨胀运移，油层保护效果好。 目前渤海油田生产井组中存在一定量的高压油气井，在修井作业过程中井口出现工作液溢流问题，给井下安全作业带来较大影响，同时也不利于地层井壁稳定。我们经常在该类油气井的修井作业中要使用一定密度的工作液来进行压井，保持井筒内压力平衡。一般静液柱压力要稍大于油藏压力若柱压力过大则会造成压井液流失和污染过小则无法控制井喷防止井喷 单剂介绍 KCl，无机盐，可加重密度1.01~1.16g/cm3； CaCl2，无机盐，可加重密度1.01~1.42g/cm3； NaCOOH，有机盐，可加重密度1.01~1.34g/cm3； KCOOH，有机盐，可加重密度1.01~1.55g/cm3。 由于氯化钙溶液易产生沉淀而且腐蚀严重，所以普遍选用氯化钾、甲酸钠、甲酸钾配制压井液。根据储层压力和深度选择不同的可溶性盐控制压井液体系密度，同时综合考虑海上作业成本，压井液密度在1.01~1.15g/cm3之间，选择KCl进行加重，压井液密度在1.15~1.30g/cm3之间选择NaCOOH加重，压井液密度在1.30~1.55g/cm3之间选择KCOOH加重。 压井液配方 表1 配制1m3KCl压井液配方 密度（21℃） g/cm3 KCl① 重量％ 加水量 m3 KCl加量 kg 结晶点 ℃ 1.01 1.03 1.05 1.08 1.10 1.13 1.15 1.16 1.1 5.2 9.0 12.7 16.1 19.5 22.7 24.2 0.995 0.976 0.960 0.943 0.924 0.907 0.890 0.881 11.4 54.0 95.4 136.9 178.3 219.8 261.5 282.1 －0.5 －2 －3.9 －5.6 －7.8 －10 40TCT② 60TCT 表2 配制1m3甲酸钠压井液配方 密度g/cm3 甲酸钠 重量% 加水量 m3 甲酸 kg 结晶点 ℃ 1.07 1.11 1.16 1.2 1.23 1.27 1.29 1.31 1.34 9.1 16.7 23.1 28.6 33.3 37.5 41.2 44.4 50 0.973 0.925 0.892 0.857 0.820 0.794 0.759 0.728 0.670 97.37 185.37 267.96 343.20 409.59 476.25 531.48 581.64 670.00 -5 -1 -16 -20 -23 ＜-25 ＜-25 ＜-25 密度g/cm3 甲酸钾 重量% 加水量 m3 甲酸钾 kg 结晶点 ℃ 1.05 1.1 1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50 1.55 9.9 19 27.2 34.8 41.8 48.2 54.1 59.6 64.8 69.5 74.1 0.946 0.891 0.837 0.783 0.728 0.674 0.620 0.565 0.511 0.457 0.402 104 209 313 417 522 626 730 835 939 1043 1148 -5 -12 -20 -24 ＜-25 ＜-25 ＜-25 ＜-25 ＜-25 ＜-25 ＜-25 性能 指标 外观 清洁、无固相 密度 1.01~1.55 固相颗粒去除率%（3~5um），% ≥95 适用范围 适用于高压油、气井修井作业。压井液密度根据油气井地层压力可调。 现场施工工艺 压井液配制 在配液池中加入足够量地热水，放掉底部1/5沉水； 开启配液池搅拌器； 按设计通过加料漏斗将可溶性加重盐加入地热水中，搅拌均匀，并使用滤筒过滤器进行过滤，清除压井液中的有害固相颗粒。 检测压井液性能，合格后停至搅拌，准备入井。 压井作业 作业前连接管线、试压； 开泵，将