液體膠塞在低壓易漏失含硫氣井修井中的應用
——以Z-7井為例

熊穎 楊健 江濤

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.中國石油西南油氣田公司氣田開發管理部3.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦

壓井液是修井作業的關鍵之一。常用的壓井液主要是原井鉆井液、鹽水無固相壓井液、泡沫壓井液以及清水等。根據地層的密度窗口調整壓井液密度,避免因壓井液大量漏失而造成的地層傷害或氣竄帶來的安全風險。對于低壓易漏失氣井,地層壓力系數低,部分裂縫發育,使得常規壓井液快速漏失,壓井后井口快速起壓,特別是對于含硫氣井,安全壓井難度高[1-4]。采用凝膠在井筒內形成一段高強度液體膠塞,依靠膠塞的高黏摩阻和膠塞與井壁的膠結作用來實現氣井的安全壓井是近年來國內外低壓易漏失井修井用壓井液的研究重點。現有研究主要聚焦于凝膠對于地層的封堵,應用較多的是聚丙烯酰胺及其衍生物類,如磺酸鹽型聚丙烯酰胺與聚乙烯亞胺交聯制備彈性液體膠塞等。關鍵性能主要通過黏度和對巖心的封堵壓力來表征,部分膠塞在裂縫巖心抗壓達9 MPa以上,黏度達15760 mPa·s以上[5-9]。植物膠類液體膠塞報道不多,但由于施工結束后植物膠破膠降解更徹底,使其越來越受到重視,在暫堵降壓后帶壓換閥作業中應用較多,在低壓易漏失井壓井換井口作業中的報道少[10-11],鮮有低壓易漏失含硫氣井壓井后直接換裝井口修井的報道。以Z-7井為例,介紹了植物膠類液體膠塞在低壓裂縫性易漏失含硫氣井修井中的應用。

1 低壓易漏失含硫氣井Z-7井基本情況及壓井難點

1.1 Z-7井基本情況

Z-7井是一口低壓易漏失含硫氣井。該井施工多段、較為復雜,嘉三、嘉四-五段4106.0～4177.5 m 射孔后無顯示,后對井段4105.5～4176.0 m 補孔,同時射開嘉四-五段4058.0～4097.0 m,酸化后不產流體,擠水泥漿封閉;嘉四-五段、雷一段3848.9～3995.7 m射孔后無顯示,上提電纜遇卡提斷,存在落魚;須二段2662.0～2782.0 m 射孔、酸化后測試日產油4.19 t及少量天然氣;擠注水泥漿封閉須二段后鉆塞至3556.24 m,在雷三段3523.6～3531.0 m、3501.6～3505.8 m、3483.4～3491.8 m、3425.0～3439.2 m 射孔后無顯示。該井先作為觀察井,后作為含硫氣田水回注井。由于長期回注含硫氣田水,存在井下管柱腐蝕,腐蝕檢測推斷該井存在封隔器竄漏、腐蝕點穿孔竄漏等,需要開展壓井修井作業。圖1為該井井深結構。

在修井前對雷口坡(3425.0～3531.0 m)地層壓力進行測壓,測壓期間套壓6.124 MPa,油壓5.112 MPa,地層壓力9.1475 MPa,計算壓力系數0.27,屬低壓地層。該井在壓井前泄壓至0 MPa,然后關井。關井5天后,油壓和套壓均上升至8.8 MPa,后持續關井46天,油壓和套壓均保持不變。

1.2 Z-7井壓井難點

Z-7井修井作業的難點在于壓井:①該井回注層雷口坡的地層壓力系數低(0.27),存在壓井液快速漏失、井口快速起壓的難題;②該井已回注大量含硫氣藏地層水,且雷口坡含硫,含硫氣體氣竄帶來的安全風險高,特別是對于低黏壓井液隔離含硫氣體困難;③須二與雷口坡同時打開,可能存在兩層壓力系數差異帶來的“上噴下漏”問題;④采用液體膠塞暫堵壓井是解決該井壓井難題的重要手段[12],但由于液體膠塞通常為酸性破膠,在含硫氣體條件下封堵的有效期可能大幅縮短。

2 壓井方案與液體膠塞體系

2.1 壓井方案

先采用清水壓井,根據氣質檢測添加除硫劑,并結合壓井情況增大壓井液用量。如果清水壓井不成功,則采用液體膠塞暫堵壓井,利用其成膠后的高黏度和膠結性對井下管柱進行封堵,確保修井作業安全。壓井成功后,開展后續修井作業,最后注入解堵液(酸液)進行破膠、解堵。

2.2 液體膠塞體系

液體膠塞體系主要由稠化劑、交聯劑、交聯助劑等添加劑組成,其實質是高含量植物膠通過交聯控制手段使其在地面條件下不交聯,注入井筒目標位置后交聯成高強度空間網狀結構黏彈體。靜態時,依靠液體膠塞與井筒管壁的膠結作用實現井筒封堵;動態時,依靠高黏彈性物質與井筒管壁的摩阻降低液體膠塞兩端壓差。完成井口換裝或其他修井作業后,再采用酸性解堵液對液體膠塞進行破膠、解堵,從而實現井筒的暫堵。液體膠塞配方為:5%(w)～8%(w)植物膠稠化劑+7%(w)～12%(w)交聯劑+5%(w)～10%(w)交聯助劑+其他添加劑。根據現場實施情況,調整液體膠塞的初始黏度、成膠時間或提高液體膠塞密度等。關鍵的植物膠稠化劑為含半乳甘露聚糖,能與交聯劑在水中釋放的中心離子發生交聯。圖2為植物膠稠化劑與中心離子交聯示意圖,表1所列為液體膠塞基本性能。

表1 液體膠塞基本性能

考慮到井深、井筒容積,將泵注排量控制在500 L/min左右,通過交聯助劑對液體膠塞的成膠時間進行調整。圖3為液體膠塞黏度隨時間的變化情況。

從圖3 可看出,液體膠塞配制后的初始黏度在200 mPa·s以上,相對于常規壓井液黏度明顯偏高,但仍在可泵注的范圍內;25 ℃下、30 min后的黏度達到600mPa·s以上,增大了泵注時的進液難度(后期施工過程中也發現有一定的走空泵現象)。50 ℃下,液體膠塞的黏度上升非?？?有利于在井筒內逐漸升溫后對管柱進行快速封堵。為了提高液體膠塞的強度,其稠化劑和交聯劑含量高,少量的稠化劑交聯后都會造成液體膠塞黏度上升,導致交聯時間的精確控制困難,特別是類似水泥漿“直角稠化”性能難以實現,進一步增加了壓井難度。

3 壓井現場實施

3.1 封堵壓力計算

清水、液體膠塞等壓井液的密度均為1.0 g/cm3,液柱壓力按式(1)計算,對于液體膠塞自身承壓,其承壓能力按式(2)計算。不考慮清水在靜態下的摩阻,清水對井筒的封堵壓力即為清水液柱壓力;液體膠塞對井筒的封堵壓力為液體膠塞液柱壓力與自身承壓能力之和,見式3。

式中:p液柱為液柱壓力,MPa;p承壓為液體膠塞自身承壓,MPa;p封堵為液體膠塞封堵壓力,MPa;ρ為液體膠塞密度,kg/m3;g為重力加速度,取值為9.8 N/kg;h為封堵的液柱垂高,m;L為封堵的液柱長度,m;A為單位長度液體膠塞的承壓能力,取值為15 MPa/1000 m。

3.2 清水壓井

壓井前敞井1 h后,油壓、套壓均降至0 MPa,點火焰高1.0～1.5 m;采用吊灌清水方式向油管正注入清水39.8 m3,用液面監測儀測得油管內液面為2863.27 m,油管中液面在射孔段以上,但火焰一直不熄。由于油管中液面在雷口坡射孔段以上550 m,液柱壓力不足以平衡地層壓力,存在氣竄。檢測井口產氣含H2S,進一步證實了雷口坡氣竄,后15天內連續多次清水壓井,油管、環空分別累計注入清水1923.1 m3、1742.1 m3,壓井后油壓和套壓為0 MPa,0.5～1 h后井口產氣(H2S質量濃度為12.74～73.59 g/m3),清水壓井不成功。

3.3 添加除硫劑壓井

考慮到Z-7井壓力低,大量清水壓井后可維持井口無氣0.5～1 h,因此,擬采用持續吊灌清水壓井方式進行換井口作業,并考慮添加除硫劑來避免含硫氣氣竄帶來的安全風險?，F場配制4%(w)～5%(w)的除硫劑溶液,分別向油管正注除硫劑溶液30 m3、環空反注除硫劑溶液60 m3。壓井后敞井,井口仍快速產氣,后連續采用除硫劑溶液131 m3壓井,仍不成功,檢測氣體中H2S質量濃度為44.9～45.43 g/m3,添加除硫劑不能消除H2S帶來的安全風險。

3.4 液體膠塞壓井

3.4.1 單一液體膠塞壓井

在環空敞開條件下,采用壓裂車正注液體膠塞13 m3(密度1.0 g/cm3,p H 值7～8),控制排量500 L/min左右(下同),泵壓1 MPa,清水頂替液體膠塞完全入井筒(下同)。關井候凝8 h后,油壓1.2 MPa,點火焰高1.0～1.5 m,監測油管內液面為2547.45 m,距雷口坡射孔段為877.6 m,計算液柱壓力為8.6 MPa,液體膠塞自身承壓能力13.2 MPa,理論上兩者之和的封堵壓力能克服地層壓力,但實際壓井不成功。原因在于環空未注入液體膠塞壓井,而Z-7井存在H2S腐蝕,可能在液體膠塞上塞面以上存在油管穿孔,導致須二段氣體竄至油管。油管內液面距須二射孔段為233.5 m,計算液柱壓力為2.3 MPa,液體膠塞自身承壓能力為3.5 MPa,封堵壓力不能克服地層壓力,導致氣竄。從后續壓井成功后起出的油管發現,油管在2886.21 m、3022.17 m有2處穿孔,孔徑分別為8 mm、11 mm,進一步證實了第一次液體膠塞壓井不成功的原因。

繼續正注液體膠塞7 m3,反注液體膠塞14 m3。關井后,油壓、套壓均為0 MPa,4 h后井口起壓。液體膠塞壓井效果明顯優于清水以及除硫劑溶液壓井,在壓井液量大幅降低的情況下,井口起壓時間大幅增加。由于液體膠塞中植物膠的順式羥基在交聯劑中心離子的作用下形成了交聯的空間網狀結構,黏度急劇上升,高含量的植物膠最終形成了高黏彈性固體狀物質,封堵能力大幅提高,但壓井有效期僅4 h,遠低于室內48 h,也遠低于在其他施工井5～7天的有效期。這主要是由于該井H2S含量較高,H2S的酸性作用使得交聯劑中的中心離子朝著生成絡合物的方向進行,導致與液體膠塞交聯的中心離子減少,液體膠塞逐漸破膠,有效期大幅縮短。

3.4.2 液體膠塞+纖維復合壓井

考慮到短時間難以解決H2S酸性帶來的液體膠塞破膠問題,現場采用液體膠塞+纖維的方式來提高液體膠塞的承壓能力,即使存在H2S 帶來的破膠作用,也可在一定時間內依靠纖維與未完全破膠的液體膠塞實現井筒封堵,延長壓井有效時間。纖維可以在井底附近通過堆砌和架橋作用實現易漏失地層的封堵[13-14],且在液體膠塞中相互纏繞可提高液體膠塞的強度,最終使得液體膠塞的承壓能力大幅提高。該井采用的纖維為可降解纖維,在70 ℃下的降解時間為5天。圖4是液體膠塞添加纖維前后對易漏失氣井壓井的對比示意圖。

從圖4可看出,纖維在易漏失地層的堆砌、架橋作用,可以避免液體膠塞在成膠前大量地漏失到地層,從而提高封堵效果。

現場先正注1%(w)纖維的液體膠塞9 m3,泵壓16～20 MPa;再反注1%(w)纖維的液體膠塞5 m3,泵壓10～16 MPa;關井后,油壓、套壓均為0 MPa,9 h后,油套分別敞井,井口無液、無氣,監測油管內液面在1470 m,環空液面在2200 m,多次監測液面未下行。對于油管封堵,油管內液體膠塞上塞面距離雷口坡射孔段1955 m,計算液柱壓力為19.2 MPa,射孔段上方液體膠塞自身承壓能力為29.3 MPa,封堵壓力為48.5 MPa,即使油管在2886.21 m、3022.17 m 有2處穿孔,油管內穿孔處上方的液體膠塞也完全能夠克服地層壓力。對于環空封堵,環空內液體膠塞上塞面距離須家河射孔段462 m,計算液柱壓力和液體膠塞承壓能力之和為11.5 MPa,能夠克服地層壓力。壓井成功后順利完成后續的拆采氣樹,裝試壓四通、防噴器等修井作業。

3.5 液體膠塞破膠解堵

后續修井作業完成后,考慮到井筒中可能存在未完全破膠的液體膠塞,因此,向井筒注入解堵液(p H值為1的酸液)進行破膠解堵。先向油管正注解堵液12 m3,泵壓0 MPa,停泵時,油管存自吸現象。由于Z-7井為回注井,泵注解堵液時無壓力顯示,且有自吸現象,表明井筒以及近井地層非常通暢,液體膠塞已經完全破膠。

4 認識與建議

(1)利用植物膠在井筒中形成高黏度膠塞,依靠膠塞的高黏度以及與管柱之間的膠結作用封堵低壓易漏失含硫氣井,實現暫堵壓井是可行的,現場解決了“上竄下漏”問題。

(2)含硫氣體對于液體膠塞的破膠作用較大,大幅縮短了壓井的有效期,添加可降解纖維能提高液體膠塞的封堵性能,大幅提升了液體膠塞的承壓能力,纖維在修井后可自動降解,不會造成地層傷害。

(3)進一步提高液體膠塞強度和精確控制液體膠塞的成膠時間是液體膠塞暫堵壓井技術的發展方向之一,采用少量的高強度液體膠塞對井筒目的位置進行精確封堵。

(4)復雜地層的鉆井液漏失是制約鉆井提速和儲層保護的重要因素,可以探討液體膠塞暫堵技術在鉆井堵漏中的應用。