高含硫化氢气井井下漏点诊断方法与堵漏技术研究

罗 伟，王辛涵，赵静雯，向 东，巩占鹏，蔺瑞东

(1南充职业技术学院 2中国石化西南油气分公司博士后工作站 3中国石油渤海钻探工程有限公司管具技术服务分公司 4中国石油华北油田分公司工程技术研究院)

对于高含硫化氢气井，随着生产的进行，或多或少会出现不同程度的环空带压现象，其已经成为制约高含硫化氢气井安全生产的一个关键问题[1-3]，其中对于热膨胀效应及井下作业引起的环空带压，多数情况不会对生产造成较大的威胁，只需采用一般的泄压措施即可恢复正常生产；现场经验显示，由于井筒安全屏障系统功能下降或失效所导致的环空带压才是对安全生产最大的一类威胁，因为其经泄压后短时间又将恢复到泄压前水平，同时对于高含硫化氢气井H2S一旦通过泄漏进入环空，将会对油层套管造成严重的腐蚀，油层套管一旦破坏将产生不可预估的安全隐患[4-6]。因此，为了保障高含硫化氢气井的安全生产，迫切需要一种井下漏点诊断方法与控制技术，首先准确寻找到井下泄漏源，然后再通过合理的控制技术将井下漏点修复，进而消除持续环空压力和H2S气体的进入通道。

一、井下漏点综合诊断方法

1.理论诊断方法

对于潜在的完井管柱泄漏，根据实际气井的产气量、产水量、泄漏层压力、井口油压、环空液面高度等情况，绘制了不同漏点位置对应的环空压力预测图版(图1)，现场可以根据泄压后达到的稳定环空压力数值去预测井下漏点的具体位置。

图1 完井管柱上不同漏点位置对应的环空压力图版

2. 高频超声波测漏技术

井下漏点泄漏产生紊流，紊流产生超声波，当测试短节经过漏点时，传感器将捕获到该超声波信号，通过信号处理器转化成测试曲线上的具体数值，测试曲线上的波峰即指示漏点位置[7-10]。

二、井下堵漏技术

1．压差激活封窜剂研制

压差激活封窜剂修复井下漏点的原理类似于人体血管创口自动愈合的原理，封窜剂通过微通道时产生高速剪切，强烈的剪切作用将赋予乳胶粒高动能，当乳胶粒的动能超过了乳胶粒间的排斥能垒或空间位阻作用时，聚合物粒子将失稳反应发生凝固[11-14]。

压差激活封窜剂的研制涉及到聚合物乳液、预聚体、激活剂、终止剂、稳定剂和交联剂的类型优化、用量优化和合成。根据高含硫化氢气井的实际需求，形成了一套井下压差激活封窜剂产品配方：90份聚合物H胶乳+3份激发剂+8份终止剂+2份稳定剂+9份预聚体+3份单体+8份交联剂+30份蒸馏水。其具体配制过程为：在搅拌条件下将90份聚合物H胶乳加入蒸馏水中，搅拌速度控制在1 200 r/min，在控制速度下缓慢加入3份激发剂溶液，完毕后反应5 h；加入8份终止剂搅拌5 min；加入3份单体与9份预聚体，搅拌均匀；加入8份交联剂于70℃搅拌60 min；再加入2份稳定剂，搅拌均匀，即形成压差激活封窜剂。

2．产品性能评价

2.1 压差堵漏实验仪

压差堵漏实验仪主要包括：储液罐、高压泵、阀门、压力计、动态可调狭缝、损坏丝扣、高压透明观察窗和液体回收槽。其中动态可调狭缝可模拟井下工具上不同尺寸的裂缝泄漏，损坏丝扣可模拟投产管柱上的丝扣泄漏。

2.2 封堵性能

利用压差堵漏实验仪，对压差激活封窜剂的封堵性能进行评价，为了对比，将未经任何处理的聚合物H乳液与压差激活封窜剂分别泵注通过损坏丝扣。实验过程显示，全部聚合物H乳液经损坏丝扣迅速喷射而出，未能有效封堵损坏丝扣；而压差激活封窜剂经损坏丝扣时，开始还有部分液体流出，随着压差的作用，流出液体越来越少，直到最终完全堵死。实验结束后拆卸装置，可以看出封窜剂在损坏丝扣处形成了弹性高强凝胶，而在管束内封窜剂仍为流动性良好的液体。实验结果表明，压差激活封窜剂具有明显的压差激活特性，能够在泄露处高剪切力作用下，迅速发生反应而形成高强度凝胶。

2.3 承压性和热稳定性

采用高压稳定泵对形成的高强度凝胶进行承压实验，实验结果表明，高强度凝胶可以承压30 MPa保持不泄漏。然后分别对封窜剂体系的耐温性和形成的凝胶封堵层的耐温性进行了评价，实验采用高温老化罐开展耐温性测试，实验结果表明，当温度低于110℃时，体系一直保持良好的流动性，当温度高于110℃时，体系内胶粒间发生反应，失稳凝固；而对于形成的凝胶封堵层，当温度高于120℃时，样品颜色变深，逐渐老化弹性变小。

3．堵漏工艺配套

3.1 实施前提条件

对于存在井下漏点的含硫气井，并不是都适合采用井下堵漏技术，这里总结了几条实施井下堵漏工艺的前提条件：①漏点位置确定；②泄漏速度确定，泄漏速度不能过大，不能超过30.2 L/min，否则将不能成功激活压差封窜剂；漏点形状也很重要，丝扣堵漏成功率更高，因为接触表面积大而过流面积小；③漏点之下必须建立油套循环，进而保证压差激活封窜剂输送到位；④井下设备(包括油管堵塞器、封隔器等)承压级别必须达到堵漏施工过程最高压力要求；⑤除了已经确定的漏点之外，不存在其他“意外”漏点；⑥堵漏成功之后生产过程中能在漏点处保持一定正压力。

3.2 堵漏工艺

步骤如下：①在漏点之下建立油套循环，打开气举阀或循环滑套，并在油管内安装油管堵塞器；②利用密度较大的液体循环出油管内以及油套环空内密度较轻的液体；③注入压差激活封窜剂段塞，利用更轻的液体柴油将封窜剂段塞推进至漏点处；④关闭循环出口，加压将压差激活封窜剂挤入通过漏点，进而激活反应在漏点处形成高强度凝胶；⑤控制压力，让封窜剂在漏点处持续反应2 d；⑥开井生产，在漏点处保持一定正压力。

三、现场应用

以某高含硫化氢气田A井为例，该井采用Ø193.81 mm油层套管，Ø88.9 mm油管，环空液面高度为距离井口200 m，环空保护液密度为1.03 g/cm3，根据该井泄压后的压恢实测曲线(图2)，利用建立的井下漏点理论诊断方法预测井下漏点位于3 678 m，同时现场采用高频超声波测漏技术也显示井下漏点位于3 670 m左右，再根据该井投产时下入的油管组合，3 670 m处刚好为4c类镍基合金油管和4d类镍基合金油管连接的变扣接头处，泄漏风险较大，因此综合判断该井井下漏点位于3 670 m变扣接头处。

为了保证井筒安全，避免硫化氢侵入环空以及过高的环空压力对井筒安全造成的威胁，现场采用压差激活封窜剂对井下漏点实施封堵，工艺流程为：①在循环滑套之下安装油管堵塞器，并打开循环滑套，建立油套循环；②利用密度为1.2 g/cm3的钻井液作为前置液，作为压差激活封窜剂的输送平台，循环注入该前置液直到油管内液体完全被前置液取代；③注入0.5 m3密度为1.03 g/cm3的压差激活封窜剂；④利用0.8 g/cm3的柴油作为后置液将压差激活封窜剂驱替至距离井下漏点5 m处；⑤关闭循环滑套，井口继续注入柴油，使压差激活封窜剂被挤入井下漏点，激活反应；⑥控制井口压力，让封窜剂在漏点处持续反应2 d。

图2 A井泄压后的压恢实测曲线

堵漏结束恢复正常生产，现场再进行泄压压恢测试，获得的测试曲线如图3所示。再结合堵漏前后的套管气样对比，硫化氢含量从7.4%下降到1.2%，说明实施的井下堵漏取得了很好的效果。

图3 A井泄压后的压恢实测曲线(堵漏后)

四、结论

(1)结合理论诊断图版和高频超声波测漏技术，建立了一套井下漏点综合诊断方法，再根据投产时下入的完井管柱结构以及后期的施工措施情况，可以准确判断井下漏点位置。

(2)利用自制的压差堵漏实验仪对自主研发的压差激活封窜剂进行了封堵性能评价，同时也对形成的高强度凝胶开展了承压性和热稳定性评价，评价结果显示，压差激活封窜剂在损坏丝扣处能形成有效的封堵，封窜剂体系在低于110℃时都能保持良好的流动性，而形成的高强度凝胶承压级别达到30 MPa，并且在低于120℃时都具有良好的弹性。

(3)现场应用效果表明，研制的压差激活封窜剂以及配套的堵漏工艺能实现井下漏点的成功封堵，可在类似高含硫化氢气田推广应用。