低壓氣井泡沫壓井液體系的構(gòu)建及應(yīng)用

張 赫

中國石化東北油氣分公司石油工程環(huán)保技術(shù)研究院，吉林 長春 130062

隨著伏龍泉地區(qū)氣田不斷被開采，地層壓力逐漸降低，地層壓力系數(shù)為0.3～0.9，面臨氣井積液嚴(yán)重、穩(wěn)產(chǎn)難度大的問題，亟須配套措施解決，如采取補(bǔ)孔、優(yōu)選管柱、機(jī)抽排采等方式，壓井作業(yè)必不可少，壓井效果取決于壓井液的種類、對產(chǎn)層的回壓以及壓井液的滲透率［1］，它會直接影響油氣井的產(chǎn)能。傳統(tǒng)的壓井液密度過大，會導(dǎo)致回壓過高，從而引發(fā)固相和液相的入侵，嚴(yán)重?fù)p害產(chǎn)層，使得壓井后的產(chǎn)量無法恢復(fù)，將其應(yīng)用于壓力系數(shù)低于0.5 的低壓、低滲透、易漏失的油氣井時(shí)，不僅會增加施工成本，還有可能“淹死”產(chǎn)層［2］。因此，為了提高低壓油氣井壓井作業(yè)成功率并減少儲層傷害，需要使用密度大小合適、耐溫性能良好、濾失量低、與地層配伍性好的壓井液。

為了解決低壓氣井地層壓力低、易于漏失的問題，董軍等［3］根據(jù)大港油田作業(yè)過程中流體易漏失的特點(diǎn)，研制出了一種抗溫130 ℃、耐壓10 MPa、API 濾失量小、抗鹽能力強(qiáng)的低密度微泡沫型壓井液，其配方為2%KCl 鹽水+0.4%復(fù)合發(fā)泡劑（SAS 和SABS）+2 種穩(wěn)泡劑+0.05%殺菌劑 +0.5%除氧劑，配制壓井液的密度為0.85 g/cm3。賈輝等［4］針對東方1-1 氣田敏感性強(qiáng)、壓井液濾失量大的問題，研制了一種密度為0.60～0.95 g/cm3的壓井液體系，選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.9%的改性生物聚合物NH-BP 作為增黏劑來降低漏失量，該體系在 86 ℃以下封堵效果和儲層保護(hù)較好，但需要專門破膠液將NH-BP 快速降解，從而減小其對儲層的傷害。馬喜平等［5］通過在泡沫鉆井液中加入發(fā)泡劑和穩(wěn)泡劑，研制出一種密度為0.50～0.95 g/cm3的無固相泡沫壓井液，100 ℃下穩(wěn)定時(shí)間可達(dá)到24 h。但是，其中的穩(wěn)泡劑生物聚合物XC 在高溫下易生物降解，失去穩(wěn)泡能力，因此必須要加入殺菌劑。張鋒等［6］研制出改性凝膠類壓井液，該壓井液具有無固相、低濾失的特點(diǎn)，雖然改性聚合物凝膠可以保持一定的熱力學(xué)穩(wěn)定性［7-8］，但是在異常地層溫度的影響下，其很大程度會出現(xiàn)提前成膠或者一直不成膠的情況。劉洪國［9］以秸稈為原料研制出一種密度可調(diào)的可循環(huán)微泡沫壓井液，該體系具有無毒、濾失性小、暫堵性能較強(qiáng)的特點(diǎn)。Hu等［10］對儲層易于井噴和低壓層井漏同時(shí)存在的問題，研制了一種新型的高密度溴化物基納米復(fù)合凝膠（HDGEL），該凝膠由溴化鈉（NaBr）組成，密度為1.2～1.5 g/cm3，其耐溫性可達(dá)160 ℃。郭洋等［11］研制出可循環(huán)微泡壓井液體系，由降濾失劑、提切劑、抑制劑、穩(wěn)泡劑和發(fā)泡劑5 種處理劑組成，壓井液密度控制在0.82～0.93 g/cm3。許偉星等［12］針對長慶低壓氣井，研發(fā)出一種既可自降解又可抗高溫的低傷害壓井液體系，密度為1.0～1.1 g/cm3，其靜態(tài)濾失系數(shù)在80～100 ℃情況下較低，破膠液對巖心的傷害率小于20%。徐靖等［13］研制了一套改變流動介質(zhì)流態(tài)的新型高溫低滲氣藏壓井液體系，該體系具有較好的可泵性、耐溫性、熱穩(wěn)定性和抗壓漏失性，但是需要用氯化鈉或甲酸鈉加重。

目前，中、高密度壓井液常規(guī)使用的是水基壓井液，其對儲層存在不同程度的傷害，特別是對中、強(qiáng)水敏性儲層的傷害更是不可避免［14-15］，且有漏失的可能。而泡沫型壓井液體系具有密度低、漏失量小、黏度適當(dāng)、反排迅速徹底、摩阻小、易泵注等顯著特點(diǎn)［16］，十分適用于低壓地層。結(jié)合伏龍泉地區(qū)地層壓力極低、井下地層溫度高的特點(diǎn)，優(yōu)選配方試劑，綜合運(yùn)用起泡劑、穩(wěn)泡劑和降濾失劑研制出密度適合、具有抗鹽抗高溫特性的低密度泡沫型壓井液體系，該體系配制工藝簡單，技術(shù)易操作，可以實(shí)現(xiàn)現(xiàn)場快速調(diào)配。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥品及儀器

藥品：仲烷基硫酸鈉（SAS）、十二烷基硫酸鈉（SDS）、月桂基甜菜堿（BS-12）、十二胺、辛胺、十六胺、辛基磷酸酯、十二烷基磷酸酯、月桂醇、聚乙二醇（PEG）、聚丙烯酰胺（PAM）、羧甲基瓜爾膠、羥丙基瓜爾膠、P-3、HX-2 納米穩(wěn)泡劑、明膠、羧甲基纖維素鈉（CMC）、羥乙基纖維素（HEC），中國石油大學(xué)（華東）。

儀器：GJ-3S 數(shù)顯高速攪拌機(jī)，黃島區(qū)森蔚致遠(yuǎn)機(jī)電設(shè)備商行；中壓框架濾失儀（ZNS型）、中壓懸掛濾失儀（ZNS-1型），青島泰峰石油儀器公司；高溫高壓巖心流動試驗(yàn)儀，江蘇海安石油科研儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

泡沫性能評價(jià)。在GJ-3S數(shù)顯高速攪拌機(jī)的量杯中倒入100 mL 一定濃度的發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑溶液，將檔位置于8 000 r/min 高速攪拌1 min 后，關(guān)閉開關(guān)，快速倒入量筒中并開始記錄起泡體積V0，再記錄泡沫的穩(wěn)定時(shí)間，進(jìn)行泡沫性能評價(jià)。

降濾失性能評價(jià)。依據(jù)SY/T 5834-2014《低固相壓井液性能指標(biāo)及評價(jià)方法》，采用中壓框架濾失儀（ZNS 型）和中壓懸掛濾失儀（ZNS-1 型）對降濾失劑溶液進(jìn)行降濾失性能評價(jià)。

巖心傷害率測定。依據(jù)SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價(jià)方法》中關(guān)于巖心滲透率傷害率測定的步驟進(jìn)行測試，測試介質(zhì)為標(biāo)準(zhǔn)膠結(jié)巖心，依據(jù)公式（1）計(jì)算巖心滲透率［17］。

式中：K為巖心滲透率，μm2；Q為滲透巖心的流量，mL/s；μ為介質(zhì)黏度，mPa·s；L為巖心長度，cm；A為巖心截面積，cm2；ΔP為巖心前后壓差，MPa。

從控制系統(tǒng)導(dǎo)出實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，計(jì)算注入前后巖心對煤油的滲透率Ko和Kod，利用公式（2）計(jì)算巖心滲透率傷害率。

式中：Dk為巖心滲透率傷害率，%；Kod為壓井液損害后巖心滲透率，mD；Ko為壓井液損害前巖心原始滲透率，mD。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 發(fā)泡劑的優(yōu)選

2.1.1 單一發(fā)泡劑的優(yōu)選

發(fā)泡劑分為陰離子型、陽離子型、兩性離子型和非離子型，在發(fā)泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的100 mL發(fā)泡基液中進(jìn)行起泡性能評價(jià)，選取常用的10 種發(fā)泡劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，在濃度相同條件下，測定泡沫穩(wěn)定時(shí)間和起泡體積，結(jié)果如表1 所示。由表1 可知：PEG發(fā)泡劑起泡效果不佳，泡沫較大而且不均勻，攪拌完成后液體體積仍超過發(fā)泡基液的一半，無法進(jìn)行穩(wěn)定時(shí)間的統(tǒng)計(jì)；其余9 種發(fā)泡劑泡沫形態(tài)良好且均呈現(xiàn)細(xì)小均勻的狀態(tài)。

表1 不同種類發(fā)泡劑的性能參數(shù)

由表1 可知：非離子型發(fā)泡劑發(fā)泡性能差，發(fā)泡量低并且半衰期很短；其次是陽離子型發(fā)泡劑；兩性離子型與陰離子型發(fā)泡劑發(fā)泡性能良好，發(fā)泡量大而且半衰期長，氣泡較穩(wěn)定。因此陰離子型和兩性離子型表面活性劑的起泡性能更為突出。

表面活性劑有較大的表面活性，可有效降低氣液的表面張力，從而在液膜表面以雙電子層排列并包裹空氣，產(chǎn)生氣泡，再由一個(gè)個(gè)氣泡組成泡沫。陰離子型表面活性劑（SAS、SDS）在水溶液中可電離出陰離子，起泡能力優(yōu)異。兩性離子型表面活性劑（BS-12）生成泡沫多的同時(shí)，由于其特殊的 pH 值選擇性，其具有優(yōu)良的抗鹽和穩(wěn)泡性能［18］。

伏龍泉地區(qū)平均地溫梯度為3.73 ℃（按每100 m 計(jì)算），井下地層溫度為100～120 ℃。地層水離子成分主要以陽離子K+、Na+、Ca2+、Mg2+和陰離子Cl-、HCO3-、CO32-、SO42-組成，地層水礦化度為11 743.6～35 380.85 mg/L，水型是NaHCO3型，為此，要求起泡劑優(yōu)先保證抗溫性能，則選用抗溫性能良好的陰離子型表面活性劑。同時(shí)，由于陰離子型表面活性劑親水基為陰離子硫酸酯，其可與甜菜堿中的陽離子基團(tuán)產(chǎn)生靜電吸引作用，通過增加氣液表面的吸附量，降低氣液表面張力，進(jìn)而可以提高其耐油性能［19］。因此， 進(jìn)一步選取SAS、SDS、BS-12 進(jìn)行起泡性能測試，結(jié)果如表2所示。由表2 可知：在低濃度范圍內(nèi)，隨著發(fā)泡劑濃度的增加，泡沫的穩(wěn)定時(shí)間和起泡體積均增大；相同濃度條件下，SAS、SDS 比BS-12 的穩(wěn)定時(shí)間更長，起泡體積更大。

表2 不同濃度發(fā)泡劑的起泡性能

2.1.2 復(fù)配發(fā)泡劑的優(yōu)選

油田為擴(kuò)大起泡劑的應(yīng)用范圍，在配制發(fā)泡劑時(shí)常將單一的泡沫劑復(fù)配使用［20］。將兩種或多種發(fā)泡劑復(fù)配，不僅可以充分發(fā)揮各自的性能，還可以利用分子間的相互作用所產(chǎn)生的協(xié)同效應(yīng)，彌補(bǔ)各自的缺陷或派生出新的性能。此外，如果將成本較低的發(fā)泡劑和價(jià)格昂貴的發(fā)泡劑復(fù)配使用，在總量不變的條件下，還可以降低發(fā)泡劑的使用成本，況且，發(fā)泡劑間的復(fù)配一般可以降低總用量［21］。因此，將SAS、SDS、BS-12 進(jìn)行兩兩復(fù)配，為控制單一變量，復(fù)配比例均設(shè)置為1∶1，總質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在1%，對復(fù)配發(fā)泡劑的起泡性能進(jìn)行測試，結(jié)果如表3所示。

表3 復(fù)配發(fā)泡劑的起泡性能

由表3可知：SDS/BS-12復(fù)配體系性能更為突出，半衰期高達(dá)920 s，表明陰離子型與兩性離子型表面活性劑復(fù)配后可獲得更優(yōu)異的特性，其中陰離子型表面活性劑能獲得更大的起泡體積，兩性離子型表面活性劑能獲得相對較長的穩(wěn)泡時(shí)間。

2.2 穩(wěn)泡劑的優(yōu)選

泡沫的穩(wěn)定性，即泡沫產(chǎn)生以后所能保持的時(shí)間。泡沫從本質(zhì)上講是一個(gè)熱力學(xué)不穩(wěn)定的復(fù)雜多相體系，它具有高能量和自發(fā)地不斷轉(zhuǎn)變的傾向，這就是泡沫衰變現(xiàn)象。為了提高泡沫的穩(wěn)定性，減少地層傷害，一般需加入泡沫穩(wěn)定劑即穩(wěn)泡劑。常見的穩(wěn)泡劑有PAM、羧甲基瓜爾膠、明膠等，穩(wěn)泡劑應(yīng)具有溶解性良好、抗高溫、抗鹽、穩(wěn)定性好等特點(diǎn)。

2.2.1 單一穩(wěn)泡劑的優(yōu)選

1）穩(wěn)泡劑溶解性能評價(jià)

為了現(xiàn)場配液易于操作，需要考察穩(wěn)泡劑的溶解性能，選取6 種穩(wěn)泡劑，對其性能進(jìn)行比較，結(jié)果如表4所示。

表4 穩(wěn)泡劑溶解性對比

由表4 可知：羥丙基瓜爾膠溶解性最差；PAM溶解性較好；羧甲基瓜爾膠較易溶解。因此，需對PAM、羧甲基瓜爾膠的穩(wěn)泡性能進(jìn)行進(jìn)一步評價(jià)。

2）PAM穩(wěn)泡性能評價(jià)

將不同濃度PAM 加到SAS 中，測試其穩(wěn)泡性能，結(jié)果如表5所示。

表5 不同濃度PAM穩(wěn)泡性能比較

在SAS 水溶液中加入PAM，經(jīng)過高速攪拌后產(chǎn)生的泡沫減少，底部余有少量絮狀液體，泡沫析出的液體較為渾濁，為乳液狀。由表5 可知：在同樣的攪拌時(shí)間下，加大PAM 的使用量，底部剩余的液體也會相應(yīng)增加，產(chǎn)生的泡沫體積和泡沫的半衰期均會減少；SAS 與PAM 混合體系所得的泡沫壓井液密度較低，可以滿足低密度的要求，但穩(wěn)定時(shí)間較短。

3）羧甲基瓜爾膠穩(wěn)泡性能評價(jià)

將不同濃度羧甲基瓜爾膠加到SAS 中，測試其穩(wěn)泡性能，結(jié)果如表6所示。

表6 不同濃度羧甲基瓜爾膠穩(wěn)泡性能比較

由表6 可知：隨著羧甲基瓜爾膠濃度的增加，泡沫體積減小，泡沫穩(wěn)定時(shí)間顯著加長，泡沫更加細(xì)膩、均勻，保水能力更好，性能較穩(wěn)定，析出液為清澈乳液狀。因此，羧甲基瓜爾膠可作為較好的泡沫壓井液基液。

2.2.2 復(fù)配穩(wěn)泡劑的優(yōu)選

1）PAM 與羧甲基瓜爾膠復(fù)配的穩(wěn)泡性能評價(jià)

將穩(wěn)泡劑PAM 與羧甲基瓜爾膠復(fù)配，測試其對SAS 的穩(wěn)泡性能，結(jié)果如表7 所示。由表7 可知：混合添加這2 種穩(wěn)泡劑與單獨(dú)使用羧甲基瓜爾膠對SAS 的穩(wěn)泡性能并沒有明顯變化，但泡沫體積有所減少。

表7 2種混合穩(wěn)泡劑對SAS穩(wěn)泡性能的影響

將穩(wěn)泡劑PAM 和羧甲基瓜爾膠復(fù)配，測試其對SDS/BS-12 穩(wěn)泡性能的影響，結(jié)果如表8 所示。由表8可知：混合添加這2種穩(wěn)泡劑能夠顯著提高SDS/BS-12的泡沫穩(wěn)定性能。

表8 2種混合穩(wěn)泡劑對SDS/BS-12穩(wěn)泡性能的影響

2）PAM、羧甲基瓜爾膠與HX-2 復(fù)配的穩(wěn)泡性能評價(jià)

將穩(wěn)泡劑PAM、羧甲基瓜爾膠和HX-2 混合使用，測試其對SDS/BS-12穩(wěn)泡性能的影響，結(jié)果如表9 所示。由表9 可知：混合添加這3 種穩(wěn)泡劑，降低了起泡體積，并且提高了SDS/BS-12的泡沫穩(wěn)定性能。

表9 3種混合穩(wěn)泡劑對SDS/BS-12穩(wěn)泡性能的影響

2.3 降濾失劑的優(yōu)選

為防止并降低壓井液對油層的傷害，需要加入一些添加劑，如降濾失劑、防膨劑、表面活性劑等［22］。對加入降濾失劑溶液的壓井液降濾失性能進(jìn)行評價(jià)，結(jié)果如表10所示。

表10 加入降濾失劑的壓井液性能評價(jià)

經(jīng)過壓井液的動態(tài)降濾失量FL1和靜態(tài)降濾失量FL2測試，CMC 的合適質(zhì)量分?jǐn)?shù)使用范圍為0.5%～0.6%，HEC 的合適質(zhì)量分?jǐn)?shù)使用范圍為0.8%左右，CMC、HEC 這2 種降濾失劑在油田應(yīng)用中表現(xiàn)出抗剪切能力強(qiáng)、原料充足、環(huán)境污染少等特點(diǎn)，但是單獨(dú)應(yīng)用的效果并不是很好。CMC雖然增黏性良好，但容易受到地層溫度和鹽度等因素影響；HEC 雖然耐溫耐鹽性好，但是增稠能力差，使用量大。所以在實(shí)際應(yīng)用過程中，需要對二者進(jìn)行合理復(fù)配，才能夠發(fā)揮出最佳的作用。HEC 和CMC 復(fù)配體系在降低觸變性和提高溶液微觀結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性的同時(shí)，可形成協(xié)同增黏效應(yīng)。由表10 可知：HEC 和CMC 的適宜應(yīng)用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%～0.6%。

2.4 壓井液的性能評價(jià)

2.4.1 壓井液的配方及密度分析

利用優(yōu)選出的發(fā)泡劑（SDS、BS-12）、穩(wěn)泡劑（羧甲基瓜爾膠、PAM）和降濾失劑（CMC、HEC），形成低密度泡沫壓井液配方體系，其配方為0.05%SDS+0.05%BS-12+0.5% 羧甲基瓜爾膠+0.5%PAM+0.3%CMC+0.3%HEC，密度為0.7 g/cm3；加入降濾失劑的基液，發(fā)泡體積略有降低，為145 mL；穩(wěn)定時(shí)間幾乎不變，為30 h；且泡沫細(xì)膩均勻，可作為較好的壓井液配方。

2.4.2 壓井液配伍性分析

為了測定前期篩選的單組分之間的配伍性，對壓井液的配制是否會產(chǎn)生影響，將SDS、BS-12、PAM、羧甲基瓜爾膠、CMC、HEC 幾種性能較為優(yōu)越的有機(jī)物進(jìn)行配伍性試驗(yàn)，基液與配液的比例為1∶1，以混合液后的溶液狀態(tài)判斷配伍性結(jié)果，共進(jìn)行15組測試，結(jié)果如表11所示。

表11 壓井液單組分的配伍性研究

由表11 可知：SDS、BS-12、PAM、羧甲基瓜爾膠、CMC、HEC基本配伍性良好，PAM 與CMC混合后有少量絮凝物生成，PAM 和HEC 也存在類似的問題，但影響較小，濃度值不大的情況下可以考慮使用。

2.4.3 壓井液耐溫性能分析

隨深井及地?zé)徙@井技術(shù)逐漸發(fā)展，壓井作業(yè)對其工作液體系的高溫穩(wěn)定性提出了更高要求［23］。泡沫穩(wěn)定性對溫度特別敏感，泡沫穩(wěn)定時(shí)間隨溫度的升高而降低。將配制的壓井液基液在120 ℃下加熱老化16 h，然后在8 000 r/min 下攪拌1 min對其進(jìn)行起泡，測定其老化前后泡沫穩(wěn)定時(shí)間與起泡體積，分析其耐溫性能，結(jié)果如表12所示。

表12 壓井液耐溫性能評價(jià)

由表12 可知：壓井液基液經(jīng)高溫加熱后，泡沫體積均增加，穩(wěn)定時(shí)間有所降低，但降低幅度不大，說明該壓井液體系耐高溫性能較好，適合于高溫作業(yè)。壓井液基液在室溫下為乳白色液體，較為渾濁，溶液經(jīng)過攪拌，有少量氣泡產(chǎn)生；將壓井液基液在120 ℃加熱老化16 h 后，基液變?yōu)檩^透明的乳液，泡沫消失，結(jié)果如圖1所示。

圖1 壓井液基液加熱老化前后狀態(tài)

2.4.4 壓井液耐鹽性能分析

為了評價(jià)泡沫壓井液體系的耐鹽性能，采用研制的配方，通過實(shí)驗(yàn)比較其在10 g/L、20 g/L、30 g/L、40 g/L的NaCl鹽溶液中的起泡體積與穩(wěn)定時(shí)間，結(jié)果如表13 所示。由表13 可知：向壓井液基液中加入不同濃度的NaCl 后，泡沫體積均有所減少，穩(wěn)定時(shí)間均降低。當(dāng)鹽的質(zhì)量濃度不高于30 g/L 時(shí)，鹽的存在對壓井液起泡能力沒有太大影響，能夠滿足耐鹽性能。

表13 壓井液耐NaCl性能評價(jià)

2.4.5 壓井液單組分巖心傷害率測定

根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5834-2014《低固相壓井液性能指標(biāo)及評價(jià)方法》，低固相壓井液的巖心滲透率傷害率最高限規(guī)定為15%。為此，測試單組分低密度壓井液體系對巖心的傷害率，評價(jià)其對地層滲透率的傷害程度。

實(shí)驗(yàn)對SDS、BS-12、PAM、羧甲基瓜爾膠、CMC、HEC 進(jìn)行巖心傷害率測試，結(jié)果如表14 所示。由表14 可知：各單組分對巖心的傷害率較小，傷害率為5.6%～7.7%，符合石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（≤15%）。

表14 壓井液對巖心傷害率測試結(jié)果

3 現(xiàn)場應(yīng)用

選取XX 井，該井原為長期停產(chǎn)氣井，2014 年8 月轉(zhuǎn)注水井施工后未注水，經(jīng)過對比研究，該井未射層中有2 個(gè)潛力層，本次擬封堵原層、補(bǔ)孔潛力層轉(zhuǎn)采氣?，F(xiàn)場泡沫壓井液施工工藝如圖2所示。

圖2 泡沫壓井液施工工藝

現(xiàn)場連接柱塞泵、氮?dú)鈮嚎s機(jī)、泡沫發(fā)生器等；調(diào)整注液泵出口壓力和氮?dú)鈮嚎s機(jī)出口壓力5.5 MPa，開始將氮?dú)夂脱兄频牡兔芏葔壕鹤⑷霘饩?；在氣井出口集液罐觀察窗口觀察，注入泡沫壓井液大約20 min 后，氯化鉀壓井液被替換完畢，開始出現(xiàn)白色泡沫；當(dāng)白色泡沫連續(xù)涌出10 min后，停止注氣注液，準(zhǔn)備射孔作業(yè)。

本次泡沫壓井液施工取得了顯著的效果，與同地區(qū)井對比，采用常規(guī)壓井液的井射孔后未見天然氣流，該井射孔后當(dāng)場見天然氣流，日產(chǎn)氣5 600 m3左右，不僅節(jié)省了常規(guī)壓井液在施工結(jié)束后注氮?dú)夥蹬诺馁M(fèi)用，簡化工藝流程，避免氣舉排液，而且見氣的時(shí)間也比常規(guī)施工要短，真正減輕了壓井液對儲層的危害，達(dá)到避免地層漏失的目的。

4 結(jié)論

針對低壓氣井修井作業(yè)中壓井液污染產(chǎn)層的問題，重點(diǎn)開展了低密度壓井液現(xiàn)狀分析、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選、性能評價(jià)及現(xiàn)場試驗(yàn)，得出以下結(jié)論：

1）優(yōu)選出低密度泡沫壓井液體系，包括發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑和降濾失劑，其配方為0.05%SDS+0.05%BS-12+0.5% 羧甲基瓜爾膠+0.5%PAM+0.3%CMC+0.3%HEC，對其進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究和性能評價(jià)，達(dá)到現(xiàn)場應(yīng)用要求。

2）優(yōu)選的低密度泡沫壓井液體系可達(dá)到相關(guān)指標(biāo)要求：一是壓井液密度穩(wěn)定在0.7 g/cm3；二是低密度壓井液耐溫120 ℃；三是體系均一，配伍性好，穩(wěn)定時(shí)間可達(dá)24 h。

3）經(jīng)過現(xiàn)場試驗(yàn)，采用研制的壓井液配方，壓井后氣井能夠自噴生產(chǎn)，減少了儲層污染，實(shí)現(xiàn)了對儲層的保護(hù)。該項(xiàng)研究對氣田儲層保護(hù)具有十分重要的意義。