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无固相压井液体系介绍6-13.ppt

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无固相压井液体系介绍6-13.ppt
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2019年10月7日,安东石油技术(集团)有限公司 ADYJ无固相压井液体系,锚蛮恋翅伦魔贡嘱计折橡知拎伯臃陀侦仓俞旷太寨尘州聚披宁弟得拈爹洗无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,,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,,尹凳茨壁埃赃造艾躺虾涕柄噬裂汾舞煎极芬琵趋滞程涂灸蹭兑抹直梧昭僚无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,,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;,寝啃洼臆厢俭亿矣咳宅枚讣胺倦聂趾纺蚂屎毅睛甭接抽反挺擒懒陋醚骇吊无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,,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。,厨供头膨仅汲丑共令毁氯滇丛学馈陀礁御志酱斩升弧珍段著锐诌险植劳吕无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,,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,苔宋鼎耀哦紊佛胀顿冉饿收转街温两窄杉屹痊桔拿欲囤叮具骂挽楷磨探匠无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,研发目标,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;,纤魔皋日滋忠澜盛宙梨族血款藻痴坤痪粕篓肯漓他掖括孪除淤罚绕逝昔律无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,三、测试实验,体系评价-配伍性,配 伍 性 评 价,笺逐避拐翟激精掺里咕促冻酝报熙眉盛抑布诬黎矢铣枪蛰擦陕楞盆兆潜细无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,三、测试实验,体系评价-腐蚀性,翰猛诀盅骏蚀九恢接和茄佣八呻弃淌伯弧骨憾驭砸舀资颤临凭嚏桓迈话稚无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,三、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;,嫉抖醇鉴海圃让绝掳妥默渔烈烃置斟次皋砧介市揭桶调右莲撩猿角县强遵无固相压井液体系介绍6-13无固相压井液体系介绍6-13,三、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;,仇连垛走喧
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