低压气藏用低密度无固相泡沫修井液的研制及试验
马喜平1, 许帅1, 王晓磊2, 张锋2, 陈晓明2, 周有祯1    
1. 西南石油大学化学化工学院, 四川成都 610500;
2. 中国石油新疆油田分公司采气一厂, 新疆克拉玛依 834000
摘要: 在产能低、漏失量大的低压气层,使用常规修井液时会带来排液困难、地层伤害严重、产能难以恢复等问题,为此,在可循环泡沫钻井液的基础上,通过添加高效两性离子型发泡剂及稳泡剂,使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料,研制了一种保护储层的低密度无固相泡沫修井液。该修井液的泡沫密度达到0.50~0.95 kg/L,黏度不大于90 mPa·s,100 ℃温度下的稳定时间达到24 h。室内性能试验表明:该修井液储层伤害率和滤失量低,堵漏效果良好,温度、压力对其稳定性影响较小。在新疆八二西80104井的现场试验表明,该修井液性能稳定,防漏堵漏效果良好。研究认为,低密度无固相泡沫修井液可在井漏严重、储层水敏和水锁严重的低压气藏应用,能有效保护储层,提高气井产量。
关键词低压油气藏    气井    无固相    泡沫    修井液    表面活性剂    
Development and Experiment of Low-Density and Solid-Free Foam Workover Fluid for Low Pressure Gas Reservoir
Ma Xiping1, Xu Shuai1, Wang Xiaolei2, Zhang Feng2, Chen Xiaoming2, Zhou Youzhen1    
1. College of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, 610500, China;
2. The First Gas Recovery Plant, Xinjiang Oilfield Company, CNPC, Karamay, Xinjiang, 834000, China
Abstract:For low production, high fluid loss, and low pressure gas formations, the application of conventional workover fluid may result in drainage difficulties, formation damage and production recovery. A low density and solid-free foam workover fluid was developed by adding high effective amphoteric ionic foaming agent and foam stabilizer in the circulating foam drilling fluid to make it form micro bubble materials with a special structure. Its density is between 0.50 and 0.95 kg/L, viscosity is less than 90 mPa·s, and stabilization time is 24 h under 100 ℃. Comprehensive experimental results indicated that the kind of workover fluid has a slight damage to payzone, with low filtration rate and good plugging effect, the influence of temperature and pressure on the workover fluid is not serious. Its application in Well Ba-II Xi 80104 of Xinjiang indicated that this bubble workover fluid performed very well to ensure smooth completion and workover operation and might be used in high fluid loss, strong water-sensitive, and water lock low pressure gas reservoirs.
Key words: low pressure reservoir    gas well    solid-free    foam    workover fluid    surfactant    

在油气井压井、修井等作业中,工作液性能的优劣直接影响到储层受伤害的程度和油气井产量的高低。目前,许多注水开发油田的地层压力呈现出高于原始地层压力的趋势。针对该情况,国外开始采用高密度无固相盐水修井液[1, 2, 3];国内目前主要应用钻井液改进型修井液、聚合物固相盐水修井液和无固相盐水修井液等水基修井液[4, 5, 6, 7, 8, 9, 10],而该类修井液可能会给储层造成较大伤害,或在应用中常出现漏失、水锁等问题。对于许多中低渗透气藏,随着生产开发的不断深入,气井压力逐年降低,气层抗污染能力也在下降。为了减小修井液对气层造成的伤害,笔者在可循环泡沫钻井液的基础上[11, 12, 13, 14],通过添加高效两性离子型发泡剂及稳泡剂,使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料,从而制得低密度无固相泡沫修井液,并进行了室内性能试验和现场试验。

1 无固相泡沫修井液配方的确定 1.1 起泡剂的筛选

根据各种表面活性剂的分子结构及所产生泡沫的表观形态、稳定性,从14种起泡剂(包括阴离子型表面活性剂、阳离子型表面活性剂、非离子型表面活性物质和甜菜碱两性离子型表面活性剂)中进行了筛选。筛选的方法为在50 mL的2.00%氯化钾溶液中分别加入1.00%的上述起泡剂,在1 000 r/min转速下搅拌5 min,然后记录泡沫体积和泡沫的半衰期,结果见表1(QPJ-1和QPJ-2为甜菜碱两性离子型表面活性剂)。

表1 发泡剂的性能参数 Table 1 Performance parameters of several foaming agents
起泡剂 泡沫体积/mL 半衰期/s 泡沫特征
十二烷基硫酸钠 65 520 粗,不均匀
十二烷基磺酸钠 73 562 粗,不均匀
十二烷基苯磺酸钠 79 613 粗,不均匀
聚氧乙烯烷基酚醚 70 367 粗, 均匀
十六烷基磺酸钠 80 420 细小,均匀
QPJ-1 95 923 细小,均匀
QPJ-2 93 970 细小,均匀
辛胺 58 142 细小,均匀
十二胺 59 179 细小,不均匀
十六胺 56 256 细小,不均匀
辛基磷酸脂 58 243 细小,不均匀
十二烷基磷酸脂 62 290 细小,不均匀
辛醇 55 62 细小,不均匀
月桂醇 56 84 细小,不均匀

表1可以看出,甜菜碱两性离子型表面活性剂QPJ-1和QPJ-2的泡沫体积大,半衰期长,泡沫细小且均匀,可选择作为起泡剂。

为了更进一步选择合适的起泡剂,提高泡沫的性能,将选出的QPJ-1和QPJ-2进行复配试验。试验方法为:在保持其他条件不变的情况下,改变QPJ-1和QPJ-2的质量比,测定二者混合后的起泡性能,结果如图1所示。

图1 QPJ-1和QPJ-2混合后的性能 Fig.1 Performance parameter of mixed QPJ-1 and QPJ-2

图1可以看出,QPJ-1和QPJ-2混合后的起泡性能更好,当其质量比为1∶1时的起泡效果最好。所以,选择按质量比1∶1混合的QPJ-1和QPJ-2作为起泡剂。

为了确定该混合起泡剂的合理加量,进行了QPJ-1和QPJ-2的混合起泡剂加量对泡沫体积及半衰期影响的试验,结果如图2所示。

图2 QPJ-1和QPJ-2混合起泡剂加量对起泡性能的影响 Fig.2 Relation between the foaming properties and the amount of mixed QPJ-1 and QPJ-2

图2可以看出:在混合起泡剂加量从0.20%增至0.50%过程中,泡沫体积和半衰期都显著提高;加量达到0.50%以上后已具有较好的起泡性能;加量达到1.20%以上后泡沫体积和半衰期变化较小,性能趋于稳定。考虑成本因素,选择起泡剂的加量为0.50%~1.20%。

1.2 稳泡剂的筛选

稳泡剂通过提高液相的黏度来达到稳定泡沫的目的,试验选用一些大分子聚合物,如羧甲基纤维素钠(CMC)、羟乙基纤维素(HEC)、黄原胶(XC)和相对分子质量500万的聚丙烯酰胺(PAM)。在50 mL的2.00%氯化钾盐水中加入起泡剂(加入0.50%质量比为1∶1的QPJ-1和QPJ-2混合物),在1 000 r/min转速下搅拌5 min,然后记录泡沫体积和半衰期,结果见表2

表2 4种稳泡剂的性能对比 Table 2 Comparison of four foam stabilizers
稳泡剂 泡沫体积/mL 半衰期/s 泡沫特征
PAM 98 1 562 细小,均匀
CMC 99 2 152 细小,均匀
HEC 100 2 035 细小,均匀
XC 101 2 235 细小,均匀

表2可知,除PAM的稳泡效果不理想外,XC、CMC和HEC稳泡能力均比较好,使用这3种稳泡剂后尽管泡沫体积没有增大,但泡沫的寿命大大延长,表明具有很好的稳泡能力。

为了得到合适的稳泡剂及其加量,进行了室内试验。取一定量的水,在水中加入不同质量分数的XC、PAM、CMC和HEC,用搅拌器在1 000 r/min转速下搅拌使其完全溶解;然后加入0.50%的起泡剂(质量比1∶1的QPJ-1和QPJ-2混合物)和0.40%硫脲,搅拌使其完全溶解;再用钻井液高速搅拌机在8 000~10 000 r/min转速下搅拌10 min,测定其密度和流变性;然后放入带盖钢瓶中,盖好盖子放入变频滚子炉在100 ℃下热滚24 h后取出,冷却至室温,测定密度和流变性,结果见表3

表3 不同种类及加量稳泡剂在热滚前后的密度和流变性 Table 3 Density and rheology of foam stabilizer and dosage under the heat roll around
稳泡剂 搅拌速度/ (r·min-1) 密度/(kg·L-1) φ100 φ200 φ300 φ600
热滚前 热滚后 热滚前 热滚后 热滚前 热滚后 热滚前 热滚后 热滚前 热滚后
1.50%XC 10 000 0.45 0.50 130 115 145 125 155 140 185 175
1.20%XC 8 000 0.73 0.67 116 95 128 102 136 118 162 146
1.00%XC 8 000 0.83 0.96 60 70 90 110
1.20%PAM 10 000 0.45 1.00 108 114 130 154
1.20%CMC 7 000 0.68 0.89 112 124 130 156
1.50%HEC 10 000 0.79 0.96 150 165 185 205
注:某些稳泡剂在某些加量下,由于不能很好地稳泡,故没有测试其热滚后的数据。

表3可以看出:加量为1.20%和1.50%的XC具有较好的稳泡能力,PAM、CMC和HEC在100 ℃下热滚24 h后泡沫均消失,因此选择XC为无固相泡沫修井液的稳泡剂。

为了确定XC的合理加量,对加入1.50%和1.20% XC的修井液进行试验,测定密度并观察泡沫,测定结果为:加入1.50%XC修井液的密度为0.494 3 kg/L,100 ℃下热滚24 h后密度为0.485 0 kg/L;加入1.20%XC修井液的密度为0.732 0 kg/L,100 ℃下热滚24 h后的密度为0.672 7 kg/L。从测定结果可以看出,加入1.50%和1.20% XC的低密度无固相泡沫修井液在100 ℃下热滚24 h后的密度均降低。加入1.50%XC修井液在100 ℃温度下热滚24 h前后的密度相差很小。从测定结果还可以看出,加入1.50%XC修井液的密度较低,而加入1.20%XC修井液的密度较高,说明加入1.50%XC的修井液含气体较多,泡沫较大。

依据文献[15]给出的方法,用试验得到的流变数据计算表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比,结果见表4(热滚条件为在100 ℃温度下放置24 h)。

表4 加入1.50%XC和1.20%XC的低密度无固相泡沫修井液的流变性 Table 4 Rheology of 1.5% XC and 1.2% XC of low-density and solid-free foam workover fluid
稳泡剂 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 动塑比
热滚前 热滚后 热滚前 热滚后 热滚前 热滚后 热滚前 热滚后
1.50%XC 92.5 87.5 30.0 35.0 62.5 52.5 2.08 1.50
1.20%XC 81.0 73.0 26.0 28.0 55.0 45.0 2.12 1.61

表4可以看出:加入1.50%XC和1.20%XC的无固相泡沫修井液的稳定性均比较好,但加入1.50%XC修井液的泡沫颗粒粗,表观黏度比加入1.20%XC修井液大,所以综合考虑确定XC的加量为1.20%。

1.3 杀菌剂和除氧剂的筛选

由于选择的稳泡剂XC为生物聚合物,在高温下使用时容易发生生物降解,失去稳泡能力,因此必须要使用杀菌剂。目前应用最广泛的杀菌剂是十二烷基二甲基苄基氯化铵。该杀菌剂具有广谱、高效的杀菌灭藻能力,对杀灭硫酸盐还原菌有特效,且可溶于水,使用方便,不受水的硬度的影响。所以,选择十二烷基二甲基苄基氯化铵为杀菌剂。考察杀菌剂的杀菌率及修井液在100 ℃温度下的稳定时间,确定该杀菌剂的加量为0.05%(此时的杀菌率可达99%以上)。

高温条件下,聚合物稳泡剂会在水中溶解氧的作用下发生氧化降解,失去稳泡能力,因此必须要使用除氧剂。目前在石油工业中最常用的除氧剂为硫脲,所以选择硫脲作为除氧剂,经试验确定加量为0.20%~0.50%(此时除氧率达95%以上)。

1.4 无固相泡沫修井液配方及性能评价

通过上述试验,确定无固相泡沫修井液的最终配方为清水+1.20%XC+0.50% QPJ-1和QPJ-2(质量比为1∶1)+0.40%硫脲+0.05%十二烷基二甲基苄基氯化铵。

取300 mL水,在水中加入1.20%XC,用搅拌器在1 000 r/min转速下搅拌使其完全溶解,然后加入0.50% QPJ-1和QPJ-2(质量比1∶1)及0.40%硫脲,再加入0.05%十二烷基二甲基苄基氯化铵,搅拌使其完全溶解,再用钻井液高速搅拌机在10 000 r/min转速下搅拌10 min,测定其密度和流变性,然后放入带盖钢瓶中,盖好后放入变频滚子炉中在100 ℃温度下热滚24 h后取出,冷却至室温,测定其密度和流变性,结果见表5

表5 低密度无固相泡沫修井液的主要性能 Table 5 Performance of low-density and solid-free foam workover fluid
密度/ (kg·L-1) 表观黏度/ (mPa·s) 塑性黏度/ (mPa·s) 动切 力/Pa 动塑比
热滚前 0.693 84.0 24.0 60.0 2.50
热滚后 0.674 76.5 25.0 51.5 2.06

表5可以看出,无固相泡沫修井液的表观黏度为84.0 mPa·s,虽然黏度较高,但不会影响泵送;在100 ℃温度下热滚24 h后表观黏度下降,塑性黏度也有所增高,分析认为这是泡沫黏度高所致,可以使修井液具有好的悬浮性质,在出砂井中便于冲砂;尽管动切力较大,使泵送需要更高的泵压,但由于修井液是不进行循环的,所以不影响修井;动塑比也较大,表明该修井液具有较好的剪切稀释性质,有利于修井后的液体返排。

2 无固相泡沫修井液主要性能评价 2.1 岩心伤害率的测定

由于新疆油田的气井储层致密、渗透率低,因此选气测渗透率比较低的岩心来进行评价。在温度80 ℃、压差3.5 MPa 条件下用低密度无固相泡沫修井液(密度0.76 kg/L)对取自莫101井的莫001岩心污染125 min,测定该岩心污染前后的气测渗透率,然后进行液测渗透率试验。液测渗透率时,因为3.00%氯化铵溶液具有非常好的黏土防膨性能,可以克服测定过程中由于黏土膨胀引起渗透率降低而带来的误差。因此,在温度为80 ℃、压差为3.5 MPa条件下用低密度无固相泡沫修井液对M26岩心(因取自莫101井的岩心已用完,故用取自盆5井的M26岩心)污染125 min,测定其污染前后的渗透率,结果见表6

表6 岩心污染前后的渗透率变化 Table 6 Permeability measured before and after core contamination
岩心号 渗透率/mD 渗透率恢复率,% 岩心伤害率,%
污染前 污染后
莫001 79.31 74.27 93.65 6.35
M26 25.25 23.02 91.15 8.85

表6可知,无固相泡沫修井液的渗透率恢复率较高,对岩心污染较小,可以满足致密气藏的修井要求,具有较好的油气层保护效果。可见,该修井液非常适合新疆油田致密气藏开发。

2.2 滤失量的测试

按照文献[15]给出的测试方法,利用失水仪测定该修井液0.7 MPa下30 min的API滤失量,同时测量100 ℃下热滚24 h后的滤失量。结果为:API滤失量为10.3 mL,在100 ℃温度下热滚24 h后的滤失量为9.2 mL,热滚后的滤失量有所降低。分析认为,这是由于经过热滚后泡沫更加均匀,泡沫排液速率降低,从而使滤失量降低。这也说明研制的泡沫修井液具有非常好的耐温性和稳定性,并且具有滤失量低的特点,不会对储层造成水锁伤害和黏土水化膨胀伤害。

2.3 堵漏性能评价

用粒径为0.10~0.30 mm的砂子制作填砂床,注入低密度无固相泡沫修井液,缓慢加驱动压力至2.0 MPa,静止30 min后无漏出,表明该修井液具有非常好的堵漏性能。

2.4 温度对其稳定性的影响

为了评价低密度无固相泡沫修井液的稳定性,考察了不同温度下该修井液的稳定时间,测得25,60,100和130 ℃下的稳定时间依次是90,56,24和5 h。由此可知,该修井液在100 ℃以下可稳定24 h以上,即该修井液可用于温度低于100 ℃的气井中。

2.5 压力对其稳定性的影响

按前述方法制备2份低密度无固相泡沫修井液,分别测定其密度和流变性。将第1份修井液放入带盖钢瓶中,盖好后放入变频滚子炉在100 ℃下热滚24 h后取出,用压力表测定罐内压力,冷却至室温测定密度。第2份修井液在放入钢瓶中盖好后,放入变频滚子炉前用氮气充压,使压力达到3.5 MPa,在100 ℃下热滚24 h后取出,用压力表测定罐内压力,冷却至室温测定密度。测定结果为:第1份修井液热滚后压力0.16 MPa,密度达到0.693 kg/L,密度变化率为-1.32%;第2份修井液热滚后压力3.62 MPa,密度为0.669 kg/L,密度变化率为-3.46%。由此可见,低密度泡沫修井液稳定性较好,压力对其影响较小。

3 现场试验

低密度无固相泡沫修井液在新疆八二西80104气井进行了现场试验。该井地层压力系数为0.84,地层温度为55.8 ℃,井深2 326.54 m。根据该井的地层压力系数,选择密度为0.92 kg/L的无固相低密度压井液压井。在配液时通过配液站搅拌液体充氮气来起泡,在液体循环过程中通过密度计测定密度为0.91~0.92 kg/L,后停止搅拌和充氮气,装入罐中运输到井场,注入井中。施工过程中共取样3次,密度均为0.92 kg/L。低密度无固相泡沫修井液与常规修井液在修井过程中的漏失情况对比见表7

表7 低密度无固相泡沫修井液与常规修井液的漏失情况对比 Table 7 Fluid loss comparison between low density and solid-free foam workover fluid and conventional workover fluid
井号 地层压 力系数 修井液类型 用量/m3 漏失量/m3 漏失率,%
呼2 0.59 束缚水 160 80 50
滴西14 0.95 盐水 40 22 55
盆7 0.96 无固相 90 39 43
HU2008 0.47 束缚水 60 无法建立循环
80104 0.84 泡沫无固相 65 812

表7可知:常规修井液的漏失率均在40%以上,且部分井由于漏失严重导致无法循环,井控安全无法保证;低密度无固相泡沫修井液漏失量小、漏失率低,性能稳定,防漏堵漏效果与常规修井液相比大幅提高。

4 结论与建议

1) 通过试验选择甜菜碱两性离子型表面活性剂QPJ-1和QPJ-2的混合物(按质量比1∶1混合,加量0.50%~1.20%)为起泡剂,XC为稳泡剂(加量1.20%),配制成了低密度无固相泡沫修井液。该修井液密度0.50~0.95 kg/L,黏度不大于90 mPa·s,在100 ℃温度下的稳定时间可达24 h,且储层伤害率较低。

2) 低密度无固相泡沫修井液有良好的冲砂功能和堵漏防漏功能,滤失量小,可减少由于滤失造成的黏土膨胀伤害和水锁伤害。现场试验表明,该泡沫修井压井液性能稳定,效果良好。

3) 对密度要求较低的井(如0.60~0.70 kg/L),需要的配液循环时间较长,密度低、黏度高,不便于运输,这时可通过运输到现场后采用注氮气的方法使其起泡,达到设计的密度。

4) 该修井液配方还可以从化学剂方面进行优化,根据不同储层添加合适的、性能优良的处理剂,以增强其性能,更好地保护储层,利于气井生产。

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文章信息

马喜平, 许帅, 王晓磊, 张锋, 陈晓明, 周有祯
Ma Xiping, Xu Shuai, Wang Xiaolei, Zhang Feng, Chen Xiaoming, Zhou Youzhen
低压气藏用低密度无固相泡沫修井液的研制及试验
Development and Experiment of Low-Density and Solid-Free Foam Workover Fluid for Low Pressure Gas Reservoir
石油钻探技术, 2015, 43(05): 100-105
Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(05): 100-105.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201505017

文章历史

收稿日期:2014-12-24
改回日期:2015-06-23

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