耐硫化氫微囊壓井液在普光低壓氣井修井中應用

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(1.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮陽 457001；2.中國石油大學(北京)石油天然氣工程學院，北京 102249)

普光氣田是我國大型高含硫碳酸鹽巖氣田之一，勘探開發(fā)初期由于對高含硫化氫氣井開發(fā)技術和認識的不足，在硫化氫的作用下，出現(xiàn)套管穿孔、水泥環(huán)出現(xiàn)裂縫等現(xiàn)象，高含硫化氫氣體竄出嚴重，無法進行安全生產(chǎn)，甚至導致棄井[1]。加之“5·12”汶川大地震誘導了下三疊統(tǒng)嘉陵江組膏鹽層發(fā)生劇烈的蠕變，致使數(shù)十口氣井的生產(chǎn)套管在較短時間內(nèi)[2]發(fā)生了不同程度的變形，采氣配套等設備無法下入井內(nèi)。氣井無法生產(chǎn)造成經(jīng)濟損失和有毒氣體對于人身安全的潛在威脅都迫使現(xiàn)場亟須修井作業(yè)以滿足安全生產(chǎn)的需要[3]。

修井的關鍵在于壓井液，性能優(yōu)良的壓井液為修井提供了安全的作業(yè)環(huán)境。普光氣井生產(chǎn)到中、后期時，地層能量已經(jīng)嚴重衰減，在多個地質(zhì)構造上，地層壓力已低于清水液柱壓力[4]，因此控制漏失保護儲層問題仍待解決。同時硫化氫進入壓井液會給壓井過程帶來嚴重的安全隱患[5]。

因此，解決普光特殊修井作業(yè)環(huán)境下的防漏問題，消除高濃度硫化氫對壓井液的影響，需要用創(chuàng)新的思想，即把看似不能調(diào)和的問題一體化考慮[6]，不僅能夠保證安全作業(yè)，最大限度地保護儲層，而且為普光氣田這一類高含硫低壓易漏失氣井修井作業(yè)提供借鑒。

1 壓井液的難點和對策

普光低壓氣井進行修井作業(yè)存在很多困難，為了安全完成修井工作，保護油氣層，確保修井后能夠正?；謴蜕a(chǎn)，需要綜合對以下方面進行考慮從而提出針對性的對策。

1.1 壓井液難點

(1)壓井液封堵各類漏失通道且封堵強度高。普光地層為碳酸鹽巖儲層，裂縫[7]、溶孔[8]發(fā)育，滲流通道類型多樣、非均質(zhì)性強，通過大規(guī)模儲層改造增加裂縫寬度，實現(xiàn)天然裂縫和溶蝕孔洞的有效溝通[9]。并且普光主體氣井生產(chǎn)中后期地層壓力系數(shù)降至0.584～0.761，有些井甚至更低，導致壓井液漏失嚴重、用量大、費用增加、作業(yè)難度與風險相對較高。

(2)壓井液抗硫化氫穩(wěn)定性強。普光氣藏具有顯著的高含硫特征，H2S平均含量達到14.96%，而且CO2的平均含量也達到了8.20%。大量H2S進入壓井液后，會使壓井液變稠、pH值下降，導致其使用性能不佳。

(3)壓井液抗高溫穩(wěn)定性強。普光氣井儲層平均埋藏深度達5 974 m，地層溫度高達130 ℃，長時間壓井過程中壓井液的穩(wěn)定性、濾失性以及處理劑消耗量等方面難以滿足要求。

1.2 壓井液對策

1.2.1 針對普光地質(zhì)特征對比選擇壓井液體系

常用清水或活性水壓井，施工作業(yè)過程中吊灌一定量的壓井液[10]。受吊灌量、吊灌速度等因素影響，壓井液液柱壓力與地層壓力之間的平衡難以控制，極易漏失影響產(chǎn)能恢復[11]，甚至無法建立有效循環(huán)導致井噴。

商品油或稠化油、反向乳化液等烴基壓井液雖然密度低、油層保護效果好，但是成本高，對環(huán)境污染嚴重[12]。

針對氣井低壓提出采用以降低液柱壓力實現(xiàn)漏失控制的泡沫壓井液，應用于中原油田解決了低壓氣井的壓井液漏失控制及產(chǎn)能保護[13]。但在高溫高壓條件下常規(guī)泡沫沒有足夠的穩(wěn)定性來阻止液體的漏失，并且在油管移動時其液膜修復能力弱，在高溫高礦化度水中會很快失水收縮[14]。

三相泡沫[15]、凝膠泡沫[16]較普通泡沫提高了泡沫的穩(wěn)定性。但是三相泡沫中的固相進入地層后，會對地層造成嚴重傷害。凝膠泡沫的穩(wěn)定性和破膠性能存在著矛盾，破膠性能好，泡沫的穩(wěn)定性差；泡沫穩(wěn)定性好時，破膠就會不徹底。

提高地層承壓能力實現(xiàn)漏失控制的屏蔽暫堵型壓井液可用于低壓易漏失氣井[17]。應用冷凍膠體[18]、凝膠[19]、凍膠[20]等多種暫堵劑，形成一道屏障[21]，可有效減弱或隔離井筒與地層的連通程度。成本高、起下管柱阻力大、暫堵劑返排不徹底等因素限制其應用推廣。

絨囊流體是在“模糊封堵機理”指導下為封堵漏失地層而開發(fā)的仿生流體[22]，通過堆積、拉抻、填塞封堵地層滲流通道[23]，已成功應用于鉆完井作業(yè)防漏堵漏[24]。絨囊流體的修井應用同樣廣泛[25]，現(xiàn)場施工工藝可據(jù)具體情況而換[26]，施工時不但能封堵不同尺度、不同類型的地層，提高地層承壓能力，同時可以控制體系降解時間利于復產(chǎn)。無固相低密度絨囊既能在修井作業(yè)所需時間內(nèi)保持穩(wěn)定保護儲層，作業(yè)結束后易降解或返排，又能封堵地層實現(xiàn)暫堵，因此絨囊能夠解決普光氣井的修井需求。但絨囊流體以往大多應用井深在3 700 m以內(nèi)，對于5 000 m以上的深井，以及高含硫氣井的應用效果尚未得到印證。因此需針對普光高溫高含硫特征對絨囊壓井液進行性能優(yōu)化。

1.2.2 優(yōu)選與絨囊配伍性良好的除硫劑

目前對H2S的處理方法根據(jù)除硫劑相態(tài)可分為干法和濕法脫硫?；钚蕴糠╗27]、膜分離法[28]、分子篩法[29]、水合物法[30]等干法主要用于產(chǎn)出天然氣階段的地面脫硫，無法解決井筒與地層內(nèi)H2S對壓井液性能的影響。銅、鐵、鋅三類化合物除硫劑[31]在鉆含硫化氫井中應用廣泛。隨著環(huán)保要求提高，二價鐵的糖類衍生物應運而生[32]。

濕法可分為物理吸收法、化學吸收法、化學—物理吸收法與直接氧化吸收法[33]。物理吸收法中常用甲醇吸收硫化氫等酸性氣體，但反應條件要求低溫(-40～-50 ℃)，且甲醇有毒[34]，因此不宜采用。化學吸收法是天然氣處理中最為常見的方法。根據(jù)弱堿性溶液的不同又分為堿法(常用NaOH、Na2CO3)和醇胺法(DEA、DGA、DIPA、MDEA等)?；瘜W—物理混合溶劑成本通常比醇胺類要高，故不予考慮。三嗪類化合物作為化學除硫劑，主要適用于H2S含量較低的油氣田[35]。普光用雙氧水、次氯酸鈉[36]對產(chǎn)出水進行脫硫處理，但其化學性質(zhì)極不穩(wěn)定，井下高溫條件極易分解。單寧、木質(zhì)素、栲膠等天然產(chǎn)物作為除硫劑的濕式氧化法早有報道。

1.2.3 提高絨囊抗溫能力以適應普光地層溫度

針對普光地層溫度高達130 ℃、壓井液抗溫性能亟須提高的難點，一是采用抗高溫發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑的方法，但此類處理劑較常用壓井液發(fā)泡劑價格昂貴，提高了壓井成本[37]；二是在現(xiàn)有壓井液基礎上，通過加入抗高溫保護劑。結合現(xiàn)場具體情況，采用抗高溫保護劑提高流體抗溫能力是一種經(jīng)濟可行的方法。

綜上，絨囊體系基礎上，搭配應用成熟的高溫保護劑，室內(nèi)試驗優(yōu)選出與絨囊體系配伍的除硫劑，形成耐硫化氫壓井液來解決普光氣田壓井難題是一條可行之路。

2 室內(nèi)試驗

2.1 除硫劑的優(yōu)選

室內(nèi)通過測定通入一定時間硫化氫后壓井液體系中硫離子的濃度來評價絨囊與8種除硫劑混合形成的體系的除硫能力，測定體系氣泡粒徑變化與流變參數(shù)變化評價其配伍性，優(yōu)選出與絨囊配伍性良好的除硫劑。確定耐硫化氫壓井液配方后評價其在含硫化氫、高溫條件下的穩(wěn)定性及巖心含裂縫條件下的封堵性。

2.1.1 除硫能力測量

按圖1方式連接，標準氣瓶中的H2S持續(xù)通入加有1%除硫劑的壓井液60 min后，取壓井液樣品稀釋后用碘量法測量壓井液液中S2-的含量，硫離子測量結果見表1。

圖1 壓井液吸收H2S氣體試驗流程示意Fig.1 Diagram of well killing fluid absorbing H2S experimental

編號除硫劑硫離子質(zhì)量濃度/(mg·L-1)1清水627.42Na2CO31 168.13硫酸銅1 627.84堿式碳酸鋅1 816.75海綿鐵1 809.36葡糖酸亞鐵2 099.47橡碗膠2 259.78MDEA2 231.59三嗪2 304.6

由表1可看出，1#～5#壓井液除硫能力弱于6#～9#壓井液。

2.1.2 氣泡粒徑測量

氣泡背射光強指標隨著氣泡平均粒徑變小而增強[38]，氣泡粒徑降低有利于氣泡穩(wěn)定[39]，因此氣泡粒徑及其變化可用于衡量體系的穩(wěn)定性[40]。篩選出6#～9#除硫劑后，利用紅外線穩(wěn)定性測試儀(Turbiscan)測定6#、7#、8#、9#壓井液背射光強等指標，得出4種壓井液中氣泡粒徑隨時間變化的規(guī)律，從而考察6#～9#除硫劑與絨囊基液混合體系的穩(wěn)定性，分析結果如圖2所示。

圖2 5種壓井液平均粒徑隨時間變化曲線Fig.2 Graph of killing fluid average size condition with time

由圖2可以看出，微觀角度下絨囊粒徑在711～738 μm分布，6#、7#、9#三種壓井液中氣泡平均粒徑隨著時間推移均有所增加，而8#壓井液氣泡粒徑基本不變，保持在105～178 μm之間，穩(wěn)定性明顯優(yōu)于其他穩(wěn)泡劑。除硫劑MDEA與絨囊配伍性良好，與絨囊體系混合后粒徑變小且保持穩(wěn)定，被稱為微囊壓井液。

2.2 穩(wěn)定性評價

為確保壓井液在高溫含硫條件下依然保持穩(wěn)定，按絨囊配方加入1%MDEA、2%高溫保護劑配制耐硫化氫微囊壓井液。

2.2.1 抗硫化氫污染能力測量

采用高溫高壓硫化氫腐蝕測試反應釜(國產(chǎn)釜)，將微囊壓井液在溫度130 ℃、總壓8.36 MPa(硫化氫分壓2.65 MPa，二氧化碳分壓2 MPa)條件下老化48 h，老化后取出重新攪拌測試基礎性能，對比老化前后壓井液的性能變化，結果見表2。

腐蝕測試反應釜試驗后微囊壓井液老化后均無分層，氣泡質(zhì)量佳，密度有所升高，增長0.94%。pH值由12下降至8，正常吸收硫化氫所致。塑性黏度升高，動切力降低，表觀黏度基本不變，整體變化程度較小，抗硫化氫濃度達到30%。

2.2.2 高溫穩(wěn)定性測量

將微囊壓井液置于熱滾爐，在不同溫度下滾動16 h后，考察其密度及流變參數(shù)變化，見表3。

表2 耐硫化氫壓井液抗硫化氫老化前后性能測試Table 2 Performance test of hydrogen sulphide-resistant of well-killing fluid resisting hydrogen sulphide before and after aging

由表3可知，微囊壓井液在110 ℃、120 ℃、130 ℃熱滾16 h前后密度均小于5%，塑性黏度、動塑比等流變參數(shù)變化幅度也較小，表明微囊壓井液具有良好的抗高溫能力。

2.3 封堵性評價

普光地層滲流通道類型多樣，存在不同寬度的天然裂縫及酸蝕裂縫。在人造碳酸鹽巖心的基礎上，采用“端面剖切+中心刻槽”的原理，形成裂縫寬度分別為1 mm、2 mm、3 mm的4#、5#、6#裂縫性巖心，試驗時首先模擬地層水飽和，再用耐硫化氫壓井液正向驅替巖心，并記錄驅替封堵壓力及巖心出口端濾失量，最后用氮氣反驅巖心，并記錄反驅壓力及氣體流量，結果見表4。

表4 不同裂縫寬度封堵結果Table 4 Sealing results of different crack width

耐硫化氫壓井液對于多種尺度的裂縫通道封堵效果極佳，承壓能力均可達30 MPa，巖心裂縫寬度1 mm、2 mm情況下出口端無濾失，3 mm裂縫寬度巖心濾失量僅8.5 mL。大尺寸裂縫巖心較難一次形成有效封堵，需逐步去匹配適應巖心裂縫特征，最終形成穩(wěn)定的封堵效果，且封堵過程中需要進入儲層實現(xiàn)封堵的壓井液量較大。

2.4 儲層傷害評價

利用人造碳酸鹽巖心模擬氣井采氣及壓井液封堵模式，采取正向封堵、反向驅替的方法完成測試[41]。耐硫化氫壓井液污染巖心2 h后，測定無、循環(huán)、破膠3種處理方式后的滲透率，結果見表5。

從滲透性恢復角度來看，反驅突破壓力僅為2.5～3.2 MPa，裂縫性巖心的恢復效果明顯優(yōu)于普通巖心，且?guī)r心裂縫尺寸越大，滲透性越容易恢復。巖心封堵后無處理時巖心滲透率恢復值大于60%；通過標準鹽水端面循環(huán)處理，巖心滲透率恢復值大于85%；通過破膠劑破膠處理，巖心滲透率恢復值大于90%(表5)，表明該壓井液具有較好的儲層保護效果。

表5 儲層封堵及恢復率評價試驗Table 5 The evaluation experiment of reservoir sealing and recovery rate

3 現(xiàn)場應用

普光DW-3井井深5 060 m，儲層平均孔隙度為8.84%，平均滲透率為3.37 mD，H2S含量為18%，投產(chǎn)層段溫度為111.19 ℃，兩次酸化后生產(chǎn)測試裂縫半長為28.3 m。作業(yè)前地層壓力為42.44 MPa，壓力系數(shù)為0.88。普光氣田DW-3井環(huán)空竄漏、環(huán)空保護液漏失嚴重，油層套管腐蝕嚴重，存在安全隱患。為降低井口壓力，安全封井，該井清水壓井前后4次共擠注215 m3清水發(fā)現(xiàn)壓井后井口壓力回升快，速率依次為30 MPa/d、12 MPa/d、5 MPa/d、1.8 MPa/d，漏失嚴重，難以壓穩(wěn)井。為此針對DW-3井使用耐硫化氫絨囊壓井液。

根據(jù)地層壓力系數(shù)0.88，加上壓井安全附加值0.05～0.07，確定耐硫化氫壓井應用密度為0.93～0.95 g/cm3?，F(xiàn)場根據(jù)油管內(nèi)容積及油管鞋下部套管容積共33 m3，附加進入儲層實現(xiàn)封堵的微囊壓井液體積，共配制表觀黏度50 mPa·s、動塑比0.8 Pa/(mPa·s)的耐硫化氫壓井液115 m3，壓井液現(xiàn)場樣品放置實驗室中歷時180 d泡沫穩(wěn)定性能良好。

由于完井管柱使用永久封隔器，無法循環(huán)，因此直接從油管擠注[42]耐硫化氫壓井液，壓井前油壓為30.95 MPa。壓井過程中，最小油壓為1.76 MPa，最小泵壓為2.9 MPa，施工排量為0.15～0.8 m3/min。擠注初期油壓下降幅度較大，擠注中后期油壓總體下降趨勢放緩，并出現(xiàn)三次起壓現(xiàn)象。壓井結束停泵后，油壓下降為0，累計泵注耐硫化氫壓井液98 m3，泵效良好。

施工完成后展開跟蹤評價(圖3)。受井筒殘余氣影響，現(xiàn)場處于停產(chǎn)檢修準備期間，無法進行泄壓補液，油壓整體呈階梯式緩慢上升。

圖3 耐硫化氫壓井液壓井施工后關井10 d內(nèi)油壓恢復情況Fig.3 Recovery of oil pressure within 10 days after well killing

圖3表明：①關井油壓持續(xù)5 h為0。②高溫持久防漏效果明顯，通過油管液面測試，10 d壓井液平均漏失速率僅為0.02 m3/h。③壓井效果明顯優(yōu)于活性水壓井液，50 d平均油壓恢復速率大幅下降至0.5 MPa/d，表明耐硫化氫壓井液針對普光復雜地層具有良好封堵性。④關井180 d后，關井油壓為24.6 MPa，井口未見H2S，抗氣侵效果良好，表明耐硫化氫壓井液在高溫高含硫環(huán)境下的長期抗氣侵、抗硫化氫污染效果良好，穩(wěn)定性極強，仍在發(fā)揮壓井作用。同時認為，如果在關井初期，尤其是在井筒中兩段殘余氣先后上升的兩個時段，分別開展油管泄壓、補液的措施，整體的壓井效果預期會更好，關井后油壓恢復曲線預期會更平穩(wěn)。

4 結論

(1)通過室內(nèi)研究，研制出一套具備地層封堵能力，同時能夠長時間抵抗硫化氫污染保持穩(wěn)定性能的低傷害耐硫化氫絨囊壓井液，解決了普光氣井修井用壓井液難題。

(2)在絨囊體系添加配伍性良好的除硫劑而形成的耐硫化氫壓井液解決了氣井高溫高壓、高含硫以及極易發(fā)生惡性漏失等難點，為多功能壓井液的開發(fā)提供一種思路，為開發(fā)碳酸鹽巖儲層、地熱資源等類型的井提供了可參考的技術選擇。

(3)耐硫化氫壓井液技術需進一步提高在高溫高含硫條件下的封堵結構穩(wěn)定性和完善現(xiàn)場壓井工藝，徹底解決普光氣田修井作業(yè)難題。