靖边气田低压气井修井作业暂堵技术实验研究

张耀刚，沈云波，吕 江，仵海龙，胡 康，任 涛，任发俊，高 岗

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

靖边气田低压气井修井作业暂堵技术实验研究

张耀刚，沈云波，吕 江，仵海龙，胡 康，任 涛，任发俊，高 岗

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

靖边气田生产后期修井维护作业中，工作液漏失会造成固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化等问题，将严重破坏和伤害储层，导致排液复产困难，因此优选一种适合靖边气田的修井暂堵液显得尤为重要和紧迫。此科研针对靖边气田储层岩性特征，在对绒囊暂堵液体系理论研究的基础上，进行了大量的绒囊暂堵液基液配方筛选和处理剂加量优选实验，研制出了具有良好的盐稳定性、抗温性、耐腐蚀性、暂堵能力以及对靖边气田储层低伤害性的绒囊暂堵液体系，同时在此基础上对暂堵液体系进行室内小样实验评价和室外模拟地层环境的暂堵和返排实验，最终确定了适合靖边气田修井作业的暂堵液体系配方，为今后靖边气田气井井下作业工作的开展建立了技术储备，具有一定的指导意义。

防漏堵漏；漏失；固相堵塞；微粒运移；伤害；暂堵液；暂堵；返排

油气井钻井及各种井下作业过程中，入井工作液的漏失会引起井下情况复杂或井下事故，严重者还会导致油气井报废，经济损失巨大，资源浪费严重。不仅如此，工作液漏失入于油气层不但会造成油气生产能力下降，需投入巨大人力物力恢复产量，而且往往是入不敷出，成为永久性损失。其中修井作业中井漏造成储层伤害造成的后果更为严重，主要的伤害方式包括：固相堵塞、润湿反转、微粒运移和结垢、产液乳化。目前封堵漏失地层普遍采用的方法：控制漏失通道和减压。

暂堵修井工艺技术在低压气井修井作业中应用，是先压井再进行井下作业，选用不同性质的工作液暂时封堵地层流体，并防止压井液大量漏入地层，对油气层进行保护，又确保平衡地层压力，保证修井作业过程中的安全。

靖边气田经过十多年勘探与开发，地层压力系数由原来的约1.0下降至0.6左右。随着开发期延长，由于产水量大，气井携液能力降低，气井无法正常生产甚至被迫关井。同时由于地层产气中含有H2S与CO2，井下管柱腐蚀严重。据调研资料，靖边气井生产周期8～10年，井下管柱即出现严重腐蚀，有的甚至断裂。为恢复气井生产和防止气井管柱进一步腐蚀，必须进行相应的修井维护作业。

1 绒囊暂堵液处理剂优选研究

绒囊工作液是一种具有优异防漏堵漏能力的新技术。首次作为靖边气田气井修井暂堵液应用，需针对靖边气田的地质情况、产液情况、生产工艺进行分析和总结，研究出一种既能保证修井过程中控制地层漏失，又能保证储层伤害程度最小，承压能力强、易返排的暂堵液，满足靖边气田生产需求。

1.1 绒囊暂堵液主要及辅助处理剂

绒囊暂堵液体系处理剂包括主要处理剂成核剂、成层剂、强层剂、定位剂及辅助处理剂成膜剂、pH调节剂、高温稳定剂、杀菌剂、除氧剂、缓蚀剂、抑制剂。

1.2 绒囊暂堵液基液处理剂优选

绒囊暂堵液基液由成层剂、强层剂、定位剂配制而成，故需要对其进行优选。由于无固相绒囊暂堵液基液为淡水，淡水中绝大部分矿物质为盐，因此成层剂、强层剂、定位剂的优选主要是评价其抗盐能力，优选抗盐效果最好的。

1.3 绒囊暂堵液密度调节剂优选

绒囊暂堵液密度调节剂主要是对成核剂和成膜剂进行优选。成核剂的选择主要是对比其抗盐能力，优选抗盐效果最好的成核剂。成膜剂是绒囊体系的专用处理剂，通过将醇类和醚类复配而成。

1.4 绒囊暂堵液其它处理剂优选

绒囊暂堵液其它处理剂包括pH值调节剂、粘土抑制剂、高温稳定剂、缓蚀剂、除氧剂、杀菌剂、除硫剂、防水锁剂、助排剂的优选，主要是选择与绒囊体系配伍且有利于提高其各项性能指标的处理剂。

2 绒囊暂堵液体系研制

2.1 绒囊暂堵液基液配方研制

利用优选出的成层剂、强层剂、增粘剂，配制流变性好、适于绒囊稳定存在的绒囊暂堵液基液。在所选处理剂推荐加量范围内，成层剂、强层剂、定位剂各选取3～5个加量，配制基液并测定其流变性及滤失量，对基液配方进行优化，确定基液配方。

根据室内实验结果，选定基液配方中定位剂加量为0.15%～0.40%，强层剂加量为0.15%～0.30%，成层剂加量为1%～2%。

2.2 绒囊暂堵液体系配方研制

使用优选的成核剂、成膜剂、成层剂、强层剂、定位剂、pH调节剂、高温稳定剂、杀菌剂、除氧剂、缓蚀剂、抑制剂配制绒囊暂堵液并评价其性能（见表1）。

表1 绒囊暂堵液体系性能

实验结论：绒囊暂堵液体系均具有较好的流变性，体系稳定时间满足要求。

2.3 绒囊暂堵液与靖边修井液配浆水配伍性研究

在绒囊暂堵液体系配方加量范围内，选取不同配方，使用靖边气井修井液用配浆水，验证配浆水与绒囊处理剂间的配伍性。通过实验知，靖边气田区块内不同淡水水源配浆水对绒囊暂堵液性能影响较小，绒囊暂堵液处理剂与靖边配浆水配伍性良好。

2.4 抗温能力评价研究

配制1#、2#号绒囊暂堵液，高温热滚评价它们的抗温能力（见表2）。

表2 不同密度氯化钾体系无固相微泡完井液热滚前后性能

由室内实验知，加热前后绒囊暂堵液密度、塑性粘度、动切力变化程度较小，具有较好的抗温能力，能够满足靖边气田气井修井需要。

2.5 防腐能力评价研究

室内采用N80钢材进行挂片实验，评价暂堵液腐蚀能力（见表3）。

表3 腐蚀性能评价实验结果

实验可知：绒囊暂堵液对N80金属件的腐蚀速率小于0.076 mm/a，且没有点蚀，对N80钢腐蚀性较小，说明绒囊暂堵液在井底环境中不会对管柱造成腐蚀。

2.6 破胶效果评价研究

模拟靖边现场施工条件，利用氧化破胶剂及JPC高温破胶剂在温度110℃时对气井内部无法向外循环的绒囊修井液进行破胶，观察破胶效果（见表4）。

表4 绒囊暂堵液破胶效果实验数据

实验证明同加量的两种破胶剂在温度110℃破胶条件下2 h后，绒囊修井液密度升高，表观粘度下降甚至消失，表明两种破胶剂破胶效果明显。综合考虑，建议使用氧化破胶剂。

3 绒囊暂堵液暂堵能力研究

暂堵能力研究包括静态封堵能力研究与动态封堵能力研究：静态堵漏实验，使用DLM-01A型堵漏模拟装置填砂实验。动态堵漏实验，利用高温高压动态失水试验仪，岩心实验。

3.1 静态暂堵能力研究

静态暂堵实验模拟钻井液在井筒内静止时对地层的封堵能力，利用填砂实验与岩心模拟地层，评价静止状态下绒囊暂堵液的封堵能力。

3.1.1 填砂封堵实验 做填砂防漏堵漏实验研究时，选择 20～40、45～60目、80～100目 3组不同粒径的石英砂作为模拟地层，使用2#配方，评价静态封堵性能（见表 5）。

3.1.2 岩心封堵实验 配制绒囊暂堵液，评价静态岩心封堵能力（见表6）。

表5 静态填砂封堵试验数据

表6 静态岩心封堵实验数据

由静态填砂与岩心封堵实验可知：绒囊暂堵液在静态下对地层具有较强的封堵能力。

3.2 动态暂堵能力研究

动态暂堵能力实验模拟钻井液在井筒内流动时对地层的封堵能力，利用岩心模拟地层，评价动态下暂堵液的封堵能力。岩心封堵实验：配制绒囊暂堵液，评价动态岩心封堵能力（见表7）。

表7 动态岩心封堵实验数据

由动态岩心封堵实验可知：绒囊暂堵液在动态下对地层具有较强的封堵能力。

4 囊暂堵液储层伤害控制能力研究

绒囊暂堵液返排能力能够直接体现其对储层的伤害程度。通过室内岩心损害实验研究，评价绒囊暂堵液控制储层伤害能力。助排剂与防水锁剂能够提高绒囊暂堵液返排效率，对气层储层的伤害程度较小，室内实验通过分为不加助排剂与防水锁剂与加入助排剂与防水锁剂，对比绒囊暂堵液的返排效果。确定能够有效提高绒囊暂堵液返排时助排剂与防水锁剂的最佳加量（见表8，表9）。

表8 绒囊暂堵液配方表

表9 绒囊暂堵液性能

从室内实验结果、成本和满足现场要求两方面考虑，防水锁剂与助排剂加量均选为1.0%。

5 结论

（1）通过大量室内实验，初步研制出适于靖边气井暂堵应用的绒囊暂堵液配方，同时验证了暂堵液与靖边气田修井液的良好配伍性，证实现场修井时可直接使用当地水配置。

（2）通过室内抗温实验及腐蚀实验，证明研制出的暂堵液抗温能力强，在高温（120℃）条件下，密度、塑性粘度、动切力变化较小，能够满足靖边修井需要；同时该暂堵液对N80金属件的腐蚀速率小于0.076 mm/a，且无点蚀情况发生，不会对管柱造成腐蚀。

（3）通过室内静态和动态暂堵实验，证明绒囊暂堵液能够有效封堵靖边气田气井漏失地层。

（4）通过大量岩心实验，确定达到最佳返排效果时助排剂与防水锁剂加量，最终形成了适于靖边气田应用的暂堵液配方。

（5）通过现场模拟实验，证明绒囊暂堵液具有较好的暂堵作业，同时在负压产条件下具有良好的返排能力。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2012.11.021

TE357.12

A

1673－5285（2012）11－0080－04

2012－06－25

张耀刚，男（1971－），工程硕士，2007年7月西安石油大学毕业，天然气开发工程师，长期从事天然气开发、生产、管理工作，现任第一采气厂井下作业科科长。