低壓氣藏用低密度無固相泡沫修井液的研制及試驗(yàn)

馬喜平， 許 帥， 王曉磊， 張 鋒，陳曉明， 周有禎

(1.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川成都 610500；2.中國石油新疆油田分公司采氣一廠，新疆克拉瑪依 834000)

低壓氣藏用低密度無固相泡沫修井液的研制及試驗(yàn)

馬喜平1， 許 帥1， 王曉磊2， 張 鋒2，陳曉明2， 周有禎1

(1.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川成都 610500；2.中國石油新疆油田分公司采氣一廠，新疆克拉瑪依 834000)

在產(chǎn)能低、漏失量大的低壓氣層，使用常規(guī)修井液時(shí)會帶來排液困難、地層傷害嚴(yán)重、產(chǎn)能難以恢復(fù)等問題，為此,在可循環(huán)泡沫鉆井液的基礎(chǔ)上，通過添加高效兩性離子型發(fā)泡劑及穩(wěn)泡劑，使其能夠形成具有特殊結(jié)構(gòu)的微泡狀材料,研制了一種保護(hù)儲層的低密度無固相泡沫修井液。該修井液的泡沫密度達(dá)到0.50～0.95 kg/L，黏度不大于90 mPa·s，100 ℃溫度下的穩(wěn)定時(shí)間達(dá)到24 h。室內(nèi)性能試驗(yàn)表明：該修井液儲層傷害率和濾失量低，堵漏效果良好，溫度、壓力對其穩(wěn)定性影響較小。在新疆八二西80104井的現(xiàn)場試驗(yàn)表明，該修井液性能穩(wěn)定，防漏堵漏效果良好。研究認(rèn)為，低密度無固相泡沫修井液可在井漏嚴(yán)重、儲層水敏和水鎖嚴(yán)重的低壓氣藏應(yīng)用，能有效保護(hù)儲層，提高氣井產(chǎn)量。

低壓油氣藏 氣井 無固相 泡沫 修井液 表面活性劑

在油氣井壓井、修井等作業(yè)中，工作液性能的優(yōu)劣直接影響到儲層受傷害的程度和油氣井產(chǎn)量的高低。目前，許多注水開發(fā)油田的地層壓力呈現(xiàn)出高于原始地層壓力的趨勢。針對該情況，國外開始采用高密度無固相鹽水修井液[1-3]；國內(nèi)目前主要應(yīng)用鉆井液改進(jìn)型修井液、聚合物固相鹽水修井液和無固相鹽水修井液等水基修井液[4-10]，而該類修井液可能會給儲層造成較大傷害，或在應(yīng)用中常出現(xiàn)漏失、水鎖等問題。對于許多中低滲透氣藏，隨著生產(chǎn)開發(fā)的不斷深入，氣井壓力逐年降低，氣層抗污染能力也在下降。為了減小修井液對氣層造成的傷害，筆者在可循環(huán)泡沫鉆井液的基礎(chǔ)上[11-14]，通過添加高效兩性離子型發(fā)泡劑及穩(wěn)泡劑，使其能夠形成具有特殊結(jié)構(gòu)的微泡狀材料，從而制得低密度無固相泡沫修井液，并進(jìn)行了室內(nèi)性能試驗(yàn)和現(xiàn)場試驗(yàn)。

1 無固相泡沫修井液配方的確定

1.1 起泡劑的篩選

根據(jù)各種表面活性劑的分子結(jié)構(gòu)及所產(chǎn)生泡沫的表觀形態(tài)、穩(wěn)定性，從14種起泡劑(包括陰離子型表面活性劑、陽離子型表面活性劑、非離子型表面活性物質(zhì)和甜菜堿兩性離子型表面活性劑)中進(jìn)行了篩選。篩選的方法為在50 mL的2.00%氯化鉀溶液中分別加入1.00%的上述起泡劑，在1 000 r/min轉(zhuǎn)速下攪拌5 min，然后記錄泡沫體積和泡沫的半衰期，結(jié)果見表1(QPJ-1和QPJ-2為甜菜堿兩性離子型表面活性劑)。

從表1可以看出，甜菜堿兩性離子型表面活性劑 QPJ-1 和 QPJ-2 的泡沫體積大，半衰期長，泡沫細(xì)小且均勻，可選擇作為起泡劑。

為了更進(jìn)一步選擇合適的起泡劑，提高泡沫的性能，將選出的 QPJ-1 和 QPJ-2 進(jìn)行復(fù)配試驗(yàn)。試驗(yàn)方法為：在保持其他條件不變的情況下，改變QPJ-1和 QPJ-2 的質(zhì)量比，測定二者混合后的起泡性能，結(jié)果如圖1所示。

從圖1可以看出，QPJ-1和QPJ-2混合后的起泡性能更好，當(dāng)其質(zhì)量比為1∶1時(shí)的起泡效果最好。所以，選擇按質(zhì)量比1∶1混合的QPJ-1和QPJ-2作為起泡劑。

為了確定該混合起泡劑的合理加量，進(jìn)行了QPJ-1和QPJ-2的混合起泡劑加量對泡沫體積及半衰期影響的試驗(yàn)，結(jié)果如圖2所示。

從圖2可以看出：在混合起泡劑加量從0.20%增至0.50%過程中，泡沫體積和半衰期都顯著提高；加量達(dá)到0.50%以上后已具有較好的起泡性能；加量達(dá)到1.20%以上后泡沫體積和半衰期變化較小，性能趨于穩(wěn)定。考慮成本因素，選擇起泡劑的加量為0.50%～1.20%。

1.2 穩(wěn)泡劑的篩選

穩(wěn)泡劑通過提高液相的黏度來達(dá)到穩(wěn)定泡沫的目的，試驗(yàn)選用一些大分子聚合物，如羧甲基纖維素鈉(CMC)、羥乙基纖維素(HEC)、黃原膠(XC)和相對分子質(zhì)量500萬的聚丙烯酰胺(PAM)。在50 mL的2.00%氯化鉀鹽水中加入起泡劑(加入0.50%質(zhì)量比為1∶1的QPJ-1和QPJ-2混合物)，在1 000 r/min轉(zhuǎn)速下攪拌5 min，然后記錄泡沫體積和半衰期，結(jié)果見表2。

由表2可知，除PAM的穩(wěn)泡效果不理想外，XC、CMC和HEC穩(wěn)泡能力均比較好，使用這3種穩(wěn)泡劑后盡管泡沫體積沒有增大，但泡沫的壽命大大延長，表明具有很好的穩(wěn)泡能力。

為了得到合適的穩(wěn)泡劑及其加量，進(jìn)行了室內(nèi)試驗(yàn)。取一定量的水，在水中加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的XC、PAM、CMC和HEC，用攪拌器在1 000 r/min轉(zhuǎn)速下攪拌使其完全溶解；然后加入0.50%的起泡劑(質(zhì)量比1∶1的QPJ-1和QPJ-2混合物)和0.40%硫脲，攪拌使其完全溶解；再用鉆井液高速攪拌機(jī)在8 000～10 000 r/min轉(zhuǎn)速下攪拌10 min，測定其密度和流變性；然后放入帶蓋鋼瓶中，蓋好蓋子放入變頻滾子爐在100 ℃下熱滾24 h后取出，冷卻至室溫，測定密度和流變性，結(jié)果見表3。

注：某些穩(wěn)泡劑在某些加量下，由于不能很好地穩(wěn)泡，故沒有測試其熱滾后的數(shù)據(jù)。

從表3可以看出：加量為1.20%和1.50%的XC具有較好的穩(wěn)泡能力，PAM、CMC和HEC在100 ℃下熱滾24 h后泡沫均消失，因此選擇XC為無固相泡沫修井液的穩(wěn)泡劑。

為了確定XC的合理加量，對加入1.50%和1.20% XC的修井液進(jìn)行試驗(yàn)，測定密度并觀察泡沫，測定結(jié)果為：加入1.50%XC修井液的密度為0.494 3 kg/L，100 ℃下熱滾24 h后密度為0.485 0 kg/L;加入1.20%XC修井液的密度為0.732 0 kg/L，100 ℃下熱滾24 h后的密度為0.672 7 kg/L。從測定結(jié)果

可以看出，加入1.50%和1.20% XC的低密度無固相泡沫修井液在100 ℃下熱滾24 h后的密度均降低。加入1.50%XC修井液在100 ℃溫度下熱滾24 h前后的密度相差很小。從測定結(jié)果還可以看出，加入1.50%XC修井液的密度較低，而加入1.20%XC修井液的密度較高，說明加入1.50%XC的修井液含氣體較多，泡沫較大。

依據(jù)文獻(xiàn)[15]給出的方法，用試驗(yàn)得到的流變數(shù)據(jù)計(jì)算表觀黏度、塑性黏度、動切力和動塑比，結(jié)果見表4(熱滾條件為在100 ℃溫度下放置24 h)。

從表4可以看出：加入1.50%XC和1.20%XC的無固相泡沫修井液的穩(wěn)定性均比較好，但加入1.50%XC修井液的泡沫顆粒粗，表觀黏度比加入1.20%XC修井液大，所以綜合考慮確定XC的加量為1.20%。

1.3 殺菌劑和除氧劑的篩選

由于選擇的穩(wěn)泡劑XC為生物聚合物，在高溫下使用時(shí)容易發(fā)生生物降解，失去穩(wěn)泡能力，因此必須要使用殺菌劑。目前應(yīng)用最廣泛的殺菌劑是十二烷基二甲基芐基氯化銨。該殺菌劑具有廣譜、高效的殺菌滅藻能力，對殺滅硫酸鹽還原菌有特效，且可溶于水，使用方便，不受水的硬度的影響。所以，選擇十二烷基二甲基芐基氯化銨為殺菌劑。考察殺菌劑的殺菌率及修井液在100 ℃溫度下的穩(wěn)定時(shí)間，確定該殺菌劑的加量為0.05%(此時(shí)的殺菌率可達(dá)99%以上)。

高溫條件下，聚合物穩(wěn)泡劑會在水中溶解氧的作用下發(fā)生氧化降解，失去穩(wěn)泡能力，因此必須要使用除氧劑。目前在石油工業(yè)中最常用的除氧劑為硫脲，所以選擇硫脲作為除氧劑，經(jīng)試驗(yàn)確定加量為0.20%～0.50%(此時(shí)除氧率達(dá)95%以上)。

1.4 無固相泡沫修井液配方及性能評價(jià)

通過上述試驗(yàn)，確定無固相泡沫修井液的最終配方為清水+1.20%XC+0.50% QPJ-1和QPJ-2(質(zhì)量比為1∶1)+0.40%硫脲+0.05%十二烷基二甲基芐基氯化銨。

取300 mL水，在水中加入1.20%XC，用攪拌器在1 000 r/min轉(zhuǎn)速下攪拌使其完全溶解，然后加入0.50%QPJ-1和QPJ-2(質(zhì)量比1∶1)及0.40%硫脲，再加入0.05%十二烷基二甲基芐基氯化銨，攪拌使其完全溶解，再用鉆井液高速攪拌機(jī)在10 000 r/min轉(zhuǎn)速下攪拌10 min，測定其密度和流變性，然后放入帶蓋鋼瓶中，蓋好后放入變頻滾子爐中在100 ℃溫度下熱滾24 h后取出，冷卻至室溫，測定其密度和流變性，結(jié)果見表5。

表5 低密度無固相泡沫修井液的主要性能

Table 5 Performance of low-density and solid-free foam workover fluid

從表5可以看出，無固相泡沫修井液的表觀黏度為84.0 mPa·s，雖然黏度較高，但不會影響泵送；在100 ℃溫度下熱滾24 h后表觀黏度下降，塑性黏度也有所增高，分析認(rèn)為這是泡沫黏度高所致，可以使修井液具有好的懸浮性質(zhì)，在出砂井中便于沖砂；盡管動切力較大，使泵送需要更高的泵壓，但由于修井液是不進(jìn)行循環(huán)的，所以不影響修井；動塑比也較大，表明該修井液具有較好的剪切稀釋性質(zhì)，有利于修井后的液體返排。

2 無固相泡沫修井液主要性能評價(jià)

2.1 巖心傷害率的測定

由于新疆油田的氣井儲層致密、滲透率低，因此選氣測滲透率比較低的巖心來進(jìn)行評價(jià)。在溫度80 ℃、壓差3.5 MPa 條件下用低密度無固相泡沫修井液(密度0.76 kg/L)對取自莫101井的莫001巖心污染125 min，測定該巖心污染前后的氣測滲透率，然后進(jìn)行液測滲透率試驗(yàn)。液測滲透率時(shí)，因?yàn)?.00%氯化銨溶液具有非常好的黏土防膨性能，可以克服測定過程中由于黏土膨脹引起滲透率降低而帶來的誤差。因此，在溫度為80 ℃、壓差為3.5 MPa條件下用低密度無固相泡沫修井液對M26巖心(因取自莫101井的巖心已用完，故用取自盆5井的M26巖心)污染125 min，測定其污染前后的滲透率，結(jié)果見表6。

表6 巖心污染前后的滲透率變化

Table 6 Permeability measured before and after core contamination

由表6可知，無固相泡沫修井液的滲透率恢復(fù)率較高，對巖心污染較小，可以滿足致密氣藏的修井要求，具有較好的油氣層保護(hù)效果?？梢姡撔蘧悍浅＿m合新疆油田致密氣藏開發(fā)。

2.2 濾失量的測試

按照文獻(xiàn)[15]給出的測試方法，利用失水儀測定該修井液0.7 MPa下30 min的API濾失量，同時(shí)測量100 ℃下熱滾24 h后的濾失量。結(jié)果為：API濾失量為10.3 mL，在100 ℃溫度下熱滾24 h后的濾失量為9.2 mL，熱滾后的濾失量有所降低。分析認(rèn)為，這是由于經(jīng)過熱滾后泡沫更加均勻，泡沫排液速率降低，從而使濾失量降低。這也說明研制的泡沫修井液具有非常好的耐溫性和穩(wěn)定性，并且具有濾失量低的特點(diǎn)，不會對儲層造成水鎖傷害和黏土水化膨脹傷害。

2.3 堵漏性能評價(jià)

用粒徑為0.10～0.30 mm的砂子制作填砂床，注入低密度無固相泡沫修井液，緩慢加驅(qū)動壓力至2.0 MPa，靜止30 min后無漏出，表明該修井液具有非常好的堵漏性能。

2.4 溫度對其穩(wěn)定性的影響

為了評價(jià)低密度無固相泡沫修井液的穩(wěn)定性，考察了不同溫度下該修井液的穩(wěn)定時(shí)間，測得25，60，100和130 ℃下的穩(wěn)定時(shí)間依次是90，56，24和5 h。由此可知，該修井液在100 ℃以下可穩(wěn)定24 h以上，即該修井液可用于溫度低于100 ℃的氣井中。

2.5 壓力對其穩(wěn)定性的影響

按前述方法制備2份低密度無固相泡沫修井液，分別測定其密度和流變性。將第1份修井液放入帶蓋鋼瓶中，蓋好后放入變頻滾子爐在100 ℃下熱滾24 h后取出，用壓力表測定罐內(nèi)壓力，冷卻至室溫測定密度。第2份修井液在放入鋼瓶中蓋好后，放入變頻滾子爐前用氮?dú)獬鋲海箟毫_(dá)到3.5 MPa，在100 ℃下熱滾24 h后取出，用壓力表測定罐內(nèi)壓力，冷卻至室溫測定密度。測定結(jié)果為：第1份修井液熱滾后壓力0.16 MPa，密度達(dá)到0.693 kg/L，密度變化率為-1.32%；第2份修井液熱滾后壓力3.62 MPa，密度為0.669 kg/L，密度變化率為-3.46%。由此可見，低密度泡沫修井液穩(wěn)定性較好，壓力對其影響較小。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

低密度無固相泡沫修井液在新疆八二西80104氣井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)。該井地層壓力系數(shù)為0.84，地層溫度為55.8 ℃，井深2 326.54 m。根據(jù)該井的地層壓力系數(shù)，選擇密度為0.92 kg/L的無固相低密度壓井液壓井。在配液時(shí)通過配液站攪拌液體充氮?dú)鈦砥鹋?，在液體循環(huán)過程中通過密度計(jì)測定密度為0.91～0.92 kg/L，后停止攪拌和充氮?dú)猓b入罐中運(yùn)輸?shù)骄畧?，注入井中。施工過程中共取樣3次，密度均為0.92 kg/L。低密度無固相泡沫修井液與常規(guī)修井液在修井過程中的漏失情況對比見表7。

由表7可知：常規(guī)修井液的漏失率均在40%以上，且部分井由于漏失嚴(yán)重導(dǎo)致無法循環(huán)，井控安全無法保證；低密度無固相泡沫修井液漏失量小、漏失率低，性能穩(wěn)定，防漏堵漏效果與常規(guī)修井液相比大幅提高。

表7 低密度無固相泡沫修井液與常規(guī)修井液的漏失情況對比

Table 7 Fluid loss comparison between low density and solid-free foam workover fluid and conventional workover fluid

4 結(jié)論與建議

1) 通過試驗(yàn)選擇甜菜堿兩性離子型表面活性劑QPJ-1和QPJ-2的混合物(按質(zhì)量比1∶1混合，加量0.50%～1.20%)為起泡劑，XC為穩(wěn)泡劑(加量1.20%)，配制成了低密度無固相泡沫修井液。該修井液密度0.50～0.95 kg/L，黏度不大于90 mPa·s，在100 ℃溫度下的穩(wěn)定時(shí)間可達(dá)24 h，且儲層傷害率較低。

2) 低密度無固相泡沫修井液有良好的沖砂功能和堵漏防漏功能，濾失量小，可減少由于濾失造成的黏土膨脹傷害和水鎖傷害?，F(xiàn)場試驗(yàn)表明，該泡沫修井壓井液性能穩(wěn)定，效果良好。

3) 對密度要求較低的井(如0.60～0.70 kg/L)，需要的配液循環(huán)時(shí)間較長，密度低、黏度高，不便于運(yùn)輸，這時(shí)可通過運(yùn)輸?shù)浆F(xiàn)場后采用注氮?dú)獾姆椒ㄊ蛊淦鹋荩_(dá)到設(shè)計(jì)的密度。

4) 該修井液配方還可以從化學(xué)劑方面進(jìn)行優(yōu)化，根據(jù)不同儲層添加合適的、性能優(yōu)良的處理劑，以增強(qiáng)其性能，更好地保護(hù)儲層，利于氣井生產(chǎn)。

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Development and Experiment of Low-Density and Solid-Free Foam Workover Fluid for Low Pressure Gas Reservoir

Ma Xiping1, Xu Shuai1, Wang Xiaolei2, Zhang Feng2, Chen Xiaoming2, Zhou Youzhen1

(1.CollegeofChemistryandChemicalEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan, 610500,China; 2.TheFirstGasRecoveryPlant,XinjiangOilfieldCompany,CNPC,Karamay,Xinjiang, 834000,China)

For low production, high fluid loss, and low pressure gas formations, the application of conventional workover fluid may result in drainage difficulties, formation damage and production recovery. A low density and solid-free foam workover fluid was developed by adding high effective amphoteric ionic foaming agent and foam stabilizer in the circulating foam drilling fluid to make it form micro bubble materials with a special structure. Its density is between 0.50 and 0.95 kg/L, viscosity is less than 90 mPa·s, and stabilization time is 24 h under 100 ℃. Comprehensive experimental results indicated that the kind of workover fluid has a slight damage to payzone, with low filtration rate and good plugging effect, the influence of temperature and pressure on the workover fluid is not serious. Its application in Well Ba-II Xi 80104 of Xinjiang indicated that this bubble workover fluid performed very well to ensure smooth completion and workover operation and might be used in high fluid loss, strong water-sensitive, and water lock low pressure gas reservoirs.

low pressure reservoir；gas well；solid-free；foam；workover fluid；surfactant

2014-12-24；改回日期：2015-06-23。

馬喜平(1963—)，男，甘肅隴南人，1984年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油田化學(xué)專業(yè)，1996年獲西南石油學(xué)院應(yīng)用油田化學(xué)專業(yè)碩士學(xué)位，教授，從事油田化學(xué)方面的教學(xué)和研究工作。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201505017

TE358

A

1001-0890(2015)05-0100-06

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