低壓氣井泡沫壓井液體系的構建及應用

張 赫

中國石化東北油氣分公司石油工程環保技術研究院，吉林 長春 130062

隨著伏龍泉地區氣田不斷被開采，地層壓力逐漸降低，地層壓力系數為0.3～0.9，面臨氣井積液嚴重、穩產難度大的問題，亟須配套措施解決，如采取補孔、優選管柱、機抽排采等方式，壓井作業必不可少，壓井效果取決于壓井液的種類、對產層的回壓以及壓井液的滲透率［1］，它會直接影響油氣井的產能。傳統的壓井液密度過大，會導致回壓過高，從而引發固相和液相的入侵，嚴重損害產層，使得壓井后的產量無法恢復，將其應用于壓力系數低于0.5 的低壓、低滲透、易漏失的油氣井時，不僅會增加施工成本，還有可能“淹死”產層［2］。因此，為了提高低壓油氣井壓井作業成功率并減少儲層傷害，需要使用密度大小合適、耐溫性能良好、濾失量低、與地層配伍性好的壓井液。

為了解決低壓氣井地層壓力低、易于漏失的問題，董軍等［3］根據大港油田作業過程中流體易漏失的特點，研制出了一種抗溫130 ℃、耐壓10 MPa、API 濾失量小、抗鹽能力強的低密度微泡沫型壓井液，其配方為2%KCl 鹽水+0.4%復合發泡劑（SAS 和SABS）+2 種穩泡劑+0.05%殺菌劑 +0.5%除氧劑，配制壓井液的密度為0.85 g/cm3。賈輝等［4］針對東方1-1 氣田敏感性強、壓井液濾失量大的問題，研制了一種密度為0.60～0.95 g/cm3的壓井液體系，選用質量分數0.9%的改性生物聚合物NH-BP 作為增黏劑來降低漏失量，該體系在 86 ℃以下封堵效果和儲層保護較好，但需要專門破膠液將NH-BP 快速降解，從而減小其對儲層的傷害。馬喜平等［5］通過在泡沫鉆井液中加入發泡劑和穩泡劑，研制出一種密度為0.50～0.95 g/cm3的無固相泡沫壓井液，100 ℃下穩定時間可達到24 h。但是，其中的穩泡劑生物聚合物XC 在高溫下易生物降解，失去穩泡能力，因此必須要加入殺菌劑。張鋒等［6］研制出改性凝膠類壓井液，該壓井液具有無固相、低濾失的特點，雖然改性聚合物凝膠可以保持一定的熱力學穩定性［7-8］，但是在異常地層溫度的影響下，其很大程度會出現提前成膠或者一直不成膠的情況。劉洪國［9］以秸稈為原料研制出一種密度可調的可循環微泡沫壓井液，該體系具有無毒、濾失性小、暫堵性能較強的特點。Hu等［10］對儲層易于井噴和低壓層井漏同時存在的問題，研制了一種新型的高密度溴化物基納米復合凝膠（HDGEL），該凝膠由溴化鈉（NaBr）組成，密度為1.2～1.5 g/cm3，其耐溫性可達160 ℃。郭洋等［11］研制出可循環微泡壓井液體系，由降濾失劑、提切劑、抑制劑、穩泡劑和發泡劑5 種處理劑組成，壓井液密度控制在0.82～0.93 g/cm3。許偉星等［12］針對長慶低壓氣井，研發出一種既可自降解又可抗高溫的低傷害壓井液體系，密度為1.0～1.1 g/cm3，其靜態濾失系數在80～100 ℃情況下較低，破膠液對巖心的傷害率小于20%。徐靖等［13］研制了一套改變流動介質流態的新型高溫低滲氣藏壓井液體系，該體系具有較好的可泵性、耐溫性、熱穩定性和抗壓漏失性，但是需要用氯化鈉或甲酸鈉加重。

目前，中、高密度壓井液常規使用的是水基壓井液，其對儲層存在不同程度的傷害，特別是對中、強水敏性儲層的傷害更是不可避免［14-15］，且有漏失的可能。而泡沫型壓井液體系具有密度低、漏失量小、黏度適當、反排迅速徹底、摩阻小、易泵注等顯著特點［16］，十分適用于低壓地層。結合伏龍泉地區地層壓力極低、井下地層溫度高的特點，優選配方試劑，綜合運用起泡劑、穩泡劑和降濾失劑研制出密度適合、具有抗鹽抗高溫特性的低密度泡沫型壓井液體系，該體系配制工藝簡單，技術易操作，可以實現現場快速調配。

1 實驗部分

1.1 藥品及儀器

藥品：仲烷基硫酸鈉（SAS）、十二烷基硫酸鈉（SDS）、月桂基甜菜堿（BS-12）、十二胺、辛胺、十六胺、辛基磷酸酯、十二烷基磷酸酯、月桂醇、聚乙二醇（PEG）、聚丙烯酰胺（PAM）、羧甲基瓜爾膠、羥丙基瓜爾膠、P-3、HX-2 納米穩泡劑、明膠、羧甲基纖維素鈉（CMC）、羥乙基纖維素（HEC），中國石油大學（華東）。

儀器：GJ-3S 數顯高速攪拌機，黃島區森蔚致遠機電設備商行；中壓框架濾失儀（ZNS型）、中壓懸掛濾失儀（ZNS-1型），青島泰峰石油儀器公司；高溫高壓巖心流動試驗儀，江蘇海安石油科研儀器有限公司。

1.2 實驗方法

泡沫性能評價。在GJ-3S數顯高速攪拌機的量杯中倒入100 mL 一定濃度的發泡劑、穩泡劑溶液，將檔位置于8 000 r/min 高速攪拌1 min 后，關閉開關，快速倒入量筒中并開始記錄起泡體積V0，再記錄泡沫的穩定時間，進行泡沫性能評價。

降濾失性能評價。依據SY/T 5834-2014《低固相壓井液性能指標及評價方法》，采用中壓框架濾失儀（ZNS 型）和中壓懸掛濾失儀（ZNS-1 型）對降濾失劑溶液進行降濾失性能評價。

巖心傷害率測定。依據SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》中關于巖心滲透率傷害率測定的步驟進行測試，測試介質為標準膠結巖心，依據公式（1）計算巖心滲透率［17］。

式中：K為巖心滲透率，μm2；Q為滲透巖心的流量，mL/s；μ為介質黏度，mPa·s；L為巖心長度，cm；A為巖心截面積，cm2；ΔP為巖心前后壓差，MPa。

從控制系統導出實驗數據，計算注入前后巖心對煤油的滲透率Ko和Kod，利用公式（2）計算巖心滲透率傷害率。

式中：Dk為巖心滲透率傷害率，%；Kod為壓井液損害后巖心滲透率，mD；Ko為壓井液損害前巖心原始滲透率，mD。

2 實驗結果與討論

2.1 發泡劑的優選

2.1.1 單一發泡劑的優選

發泡劑分為陰離子型、陽離子型、兩性離子型和非離子型，在發泡劑質量分數為1%的100 mL發泡基液中進行起泡性能評價，選取常用的10 種發泡劑進行實驗，在濃度相同條件下，測定泡沫穩定時間和起泡體積，結果如表1 所示。由表1 可知：PEG發泡劑起泡效果不佳，泡沫較大而且不均勻，攪拌完成后液體體積仍超過發泡基液的一半，無法進行穩定時間的統計；其余9 種發泡劑泡沫形態良好且均呈現細小均勻的狀態。

表1 不同種類發泡劑的性能參數

由表1 可知：非離子型發泡劑發泡性能差，發泡量低并且半衰期很短；其次是陽離子型發泡劑；兩性離子型與陰離子型發泡劑發泡性能良好，發泡量大而且半衰期長，氣泡較穩定。因此陰離子型和兩性離子型表面活性劑的起泡性能更為突出。

表面活性劑有較大的表面活性，可有效降低氣液的表面張力，從而在液膜表面以雙電子層排列并包裹空氣，產生氣泡，再由一個個氣泡組成泡沫。陰離子型表面活性劑（SAS、SDS）在水溶液中可電離出陰離子，起泡能力優異。兩性離子型表面活性劑（BS-12）生成泡沫多的同時，由于其特殊的 pH 值選擇性，其具有優良的抗鹽和穩泡性能［18］。

伏龍泉地區平均地溫梯度為3.73 ℃（按每100 m 計算），井下地層溫度為100～120 ℃。地層水離子成分主要以陽離子K+、Na+、Ca2+、Mg2+和陰離子Cl-、HCO3-、CO32-、SO42-組成，地層水礦化度為11 743.6～35 380.85 mg/L，水型是NaHCO3型，為此，要求起泡劑優先保證抗溫性能，則選用抗溫性能良好的陰離子型表面活性劑。同時，由于陰離子型表面活性劑親水基為陰離子硫酸酯，其可與甜菜堿中的陽離子基團產生靜電吸引作用，通過增加氣液表面的吸附量，降低氣液表面張力，進而可以提高其耐油性能［19］。因此， 進一步選取SAS、SDS、BS-12 進行起泡性能測試，結果如表2所示。由表2 可知：在低濃度范圍內，隨著發泡劑濃度的增加，泡沫的穩定時間和起泡體積均增大；相同濃度條件下，SAS、SDS 比BS-12 的穩定時間更長，起泡體積更大。

表2 不同濃度發泡劑的起泡性能

2.1.2 復配發泡劑的優選

油田為擴大起泡劑的應用范圍，在配制發泡劑時常將單一的泡沫劑復配使用［20］。將兩種或多種發泡劑復配，不僅可以充分發揮各自的性能，還可以利用分子間的相互作用所產生的協同效應，彌補各自的缺陷或派生出新的性能。此外，如果將成本較低的發泡劑和價格昂貴的發泡劑復配使用，在總量不變的條件下，還可以降低發泡劑的使用成本，況且，發泡劑間的復配一般可以降低總用量［21］。因此，將SAS、SDS、BS-12 進行兩兩復配，為控制單一變量，復配比例均設置為1∶1，總質量分數控制在1%，對復配發泡劑的起泡性能進行測試，結果如表3所示。

表3 復配發泡劑的起泡性能

由表3可知：SDS/BS-12復配體系性能更為突出，半衰期高達920 s，表明陰離子型與兩性離子型表面活性劑復配后可獲得更優異的特性，其中陰離子型表面活性劑能獲得更大的起泡體積，兩性離子型表面活性劑能獲得相對較長的穩泡時間。

2.2 穩泡劑的優選

泡沫的穩定性，即泡沫產生以后所能保持的時間。泡沫從本質上講是一個熱力學不穩定的復雜多相體系，它具有高能量和自發地不斷轉變的傾向，這就是泡沫衰變現象。為了提高泡沫的穩定性，減少地層傷害，一般需加入泡沫穩定劑即穩泡劑。常見的穩泡劑有PAM、羧甲基瓜爾膠、明膠等，穩泡劑應具有溶解性良好、抗高溫、抗鹽、穩定性好等特點。

2.2.1 單一穩泡劑的優選

1）穩泡劑溶解性能評價

為了現場配液易于操作，需要考察穩泡劑的溶解性能，選取6 種穩泡劑，對其性能進行比較，結果如表4所示。

表4 穩泡劑溶解性對比

由表4 可知：羥丙基瓜爾膠溶解性最差；PAM溶解性較好；羧甲基瓜爾膠較易溶解。因此，需對PAM、羧甲基瓜爾膠的穩泡性能進行進一步評價。

2）PAM穩泡性能評價

將不同濃度PAM 加到SAS 中，測試其穩泡性能，結果如表5所示。

表5 不同濃度PAM穩泡性能比較

在SAS 水溶液中加入PAM，經過高速攪拌后產生的泡沫減少，底部余有少量絮狀液體，泡沫析出的液體較為渾濁，為乳液狀。由表5 可知：在同樣的攪拌時間下，加大PAM 的使用量，底部剩余的液體也會相應增加，產生的泡沫體積和泡沫的半衰期均會減少；SAS 與PAM 混合體系所得的泡沫壓井液密度較低，可以滿足低密度的要求，但穩定時間較短。

3）羧甲基瓜爾膠穩泡性能評價

將不同濃度羧甲基瓜爾膠加到SAS 中，測試其穩泡性能，結果如表6所示。

表6 不同濃度羧甲基瓜爾膠穩泡性能比較

由表6 可知：隨著羧甲基瓜爾膠濃度的增加，泡沫體積減小，泡沫穩定時間顯著加長，泡沫更加細膩、均勻，保水能力更好，性能較穩定，析出液為清澈乳液狀。因此，羧甲基瓜爾膠可作為較好的泡沫壓井液基液。

2.2.2 復配穩泡劑的優選

1）PAM 與羧甲基瓜爾膠復配的穩泡性能評價

將穩泡劑PAM 與羧甲基瓜爾膠復配，測試其對SAS 的穩泡性能，結果如表7 所示。由表7 可知：混合添加這2 種穩泡劑與單獨使用羧甲基瓜爾膠對SAS 的穩泡性能并沒有明顯變化，但泡沫體積有所減少。

表7 2種混合穩泡劑對SAS穩泡性能的影響

將穩泡劑PAM 和羧甲基瓜爾膠復配，測試其對SDS/BS-12 穩泡性能的影響，結果如表8 所示。由表8可知：混合添加這2種穩泡劑能夠顯著提高SDS/BS-12的泡沫穩定性能。

表8 2種混合穩泡劑對SDS/BS-12穩泡性能的影響

2）PAM、羧甲基瓜爾膠與HX-2 復配的穩泡性能評價

將穩泡劑PAM、羧甲基瓜爾膠和HX-2 混合使用，測試其對SDS/BS-12穩泡性能的影響，結果如表9 所示。由表9 可知：混合添加這3 種穩泡劑，降低了起泡體積，并且提高了SDS/BS-12的泡沫穩定性能。

表9 3種混合穩泡劑對SDS/BS-12穩泡性能的影響

2.3 降濾失劑的優選

為防止并降低壓井液對油層的傷害，需要加入一些添加劑，如降濾失劑、防膨劑、表面活性劑等［22］。對加入降濾失劑溶液的壓井液降濾失性能進行評價，結果如表10所示。

表10 加入降濾失劑的壓井液性能評價

經過壓井液的動態降濾失量FL1和靜態降濾失量FL2測試，CMC 的合適質量分數使用范圍為0.5%～0.6%，HEC 的合適質量分數使用范圍為0.8%左右，CMC、HEC 這2 種降濾失劑在油田應用中表現出抗剪切能力強、原料充足、環境污染少等特點，但是單獨應用的效果并不是很好。CMC雖然增黏性良好，但容易受到地層溫度和鹽度等因素影響；HEC 雖然耐溫耐鹽性好，但是增稠能力差，使用量大。所以在實際應用過程中，需要對二者進行合理復配，才能夠發揮出最佳的作用。HEC 和CMC 復配體系在降低觸變性和提高溶液微觀結構穩定性的同時，可形成協同增黏效應。由表10 可知：HEC 和CMC 的適宜應用質量分數為0.3%～0.6%。

2.4 壓井液的性能評價

2.4.1 壓井液的配方及密度分析

利用優選出的發泡劑（SDS、BS-12）、穩泡劑（羧甲基瓜爾膠、PAM）和降濾失劑（CMC、HEC），形成低密度泡沫壓井液配方體系，其配方為0.05%SDS+0.05%BS-12+0.5% 羧甲基瓜爾膠+0.5%PAM+0.3%CMC+0.3%HEC，密度為0.7 g/cm3；加入降濾失劑的基液，發泡體積略有降低，為145 mL；穩定時間幾乎不變，為30 h；且泡沫細膩均勻，可作為較好的壓井液配方。

2.4.2 壓井液配伍性分析

為了測定前期篩選的單組分之間的配伍性，對壓井液的配制是否會產生影響，將SDS、BS-12、PAM、羧甲基瓜爾膠、CMC、HEC 幾種性能較為優越的有機物進行配伍性試驗，基液與配液的比例為1∶1，以混合液后的溶液狀態判斷配伍性結果，共進行15組測試，結果如表11所示。

表11 壓井液單組分的配伍性研究

由表11 可知：SDS、BS-12、PAM、羧甲基瓜爾膠、CMC、HEC基本配伍性良好，PAM 與CMC混合后有少量絮凝物生成，PAM 和HEC 也存在類似的問題，但影響較小，濃度值不大的情況下可以考慮使用。

2.4.3 壓井液耐溫性能分析

隨深井及地熱鉆井技術逐漸發展，壓井作業對其工作液體系的高溫穩定性提出了更高要求［23］。泡沫穩定性對溫度特別敏感，泡沫穩定時間隨溫度的升高而降低。將配制的壓井液基液在120 ℃下加熱老化16 h，然后在8 000 r/min 下攪拌1 min對其進行起泡，測定其老化前后泡沫穩定時間與起泡體積，分析其耐溫性能，結果如表12所示。

表12 壓井液耐溫性能評價

由表12 可知：壓井液基液經高溫加熱后，泡沫體積均增加，穩定時間有所降低，但降低幅度不大，說明該壓井液體系耐高溫性能較好，適合于高溫作業。壓井液基液在室溫下為乳白色液體，較為渾濁，溶液經過攪拌，有少量氣泡產生；將壓井液基液在120 ℃加熱老化16 h 后，基液變為較透明的乳液，泡沫消失，結果如圖1所示。

圖1 壓井液基液加熱老化前后狀態

2.4.4 壓井液耐鹽性能分析

為了評價泡沫壓井液體系的耐鹽性能，采用研制的配方，通過實驗比較其在10 g/L、20 g/L、30 g/L、40 g/L的NaCl鹽溶液中的起泡體積與穩定時間，結果如表13 所示。由表13 可知：向壓井液基液中加入不同濃度的NaCl 后，泡沫體積均有所減少，穩定時間均降低。當鹽的質量濃度不高于30 g/L 時，鹽的存在對壓井液起泡能力沒有太大影響，能夠滿足耐鹽性能。

表13 壓井液耐NaCl性能評價

2.4.5 壓井液單組分巖心傷害率測定

根據石油天然氣行業標準SY/T 5834-2014《低固相壓井液性能指標及評價方法》，低固相壓井液的巖心滲透率傷害率最高限規定為15%。為此，測試單組分低密度壓井液體系對巖心的傷害率，評價其對地層滲透率的傷害程度。

實驗對SDS、BS-12、PAM、羧甲基瓜爾膠、CMC、HEC 進行巖心傷害率測試，結果如表14 所示。由表14 可知：各單組分對巖心的傷害率較小，傷害率為5.6%～7.7%，符合石油天然氣行業標準（≤15%）。

表14 壓井液對巖心傷害率測試結果

3 現場應用

選取XX 井，該井原為長期停產氣井，2014 年8 月轉注水井施工后未注水，經過對比研究，該井未射層中有2 個潛力層，本次擬封堵原層、補孔潛力層轉采氣?，F場泡沫壓井液施工工藝如圖2所示。

圖2 泡沫壓井液施工工藝

現場連接柱塞泵、氮氣壓縮機、泡沫發生器等；調整注液泵出口壓力和氮氣壓縮機出口壓力5.5 MPa，開始將氮氣和研制的低密度壓井液注入氣井；在氣井出口集液罐觀察窗口觀察，注入泡沫壓井液大約20 min 后，氯化鉀壓井液被替換完畢，開始出現白色泡沫；當白色泡沫連續涌出10 min后，停止注氣注液，準備射孔作業。

本次泡沫壓井液施工取得了顯著的效果，與同地區井對比，采用常規壓井液的井射孔后未見天然氣流，該井射孔后當場見天然氣流，日產氣5 600 m3左右，不僅節省了常規壓井液在施工結束后注氮氣返排的費用，簡化工藝流程，避免氣舉排液，而且見氣的時間也比常規施工要短，真正減輕了壓井液對儲層的危害，達到避免地層漏失的目的。

4 結論

針對低壓氣井修井作業中壓井液污染產層的問題，重點開展了低密度壓井液現狀分析、室內實驗優選、性能評價及現場試驗，得出以下結論：

1）優選出低密度泡沫壓井液體系，包括發泡劑、穩泡劑和降濾失劑，其配方為0.05%SDS+0.05%BS-12+0.5% 羧甲基瓜爾膠+0.5%PAM+0.3%CMC+0.3%HEC，對其進行實驗研究和性能評價，達到現場應用要求。

2）優選的低密度泡沫壓井液體系可達到相關指標要求：一是壓井液密度穩定在0.7 g/cm3；二是低密度壓井液耐溫120 ℃；三是體系均一，配伍性好，穩定時間可達24 h。

3）經過現場試驗，采用研制的壓井液配方，壓井后氣井能夠自噴生產，減少了儲層污染，實現了對儲層的保護。該項研究對氣田儲層保護具有十分重要的意義。