无固相压井液体系介绍6-13

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1、Sunday,August08,2021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

2、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

3、无Cl-、Ca2+的压井液，抗气侵且避免设备腐蚀；研发思路研发目标二、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；三、测试实验体系评价-配伍性配伍性评价水质粘度mPa.s外观备注蒸馏水26清体系评价以比重为1.3g/cm3为准北京自来水26清大港配液水27清大港地层水31清3%氯化

4、钙溶液29清8%氯化钙溶液31稍浑三、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

5、，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。

6、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-腐蚀性腐蚀速度g/m2.h备注N80现场水0.4524150℃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；下排为现场水介质压井液0.0332P110现场水0.3725压井液0.0218超级13Cr现场水0.0008压井液0.00063Cr现场水0.0753压井液0.0178N80P11013Cr3Cr三、测试实验对岩心伤害极低，渗透率恢复值可达到95％三、测试实验ADYJ无固相压井液检验报告该体系性能完善，热稳定性能良好，能够很大程度的保护油

7、气储层，是一种理想的压井完井液体系。四、ADYJ无固相压井液体系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；1、适用于高温（180℃）高含CO2气藏的ADYJ-Ⅰ压井液技术特点密度在1.56g/cm3内可调；不含氯离子及重金属离子，相溶性好且避免了盐腐蚀；具有良好的流变性，摩阻和压力损失低；热稳定性能突出，且配伍性