无固相低密度微泡压井液在低压天然气井中的应用.docx
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无固相低密度微泡压井液在低压天然气井中的应用
韩燕平1，许吉瑞2，王善聪2，李方庆3，胡之力1
（1.众通（北京）能源技术有限公司，北京100102；2.中国石油青海油田分公司天然气开发公司，青海格尔木816000；
3.中国石油吉林油田分公司新立采油厂，吉林松原138000）
摘要：
在低压天然气井压井作业中，利用无固相低密度微泡压井液的独特性能，密度可控制在0.70～1.2g/cm3，微泡稳定时间72h以上，可在地层实现自匹配封堵，不影响地层润湿性，对地层无损害。
对低压天然气井压井作业时，可在现场配液，在青海油田涩b-s低压气井施工过程中，无固相微泡压井液密度保持在0.8～0.9g/cm3，完成了井下冲砂、打捞落物等施工过程，施工历时4天，现场施工中通过动态调整，性能稳定，不漏失，较好地完成施工。
关键词：
无固相；低密度；微泡；稳定时间；配液
中图分类号：
TE358文献标识码：
A
DOI:
10.13809/32-1825/te.2015.01.012
Applicationofsolidfreelowdensitymicrofoamkillfluidinlowpressuregaswells
HanYanping1,XuJirui2,WangShancong2,LiFangqing3andHuZhili1
（1.Zonton（Beijing）EnergyTechnologyCo.,Ltd,Beijing100102,China;2.NaturalGasDevelopmentCompanyofQinghaioilfield,PetroChina,
Golmud,Qinghai816000,China;3.XinliOilProductionPlant,JilinOilfieldCompany,PetroChina,Songyuan,Jilin138000,China）
Abstract:
Becauseoftheuniquefeaturesofsolidfreelowdensitymicrofoamkillfluid,whenitsdensityiscontrolledwithin0.70~1.2g/cm3,andthestabilizationtimeofmicrofoamreaches72hduringthekilloperationoflowpressurenaturalgaswell,automaticmatchingblockcanberealizedintheformation,whichneitheraffectstratumwettabilitynorharmstratum.Theresearchofkilloper⁃ationoflowpressurenaturalgaswellshowsthatliquidformulationequipmentofthissystemissosimplethatliquidformulationworkcanbedoneinfield.Duringtheoperationofb-slowpressurenaturalgaswellinQinghaioilfield,thedensityofsolidfreemi⁃crofoamkillfluidwascontrolledwithin0.8~0.9g/cm3whilecompletingdownholesandwashingandjunkfishingin4days.Theconstructioncompletedwellwithstableperformanceandnonleakagethroughdynamicadjustment.
Keywords:
solidfree,lowdensity,microfoam,stabletime,liquidformulation
天然气井修井作业过程中，通常用压井液注入井筒，从而保证安全作业的要求。
常用的压井液由于不同程度地向地层中漏失，地层黏土矿物膨胀等问题，是天然气井的主要污染源之一。
尤其对于低压气井，压井液向地层中漏失现象更为严重。
对于低压天然气井修井等压井作业，无固相低密度微泡压井液具有合适的密度、不漏失、对地层无污染、性能稳定等特点。
1无固相低密度微泡压井液基本性能
无固相低密度微泡压井液技术是在研究泡沫钻井液和微泡钻井液的基础上，加入独特的发泡、稳泡材料而制得的。
从而实现在作业过程中减少工作液漏失，达到保护储层的目的。
1.1无固相低密度微泡压井液的微观结构
无固相低密度微泡压井液，是在连续相（水或盐水）中加入表面活性剂、聚合物处理剂，通过物理、化学作用自然形成粒径15～150μm（以60～70μm居多）、壁厚3～10μm，内部似气囊，外部黏附绒毛的微泡，分散在连续相中形成较稳定的气—液体系。
由于肉眼可以观察到的最小点为50μm。
因此，微泡肉眼只能看到一部分，而泡沫可以看到绝大多数。
图1微泡沫显微镜下照片
Fig.1Thepicturesundermicrofoammicroscope
其微观结构见图1。
微泡沫由一核、二层、三膜组成。
即气核、气液表面张力降低膜、高黏水层、高黏水层固定膜、水溶性改善膜、聚合物高分子和表面活性剂浓度过渡层。
1.2无固相低密度微泡沫压井液作用机理
1.2.1微泡各组分及作用
微泡由五种组分组成：
①pH调节剂;②气囊层膜剂;③气囊黏附剂;④气核引发剂;⑤气膜稳定剂。
其中②、③可大大增加液相黏度，降低液体的滤失量；④在一定pH值的条件下产生气体，从而形成气核；⑤主要为表面活性剂，利于形成稳定的气囊。
1.2.2微泡的性质和在地层中的作用
根据作业井的地层压力系数，确定无固相低密度微泡压井液密度。
通过配液时搅拌的剪切力、搅拌时间和气核引发剂加量的调整，达到设计密度。
密度范围可控制在0.75～1.2g/cm3。
微泡在地层中有自匹配封堵作用，不向地层漏失［1］。
在地层中，如果遇到大于微泡直径的地层渗流通道，如裂缝或溶洞，微泡流动速率大于水溶液流动速率，在通道粗糙处膨胀，堆积成横放圆锥状，分解了液柱压力，流体无法进一步进入地层。
同时，流动速度降低，黏度增大，实现地层封堵。
如遇与微泡直径相当的漏失通道，即中高孔渗地层，微泡向低压区流动，靠近漏失通道的微泡被“吸”进地层，产生贾敏效应，增加漏失阻力，实现地层封堵。
如遇小于微泡直径的漏失通道地层，即低孔低渗地层，微泡压井液在进入漏失通道时，低剪切速率下的高黏度特性，使得高分子聚合物在井壁形成薄黏膜，阻止压井液进入地层。
微泡沫地层产量恢复机理：
微泡在亲水界面和亲油界面均有良好的润湿性，在岩石表面不发生润湿反转，不会黏附于亲水的岩石表面而减少地下流体通道。
地下流体可以穿过微泡间隙，微泡与地层岩石非永久性的接触，有利于地下流体的产出，不产生气阻，受温度、压力、细菌等影响，微泡体系中的聚合物会逐渐降解。
因此，微泡压井产量恢复迅速。
2无固相低密度微泡压井液室内试验
2.1试验仪器和药品
GJS-B12K型高速变频搅拌机（青岛海通达专用仪器有限公司），YMS数显式液体密度计（青岛海通达专用仪器有限公司），ZNN-D6型六速旋转黏度仪（青岛海通达专用仪器有限公司），SD3三联中压滤失仪（青岛海通达专用仪器有限公司）等。
NaOH、无水Na2CO（3天津光复科技发展有限公司，分析纯），气囊黏附剂、气囊层膜剂、气核引发剂、气膜稳定剂等均为自制。
实验用水：
自来水。
2.2试验方法［2-3］
1）量取一定量的自来水。
2）依次加入设计量的氢氧化钠、碳酸钠、气囊黏附剂、气囊层膜剂、气核引发剂、气膜稳定剂，用GJS-B12K型高速变频搅拌机,转数在8000r/min时，边搅拌边配液，其中气囊黏附剂、气囊层膜剂等高黏度物质搅拌不少于20min，以使其充分水化。
3）分别用YMS型液体密度计、ZNN-D6型旋转黏度计、SD3三联中压滤失仪测定微泡体系的密度、流变参数和滤失量。
4）记录微泡稳定时间。
稳定时间是指：
将配制完成的浆液倒入100mL玻璃量筒，开始计时。
量筒底部观察到已无微泡，形成的连续相厚度超过1cm，则表明体系已消泡，计时终止。
计时开始到计时终止的时间为无固相低密度微泡体系稳定时间。
2.3无固相低密度微泡压井液基本配比（表1）
表1无固相低密度微泡压井液基本配比
Table1Basiccompositionofsolidfreelowdensitymicrofoamkillfluid
氢氧化
碳酸钠，%
气囊层
气囊黏
气核引发
气膜稳
钠，%
膜剂，%
附剂，%
剂，%
定剂，%
0.05～0.1
0.08～0.2
0.8～2.0
0.8～2.0
0.05～0.1
0.3～0.8
2.4试验结果
当设计微泡压井液密度在0.8g/cm3时，各组分浓度分别为：
氢氧化钠0.05%，碳酸钠0.08%，气囊层膜剂1.2%，气囊黏附剂1.2%[4]，气核引发剂1.2%，气膜稳定剂0.06%，气膜稳定剂0.4%。
试验结果为：
密度为0.79g/cm3，该配比配制出的微泡压井液，稳定性74h，无虚泡、无分层，表明无固相低密度微泡能够满足完井作业平衡地层压力和时间要求，其性能见表2。
从表2中可以看出：
无固相低密度微泡压井液在表观黏度满足工程要求的前提下，动塑比均在1.0Pa/mPa·s以上，流性指数均在0.35以上。
3无固相微泡压井液现场应用
在青海涩北气田涩b-s井进行现场试验。
该井基本情况：
完钻井深1334.0m；人工井底1318.80m；射开二个小层，射孔井段1237.8～1259.0m，射开厚度10.50m；该井于2010年4月18日投产。
生产情况：
该井出水、出砂，2012年5月因场站检修关井6个月,关井前日产气1.8780×104m3。
2012年11月开井时发现该井停产。
井口放喷出砂、出水严重。
2012年12月15日探得砂面位置1238m，砂柱高度96m，计算砂面上升速度为26m/a，产层砂埋。
措施目的：
该井流压测试时加重杆、压力计和部分钢丝掉入井底，需进行打捞作业；根据探砂面数据，已经砂埋产层，需要恢复气井产能。
该井压力系数0.73，压井液密度附加值不小于规定值（气井为0.07～0.15g/cm3，3.00～5.00MPa）。
为保护气层和施工安全，采用无固相低密度微泡压井液。
设计压井液的密度为0.88g/cm3，表观黏度80±5s，API滤失量≤10mL/30min，低剪切高黏度，提高封堵能力，该井设计用量80cm3。
根据实验室内配方，无固相微泡压井液基本配方为：
0.1%氢氧化钠+0.15%碳酸钠+1%～2%气囊层膜剂+1%～2%气囊黏附剂+1%黏土稳定剂+0.1%～0.2%气核引发剂+0.5%～0.8%气膜稳定剂。
为保证施工过程中的密度变化以实施动态调整，备有消泡剂，以对微泡压井液的密度进行调整。
配液方式：
在压井液罐中加入所需淡水，按设计要求将配液设备连接好，连接方式：
撬装泵（QZB50-13撬装泵）（出口）→加料漏斗（射流器）→压井液储液
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