韩燕平，许吉瑞，王善聪，李方庆，胡之力

（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）

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）

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0.70～1.2 g/cm3，微泡稳定时间72 h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0.8～0.9 g/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。

无固相；低密度；微泡；稳定时间；配液

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15～150 μm（以60～70 μm居多）、壁厚3～10 μm，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50 μm。因此，微泡肉眼只能看到一部分，而泡沫可以看到绝大多数。其微观结构见图1。

图1 微泡沫显微镜下照片Fig.1The pictures under micro foam microscope

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0.75～1.2 g/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Na2CO3（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8 000 r/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20 min，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100 mL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1 cm，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Table 1Basic composition of solid free low density micro foam kill fluid

2.4 试验结果

当设计微泡压井液密度在0.8 g/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0.79 g/cm3，该配比配制出的微泡压井液，稳定性74 h，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1.0 Pa/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1 334.0 m；人工井底1 318.80 m；射开二个小层，射孔井段1 237.8～1 259.0 m，射开厚度10.50 m；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1.878 0×104m3。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1 238 m，砂柱高度96 m，计算砂面上升速度为26 m/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0.07～0.15 g/cm3，3.00～5.00 MPa）。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0.88 g/cm3，表观黏度80±5 s，API滤失量≤10 mL/30 min，低剪切高黏度，提高封堵能力，该井设计用量80 cm3。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）→压井液储液箱40 m3→撬装泵（入口）。使用加料漏斗按配方顺序依次加入各种处理剂，加料完毕后，继续开动加料漏斗使修井液在压井液罐与加料漏斗间循环2 h至处理剂完全溶解，并达到设计密度要求。配液完成后，液体密度0.88 g/cm3，马氏漏斗黏度为77 s。

于9月3日开始施工，在施工过程中通过在井筒循环，密度稳定。在压井液压井、脱气排液、换封井器、探砂面过程中，压井液密度始终保持在0.88～0.90 g/cm3，压井液罐无液面下降现象。

探得砂面为1 257.79 m，开始冲砂，当冲砂至第二根管时，由于流速过快，密度降至0.70 g/cm3，压井液罐液面上升，上部气泡明显。为此，对无固相低密度微泡压井液密度进行动态调整，向压井液罐加入50kg消泡剂后，密度升至0.91 g/cm3。用密度0.91 g/cm3低密度微泡沫压井液30.00 m3正循环冲砂至人工井底1 318.80 m，井段1 257.79～1 318.80 m，进尺61.01 m，泵压0～4.00 MPa，排量350～450 L/min，出口返出地层砂1.10 m3，至冲砂完成，密度无变化。

表2 无固相低密度微泡压井液基本性能Table 2Basic performance of solid free low density micro foam kill fluid

用密度0.91 g/cm3微泡压井液正循环洗井，使进出口液性能一致。9月5日对井下落物进行打捞，9月6日将井下落物（压力计和加重杆）全部捞出。

9月7日通井、下生产管柱，9月8日，放喷完井，圆满地完成施工任务。开井后日产气1.665 0×104m3，目前日产量仍在1.434 0×104m3。

4 结论

1）无固相低密度微泡压液由于其独特的结构，可实现密度可调，密度可控制在0.70～1.2 g/cm3，稳定时间可达72小时以上。

2）对地层有自匹配封堵的作用，不向地层漏失。

3）该体系不影响地层岩石的润湿性，对地层无损害，使低压气井迅速实现返排。

4）通过对低压天然气井压井试验，液体性能稳定，不向地层中漏失，可实现顺利返排。

5）施工过程中，对无固相微泡压井液的密度可进行实时动态调整，以满足压井过程中的需要。

[1]郑力会，左锋，王珊，等.国内可循环泡沫类钻井液应用现状[J].石油钻采工艺，2010，32（1）：10-16.

[2]邬国栋，王玉斌，钟志英，等.GCP-2型低伤害气井压井液的评价[J].断块油气藏，2010，17（3）：376-378.

[3]李八一，席凤林，雍富华，等.低密度微泡沫压井液的研究与应用[J].钻井液与完井液，2006，24（4）：39-40.

[4]张斌，魏繁荣，陈刚，等.一种低密度压井液的配方优化[J].石油化工应用，2010，29（1）：28-30.

（编辑：尹淑容）

Application of solid free low density micro foam kill fluid in low pressure gas wells

Han Yanping1,Xu Jirui2,Wang Shancong2,Li Fangqing3and Hu Zhili1
(1.Zonton(Beijing)Energy Technology Co.,Ltd,Beijing 100102,China;2.Natural Gas Development Company of Qinghai oilfield,PetroChina, Golmud,Qinghai 816000,China;3.Xinli Oil Production Plant,Jilin Oilfield Company,PetroChina,Songyuan,Jilin 138000,China)

Because of the unique features of solid free low density micro foam kill fluid,when its density is controlled within 0.70～1.2 g/cm3,and the stabilization time of micro foam reaches 72 h during the kill operation of low pressure natural gas well,automatic matching block can be realized in the formation,which neither affect stratum wettability nor harm stratum.The research of kill oper⁃ation of low pressure natural gas well shows that liquid formulation equipment of this system is so simple that liquid formulation work can be done in field.During the operation of b-s low pressure natural gas well in Qinghai oilfield,the density of solid free mi⁃cro foam kill fluid was controlled within 0.8～0.9 g/cm3while completing downhole sand washing and junk fishing in 4 days.The construction completed well with stable performance and nonleakage through dynamic adjustment.

solid free,low density,micro foam,stable time,liquid formulation

TE358

A

2014-07-07。

韩燕平（1973—），男，高级工程师，主要从事油田增产技术服务。