增粘型无固相修井液在HJ203H井的应用

2023-09-22郑海洪

西部探矿工程 2023年9期

关键词：抗温井液修井

郑海洪

（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳 618000）

1 HJ203H井基本情况

HJ203H井位于四川省通江县涪阳镇陈河乡，是以嘉二段储层为主要目的层的一口水平开发试验井，完钻井深5767.00/4597.45m（斜/垂深）。

2010 年6 月11 日～11 月17 日，对嘉二段T1j2（5073.0～5767.0m）井段进行完井投产测试，过临界速度流量计进行求产，求得天然气产量29.1×104m3/d。

2016 年1 月19 日静压测试遇阻，采用泵注热水及连续油管井筒解堵，2017年6月1日测静压通井工具落井，多次尝试未打捞成功，至2020年多次修井作业，并于2020年12月连油通井时铆钉接头断裂，截止2021年4月4日，共计连油打捞、套铣等修井作业31趟，成功捞出连油带铆钉接头落鱼，但井内尚余测井工具串落鱼，落鱼位于4200m左右，并已形成堵塞。

2021年8月甲方决定采用定制小钻杆及配套工具再进行套铣、倒扣打捞作业。为降低压井风险，增强无固相修井液的悬浮性能，携带沉砂、杂垢及套铣钻磨所产生的铁屑，净化井眼，防止起下钻挂卡复杂情况和卡钻事故发生，确保施工安全，设计使用增粘型无固相修井液体系。

2 HJ203H井修井过程中存在的重难点

本次修井采用反扣2-3/8″G105 非标石油钻具4500m±在油管内进行作业，其接头外径65.1mm。井内油管为∅88.9mm G3-125，内径76.00mm。主要存在以下重难点：

（1）硫化氢含量高。本井属于高压含硫气井，硫化氢含量0.77%～0.84%，作业过程中可能存在硫化氢腐蚀、中毒的风险。

（2）井控风险高。由于本井压力高且根据前期生产时关井压力恢复快的情况，钻杆在套铣等作业时极易发生堵塞物下部高压上顶的风险。且本井多次出现堵塞，根据前期作业情况及该井溶蚀实验分析，堵塞位置和堵塞物类型可能多样化。同时由于钻具内径及外环空间隙小，当发生井喷或溢流时，将上顶钻具，甚至导致钻具喷出，都存在井控风险。

（3）阻卡风险高。因使用钻杆处理落鱼，小间隙环空，套铣形成的碎屑不易返出，成团的机率高，且可能导致钨加重脱出；同时入井工具尺寸小，强度低，易破坏产生掉块；在打捞时，捞获落鱼且无法解卡，这些都易造成卡钻的风险。

（4）可能存在圈闭气体。本井堵点以下可能存在圈闭气体，存在管柱上顶、硫化氢溢出的风险。

（5）修井液性能要求高。2-3/8″G105 非标石油钻具进行作业，环空间隙最小处仅为5.45mm，修井液需具有良好的流变性、良好的携砂能力、适当的密度、良好的抗温稳定性、良好的防腐蚀能力、防硫化氢污染能力等，以便于泵压控制、及时携带堵塞物、降低井控风险、防止硫化氢污染和减少对套管及管柱的伤害等。

3 增粘型无固相修井液配方研究

3.1 增粘型无固相修井液技术要求

因增粘型无固相修井液是西南油气分公司在川渝区域首次使用，甲方根据HJ203H井的实际情况和增粘型无固相修井液可能存在的难点，制定了相应技术要求，见表1。

表1 增粘型无固相修井液技术要求表

3.2 增粘型无固相修井液配方优选

经过筛选，本井拟采用XNHW无固相修井液体系，该体系主要由提切剂ZN-AD、缓蚀杀菌剂HS-2、加重剂HWJZ-1组成。提切剂ZN-AD是一种无机正电聚合物，加重剂HWJZ-1是一种复合盐，由无机盐和有机盐组成，增粘型无固相修井液配方见表2。

表2 增粘型无固相修井液配方

XNHW 无固相修井液的配制分两步完成，第一步配制ZN-AD 胶液，即在清水中加入一定量的ZN-AD，水化24h 得到ZN-AD 胶液；第二步加入缓蚀杀菌剂HS-2和加重剂HWJZ-1得到XNHW无固相修井液。

不同配方的性能测试结果见表3，可以看出，ZNAD加量在2%、3%、4%、4.5%浓度下，YP均大于2Pa，满足增粘型无固相修井液动切力技术要求。

表3 不同配方性能测试结果

4 增粘型无固相修井液性能评价

综合考虑本井重难点，修井液性能要求及配方优选结果，选用配方2作为本次增粘型无固相修井液施工配方，即：清水+3%提切剂ZN-AD+1%缓蚀杀菌剂HS-2+无固相加重剂HWJZ-1，并评价其综合性能、润滑性能、防腐蚀性能、抗温稳定性。

4.1 综合性能评价

按照配方2配制增粘型无固相修井液，整体性能见表4，密度达1.55g/cm3，漏斗粘度仅36s，pH 达11，动切力达3Pa，该性能能满足修井液需要的流变性、携砂能力、密度、泵压控制等要求。

表4 增粘型无固相修井液综合性能测试表

4.2 润滑性评价

由于该井修井作业中环空间隙小，较低的润滑系数有利于降低泵压，提高循环排量，减少阻卡，采用Fann 式极压润滑仪测试各流体的润滑扭矩，增粘型无固相修井液润滑系数降低率达98.4%，见表5。

表5 修井液与水、泥浆润滑系数对比表

4.3 腐蚀性能评价

将超级13Cr钢片置入密度1.55g/cm3的HWJZ-1溶液中，120℃浸泡7d，取出，测试，HWJZ-1溶液对钢片腐蚀也为轻度均匀腐蚀，无点蚀，见图1。

图1 腐蚀性能评价图

4.4 抗温稳定性评价

在120℃条件下，分别做24h、48h、72h静恒温实验，密度一直维持1.55g/cm3，无分层，无沉淀产生，抗温稳定性良好，见表6。

表6 抗温稳定性评价表

5 增粘型无固相修井液的现场应用

2021 年8 月20～21 日现场按照配方准备生产用水47m3，加入1.42t 提切剂ZN-AD，搅拌水化24h 后，加入0.47t 缓蚀杀菌剂HS-2，46t 复合盐HWJZ-1，配制增粘型无固相修井液60m3，8 月22 日8:00 增粘型无固相修井液入井，至11 月5 日结束小钻杆打捞，共捞25 趟，没能捞出落鱼，捞出部分铁屑和钢丝，后替入常规钻井液转入倒油管作业，增粘型无固相修井液使用2 个多月，性能稳定，性能控制情况见表7，修井液样品见图2，满足了小钻杆作业期间的施工要求，确保了井下安全。