摘要：石油修井作业是石油工程的主要组成部分之一。石油修井作业是石油开采和生产过程中最主要的工程。修井作业管理工作主要指高升采油厂修井作业设计管理、油气水井的交接、作业施工管理、资料录取与管理和施工的验收与结算等。修井作业中，易发生漏失现象,造成固相堵塞、液相圈闭等储层伤害，通过低渗漏压井液形成具有一定强度、软颗粒可变形、流动性良好、破胶性能好的固化水体系。本文对修井作业中低渗漏压井液的研究和应用进行了详细的阐述。
关键词：修井作业；低渗漏压井液；研究；应用
1、石油修井作业主要工程的技术方法
1.1试油工程的技术方法
试油是石油工业中测试、验证和落实地层流体性质（油、气、水）、产能、压力、温度等资料的工程过程。它在钻井工程之后，在油井采油生产之前，是勘探工作的成果鉴定，是开发工作的前期开始，是采油工程的重要组成部分。
试油的技术方法可分为套管井试油和裸眼井试油。套管井试油是在下套管井中，经过（包括）射孔使油气层与套管井筒连通后进行的。裸眼井试油是在地层裸露条件下进行的，它包括在钻井过程中裸眼井中的试油和钻井、完井后的裸眼井段的试油。
套管井试油的技术方法是地层射孔后，下油管用清洁水替出井筒内的压井液，替喷，诱喷，自喷井试采求产、测压（包括压力恢复曲线）、测温、落实产液性质和产量；非自喷井经诱喷排液后，下取样器、温度计及压力计，取得温度及压力资料，取地层产出流体样，进行室内实验分析，确认产出流体性质及产量。
裸眼井试油的技术方法包括在钻井过程中裸眼井中的试油和钻井完井、固井后的裸眼井段的试油。在钻井过程中裸眼井中的试油通常是通过中途测试来实现的；钻井完井、固井后的裸眼井段的试油，不需要射孔，可直接下油管用清水替喷后试油。
1.2小修工程的技术方法
小修是为维护油气水井正常生产的井下作业工程。小修工程的技术方法包括：作业准备（井架安装、作业设备安装、压井液选择、压井）、起下油管、起下抽油杆、起下泵、检泵、起下封隔器、起下隔热管、热洗、清蜡等。
1.3大修工程的技术方法。
大修是清除套管内的落物及对套管损坏进行修复的井下作业工程。大修工程的技术方法包括：井下故障诊断、落物打捞、解卡、套管扩胀、套管整形、套管补贴及加固、换取套管、套管内的钻、磨、铣、打通道、钻水泥塞、查封窜、找堵漏、挤灰封存层等。
1.4压裂、酸化工程的技术方法
压裂是油气水井的增产增注措施，是低渗透油田的战略进攻措施。它既能解除地层的污染伤害；又能改造地层，使油气层形成人工裂缝，从而增加油、气、水井的产量和注入量。
压裂工程的技术方法是把压裂液用高压柱塞泵，按设计的高压和大排量，注入地层，压裂液劈开地层形成人工裂缝，支撑剂由压裂液携带，随压裂液进入地层中的人工裂缝，待压裂液破胶和人工裂缝闭合后，压裂液返排出地层，支撑剂支撑地层中的人工裂缝，从而形成了人工油流通道，提高了油井产量。当压裂液是酸液时，叫酸压。
2、修井作业中低渗漏压井液的研究和应用
2.1测试实验
2.1.1腐蚀的成因分析
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；
2.1.2二氧化碳腐蚀
（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；
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；
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；
2.2 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；
2.2.1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，且配伍性好，尤其适用于高温、高矿化度地层；
较低的滤失量与良好的抑制性能，能够有效地防止膨胀，稳定井壁；体系无固相，对地层伤害极小，避免对储层的二次污染；
良好的抗高温缓蚀性能， 保护井下金属工具。
2.2.2技术指标
密度：1.00 g/cm3～1.56g/cm3
耐温: 180 ℃;
pH值：7～9；
粘度：10mPa.s～50mPa.s;
滤失：≤10ml;
岩芯渗透恢复率：≥80%；
腐蚀速率：≤0.03g/m2•h；
相对膨胀率：≤10%；
2.2.3技术特点
密度在1.30内可调；常规无机盐加重；与增粘、降滤和防膨剂配合后具有良好的流变性和防滤失性；配制工艺简单，适用于低含CO2油气藏。
2.2.4性能指标
密度：1.00～1.30g/cm3
耐温: 140 ℃;
pH值：7～9；
粘度：10mPa.s～30mPa.s;
滤失：≤30ml;
岩芯渗透恢复率：≥80%；
腐蚀速率：≤0.1g/m2•h；
相对膨胀率：≤18%；
2.3适用于冬季高寒气温的ADYJ-III压井液
采用多种有机盐和无机盐复合加重，能够使密度为1.3压井液在零下30度的气温下进行配液、储存和施工，适应高寒地区压井施工。
2.4高比重抗高温无固相压井液ADYJ-IV
有机盐水加重剂属于自然增重型，单价液体，有机盐A的饱合密度可达1.30g/cm3，有机盐B的密度可达1.57g/cm3，而有机盐C的最大密度可高达2.3g/cm3,且配伍性好，性能完善。
2.5现场应用
2.5.1昌30井
昌30井位于伊通盆地岔路河断陷的梁家构造带西南端。永二段：Φa 17%；Ka58mD ，中孔—高渗型储层（地区）；奢岭组：Φa 10.5%，Ka10.6mD ，中孔—高渗型储层（地区）。
2.5.2长深4井
长深4井对185层进行射孔和大型压裂措施
地层压力系数：1.15；
地层温度：140 ℃ ；
井底压力：47.79MPa，4248.15m；
该井产气主要为二氧化碳，其含量平均98.9%；
压井目的：配合起下压裂管柱后完井投产
压井方式：反循环
压井深度：4320m
压井液类型：ADYJ-Ⅰ
压井液密度：1.3 g/cm3
实用压井液：96m3
施工过程：压井、起原井压裂管柱、下刮削洗井管柱、下可取式完井管柱、装井口、投球、座验封封隔器、拆钻台、装采气树、用缓蚀剂替喷井内压井液、放喷试采。投产后抽吸出井内压井液体后，天然气喷出，6mm油嘴油压7MPa，日产气12万方，达到预期产量。
该井为二氧化碳气井，施工期间由于天气、下测试工具、封隔器坐封、下连续油管、地面测试、关井等原因，压井液长时间滞留井下30余天，在140度的温度下，经受住了二氧化碳气侵，性能仍能保持稳定，保证了作业安全和投产施工的顺利进行。
3、结束语
随钻堵漏钻井液性能稳定,能够快速提高粘度和切力,性能易于现场调整,具有很强的防塌润滑性及一定的安全性,同时又具有堵漏作用,起到桥堵加固作用,与其它添加剂配伍性能好。
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论文作者:燕旗
论文发表刊物:《基层建设》2019年第3期
论文发表时间:2019/4/11
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