新型低密度微泡沫防漏修井液技术.pdf
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第30卷第1期2013年1月Vol.30No.1Jan.2013钻井液与完井液DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUID【理论研究与应用技术】新型低密度微泡沫防漏修井液技术董军，樊松林，郭元庆，杨小平，周小平（大港油田石油工程研究院，天津）董军等.新型低密度微泡沫防漏修井液技术J.钻井液与完井液，2013，30
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22-25.摘要针对低压易漏油藏修井作业的需要，研究出一套新型的低密度微泡沫修井液，体系由新型发泡剂、活性剂、复合稳泡剂等处理剂配制而成，其中的微泡具有一核、两膜、三层的结构，稳定性较高。
性能评价结果表明，该微泡沫防漏修井液抗温达130，抗压达10MPa，API滤失量仅为10.3mL，高温高压滤失量仅为15.6mL，抗盐可达10%，抗钙可达3%，抗油污在15%以上，岩心渗透率恢复率在89%以上，该修井液不仅可以降低液柱压力，减小压差，而且形成的微泡在漏失区域大小分布广泛，具有一定的强度和韧性及可变形性，能够自匹配漏失通道，从而达到防漏的目的。
该技术在现场应用5井次，有效率为100%，平均每口井恢复率为133.8%，平均每口井恢复期缩短1.6d，油层保护效果明显，可用于易发生严重漏失的低压油藏的修井作业。
关键词低密度修井液；微泡沫修井液；防漏；发泡剂；稳泡剂中图分类号：
TE254.3文献标识码：
A文章编号：
1001-5620（2013）01-0022-04大港油田近年来由于作业过程中流体漏失所造成施工困难、油层污染等难题日益普遍，带来了重大的经济损失。
为达到封堵效果，在可循环泡沫钻井液1基础上，通过添加高效发泡剂2及稳泡剂3，使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料4，该微泡具有可变形性，能够自匹配各种漏失通道，而且还具有一定的抗压、抗温能力5。
1微泡沫防漏修井液体系的研制1.1高效发泡剂的优选根据各种表面活性剂的分子结构及其产生微泡的表观形态、稳定性，对若干种发泡剂进行了筛选，结果见表1。
从表1可知，非离子型发泡剂6发泡量低，半衰期很短，其次是阳离子型发泡剂；两性离子型与阴离子型发泡剂发泡量大，半衰期长，气泡较稳定。
由于两性离子型发泡剂生产成本远高于阴离子发泡剂，因此选用阴离子发泡剂。
通过进一步评价SAS的抗盐性，发现SAS的抗盐性较差，在2%氯化钾盐水中几乎不起泡，且半衰期极短。
因此需要解决阴离子型发泡剂的抗盐性问题。
一般而言，阳离子型发泡剂发泡量低但抗盐性好，因此可以采用阴离子与阳离子型发泡剂复配或者阴离子型发泡剂与阳离子活性剂复配来提高体系的抗盐性。
在2%氯化钾盐水中对2种复配体系的发泡性能进行了评价，结果见表2。
表2结果表明，采用SAS与SABS活性剂复配使用后，其在盐水中的发泡量达到了495mL，半衰期达到了406s。
表1几种发泡剂的性能参数起泡剂V/mLt1/2/s微泡表观特征2%SAS650450微小，均匀2%十六烷基磺酸钠500400较小，均匀2%辛胺450149细小，均匀2%十二胺400188细小，均匀2%十六胺410261细小，均匀2%辛基磷酸酯450246细小，均匀2%十二烷基磷酸酯460282细小，均匀2%辛醇43070细小，均匀2%月桂醇44588细小，均匀基金项目：
大港油田公司课题“保护油气层修井液技术研究与应用”（75k000041）。
第一作者简介：
董军，工程师，1983年生，毕业于青岛科技大学，主要从事油层保护技术的研究与服务工作。
地址：
天津市大港油田石油工程研究院油保中心；邮政编码300280；电话（022）25919404/13672159175；E-mail：
。
董军等：
新型低密度微泡沫防漏修井液技术第30卷第1期23表2复配型发泡剂的抗盐性能起泡剂V/mLt1/2/s微泡表观特征2%SAS13060气液分层1%SAS+1%SABS活性剂495406微小，均匀1%SAS+1%十二胺410180微小，均匀1.2高效稳泡剂的研制高效稳泡剂的研制思路：
通过表面活性剂间的协同效应增加活性分子间的吸附强度，通过大分子物质的水合效应增加体系的悬浮稳定性，通过流度控制技术增加微泡液膜强度和厚度，最终形成复配型高效稳泡剂。
各种稳泡剂对微泡稳定性的影响如表3所示。
可以看出，稳泡剂X的发泡量较大，半衰期最长，微泡最稳定。
表3不同稳泡剂加量对微泡沫稳定性的影响稳泡剂V泡沫/mLt1/2/s泡沫表观特征0.3%稳泡剂C2903.1微小，均匀0.4%稳泡剂C2603.5微小，均匀0.5%稳泡剂C2304.0微小，均匀0.3%稳泡剂M1702.8微小，均匀0.4%稳泡剂M1303.0微小，均匀0.3%稳泡剂P5000.5微小，均匀0.4%稳泡剂P4500.6微小，均匀0.5%稳泡剂P3800.7微小，均匀0.3%稳泡剂X4003.3微小，均匀0.4%稳泡剂X3503.8微小，均匀0.5%稳泡剂X3004.5微小，均匀将具有高分子量且具有一定降失水作用的稳泡剂H与稳泡剂X复配使用并添加适当黏度保持剂，配成所需体系，并对体系的稳定性进行了评价，实验结果见表4。
表4表明，放置48h后微泡沫体系和密度仍然保持在0.89g/cm3以下。
表中配方如下。
1#（1%1.5%）稳泡剂H+0.6%稳泡剂X+0.4%复配发泡剂+0.6%硫脲进行了高温稳定性评价，体系经130热滚后，度仍保持在0.89g/cm3，热滚后搅拌5min，密度又恢复热滚前水平，且体系仍保持较好的流变性，见表5，说明该体系具有较好的抗温性。
1.3体系的配制在100mL清水中依次加入1.0%1.5%稳泡剂H、0.6%稳泡剂X、0.2%发泡剂SAS、0.2%活性剂以及其他助剂，用高速变频无极调速搅拌机在10000r/min下搅拌30min，配成低密度微泡修井液。
表4微泡沫体系1#在常温下的稳定性t放置/h/g/cm3泡沫表观特征t放置/h/g/cm3泡沫表观特征00.85微小，均匀240.86微小，均匀120.85微小，均匀480.89轻微分层表5微泡沫体系的高温流变性条件/g/cm36/3AV/mPasPV/mPasFL/mL常温0.8615/1422.01110.3130、12h*0.8914/1121.5616.3130、12h*0.8517/1523.01015.6注：
*热滚后；*热滚后搅拌5min。
2体系的封堵机理研究微泡包裹着气体，气体外围包裹密实层，密实层外似乎长满了毛发，整体看像是长满了毛发的气囊，见图1。
分析认为该微泡结构为一核、二膜、三层。
被包裹的气体处在整个微泡的中心，因此把它称为“气核”。
密实层由内外两侧的表面活性剂亲水端的水化作用以及亲水端与聚合物高分子的缔合作用形成的，黏度远远高于液相黏度，称为“增黏水层”。
增黏水层内侧的表面活性剂亲油基向内紧密排列成膜，主要是用来降低气液表面张力，称为“内表面张力降低膜”。
增黏水层的外侧表面活性剂亲油基向外紧密排列成膜，用来维持增黏水层的高黏度，称之为“外表面张力降低膜”。
外表面张力外侧是“扩散双电层”，扩散双电层外侧是由聚合物大分子物质以及表面活性剂分子形成的没有固定厚度的松散层，称之为“过渡层”。
微泡结构与普通泡沫差距很大，普通的泡沫外壳较薄，没有过渡层，且聚集在一起，不稳定。
图1微泡沫的微观结构示意图和微泡（400倍）形态图242013年1月钻井液与完井液针对低压油气井，该体系不仅可以降低液柱压力，减小压差，而且微泡在漏失区域能够大小分布广泛，且具有一定的强度和韧性，同时具有可变形性，以自匹配漏失通道，从而达到防漏的目的。
遇到比微泡尺寸大得多的渗流通道时，微泡膨胀封堵，或堆积成横放的圆锥状，将修井液液柱压力分解成树枝状，使压差相对减小，控制流体进一步漏失。
遇到与微泡尺寸接近的漏失通道时，微泡被低压漏失层吸入时拉长，增加流入的阻力，控制流体进一步漏失。
遇到比微泡尺寸小得多的漏失通道时，聚合物吸附地层表面形成高黏度薄膜，封堵漏失地层。
3微泡沫防漏修井液综合性能评价3.1流变性室内评价了微泡沫防漏修井液的基础指标，其配方如下。
2%KCl盐水+0.5%0.6%稳泡剂X+1.5%稳泡剂H+0.4%复合发泡剂+0.05%杀菌剂+0.5%除氧剂该修井液的密度为0.85g/cm3，API滤失量较低，为10.3mL/30min，表观黏度为29.6mPas，塑性黏度为20mPas，动切力为9.6Pa，流性指数为0.585，稠度系数为532.1mPasn。
研究表明，该流体为假塑性流体，具有很好的剪切稀释性，触变性强，有利于悬浮固相颗粒，黏度适中，满足现场施工要求。
3.2热稳定性从高温悬浮性、高温滤失性和黏温曲线（见图2）3方面评价了该微泡沫防漏修井液的热稳定性。
配方在90、3.5MPa下的滤失量为15.6mL/30min，无明显分层现象，表明配方在90下性能良好。
从图2可以看出，在90110之间，黏度不仅没有下降，且有了明显的上升，几乎回到了初始黏度，表明配方可以在110下处于良好工作状态，说明热稳定性良好。
图2微泡沫体系黏温曲线图3.3防漏能力评价3.3.1砂床防漏能力用密度为0.85g/cm3的微泡沫体系封堵0.280.45mm的砂粒，加回压0.5MPa模拟地层压力，并缓慢加驱压至2MPa，静止20min无漏出，并测量润湿段长度。
实验测得该微泡沫体系的侵入深度仅为3.1cm，体现了良好的封堵效果。
3.3.2岩心封堵能力用密度为0.85g/cm3的微泡沫体系，封堵渗透率在5010-350010-3m2范围内的岩心，并缓慢加压至10MPa，静止0.5h，测得微泡沫体系侵入深度最高仅为3.15cm，见图3。
图3微泡沫体系侵入不同渗透率岩心深度对比图3.4抗污染能力由于研制的微泡沫体系应用于地层时，不可避免地会接触地层污水、原油、盐水等，为此要求该体系有一定的抗污染能力。
进行了该体系的抗盐、抗钙、抗油污能力实验，结果见表6表8。
表6微泡沫防漏修井液的抗盐性能NaCl/%/g/cm3微泡质量NaCl/%/g/cm3微泡质量00.8400微小均匀80.8766微小均匀10.8456微小均匀100.8998略微增大50.8525微小均匀表7微泡沫防漏修井液的抗钙性能CaCl2/%/g/cm3微泡质量NaCl/%/g/cm3微泡质量00.8356微小均匀30.8950微小均匀10.8716微小均匀40.9500较大20.8926微小均匀50.9500较大表6结果表明，当NaCl加量达到10%时，体系密度仍维持在0.9g/cm3，且微泡体积略有增大，董军等：
新型低密度微泡沫防漏修井液技术第30卷第1期25说明该微泡沫体系抗盐性较好，抗盐可达10%以上。
表7结果表明，当CaCl2加量超过3%时，体系密度下降较大，且微泡体积明显增大，因此该微泡沫体系抗钙可达3%。
表8结果表明，当加入煤油后，对体系中的微泡没有影响，反而因为煤油的加入，使体积增大，当加入煤油量达15%时，体系微泡微小均匀，室内静止1d后，外观没有变化，说明该微泡沫体系抗油可达15%以上。
表8微泡沫防漏修井液的抗油污染性能煤油/%/（g/cm3）微泡质量00.8292微小均匀30.8292微小均匀60.8281微小均匀90.8168微小均匀120.8199微小均匀150.8188微小均匀3.5岩心损害评价该配方所用基液为KCl溶液，与地层水配伍性好，且配方滤失量低，可防止基液过多进入地层。
而且微泡本身还具有较强的清洗能力，能清除井筒内的杂质和油污，具有较好的油层保护特性，见表9。
从表9可以看出，岩心渗透率恢复率在89%98%之间，表明配方具有较好的油层保护效果。
表9微泡沫体系的岩心损害评价实验岩心号所属区块K0/10-3m2Kd/10-3m2渗透率恢复值/%1#王官屯125.6986112.367689.392#王官屯283.7868266.785894.003#枣园383.8969378.867998.694现场应用截止到目前，该微泡技术在官8-1-1、官7-28、官27-46、官33-58、枣74-16井等5口低压冲砂井进行了应用，平均每口井的恢复率为133.8%，平均恢复期为2d，平均每口井缩短恢复期为1.6d，油层保护效果明显，见表10。
下面以官8-1-1井为例介绍施工情况。
该井是王官屯油田官80断块的一口抽油井，正常生产时地层日产液量15.6m3，日产油量4.3t，地层含水72.7%。
由于泵堵，于是进行检泵作业，该井由于出砂严重，需要探砂面，冲砂。
后使用45m3清水作业，全部漏失，无法建立循环。
后使用45m3微泡油层保护液，顺利完成作业。
表10微泡沫防漏修井液的现场应用效果井号作业前产量作业后产量增油/m3恢复期/d缩短恢复期/d油/m3水/m3油/m3水/m3官8-1-14.3210.867.3219.243.0002官7-282.007.363.305.101.1031官33-582.9867.003.6155.000.6322官27-462.309.302.449.060.140枣74-165.0012.605.4015.000.40335结论与建议1.针对低压易漏油藏修井作业的需要，研究出了一种新型的低密度微泡修井液体系，该体系可以降低液柱压力，减小压差，而且微泡本身具有一定的强度和韧性，具有可变形性、可压缩性，能够自匹配各种漏失通道，适用于各种类型的低压漏失井。
2.该微泡技术在现场应用5井次，有效率为100%，平均每口井恢复率为133.8%，平均恢复期为2d，缩短恢复期共8d，平均每口井缩短恢复期1.6d，油层保护效果明显。
3.该微泡沫体系为低压砂岩、低压裂缝性油气藏、低压稠油油藏等压差大、易发生严重漏失的油藏检泵、冲砂洗井作业提供了新的修井液技术。
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hshu_.ApplicationResearchonCompoundCationicPolyamineInhibitor.DFCF,2013,30
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13-16AuthorsYANGChao,ZHAOJingxia,WANGZhonghua,LUJiao,CHENNanAbstractShaleinhibitorofpolyaminePAA-6andPAB-8aresynthesizedinthispaper.Fromevaluationsofthephysicalproperties,relativeinhibitionratesandcompatibilityindrillingfluidssystem,itisfoundthatPAA-6hasthecharacteristicsofexcellentinhibitionwithlowconcentrationandcommoncompatibility,andPAB-8hasthepropertiesoflowcationicdegreeandcommoninhibitionwithlowconcentration.However,PAA-6andPAB-8aremixedtoobtainPAH,whichhasthemeritsofthem,meanwhiletheinhibitionisexcellent.Fromfurthertestofmud-makinginhibitionofbentoniteandXRDmeasurementanalysis,theresultsdemonstratethatwhenpolyaminePAHentersintoclayinter-layer,ammoniumionsmayexchangewatermolecularfrominter-layerandreducehydrationrepulsionbyneutralizingnegativechargesontheinter-micellarsurface,consequentlyinhibitingtheclayfromhydrationandswelling.KeywordsShaleInhibitor;Polyamine;Cationicdegree;CompatibilityFirstauthorsaddressSinopecFushunResearchInstituteofPetroleumandPetrochemicals,Fushun,Liaoning113000,China.E-mail:
.StudyonImprovingHighTemperatureStabilityofWater-basedDrillingFluid.DFCF,2013,30
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17-21AuthorsLUMing,WANGXueliang,WANGEnhe,WULinna,WANGLeiAbstractTheinfluenceofvarioussurfactantsandhightemperaturestabilizersonstabilityofdrillingfluidathightemperatureisstudied.Thesurfactantsandhightemperaturestabilizersareoptimizedthroughtestingrheologyandfiltrationofdrillingfluidafteraddingsurfactantsandstabilizersatvarioustemperatures.TheresultsindicatethattheoptimizedsurfactantandhightemperaturestabilizerthatarecomposedofVcsodiumsalttrioxymethyleneandcitricacidcanimprovethehightemperaturestabilityofstarchdrillingfluidinsomedegree,canimprovetheammoniumsaltandammonium-salt-lignitedrillingfluidssharply,butcannotimprovethelignitedrillingfluid.Furthermore,theammonium-salt-lignitedrillingfluidisstillstableaftertreatingfor2hat250mixedwithstabilizerandsurfactantTW-80.KeywordsWater-baseddrillingfluid;Performanceofstabilityathightemperature;Hightemperaturestabilizer;Surfactant;PolymerdegradationFirstauthorsaddressDrillingEngineeringTechnologyResearchInstituteofWesternDrillingandExplorationEngineeringCompanyLtd.,Shanshan,Xinjiang838202,China.E-mail:
.ResearchonTechnologyofNovelLow-densityMicro-foamWorkoverFluid.DFCF,2013,30
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22-25AuthorsDONGJun,FANSonglin,GUOYuanqing,YANGXiaoping,ZHOUXiaopingAbstractAkindofnovellow-densitymicro-foamworkoverfluidisdevelopedforlowpressurereservoirs,whichiscomposedoffoamingagent,activeagentandcompoundfoamstabilizingagent,andthemicro-foamisformedbyonecoretwofilmsandthreelayersthatisverystable.Theexperimentalevaluationresultsshowthatthiskindofworkoverfluidcanworkinconditionsof130and10MPa,andhasgoodperformancesofAPIfiltrateloss10.3mL,HTHPfiltrateloss15.6mL,salttolerance10%,calciumtolerance3%,oiltoleranceover15%andcorepermeabilityrecoveryrateover89%,aswellasthemicro-foamcanmatchtheleakagewaysautomaticallytopreventlostcirculation.Theapplicationsof5wellsaresucceededin100%,theaveragerecoveryrateis133.8%,andtheaveragerecoverytimeisshortenby1.6d,whichcanprotectreservoirseffectively.KeywordsLow-densityworkoverfluid;Micro-foamwordoverfluid;Preventinglostcirculation;Foamingagent;FoamVol.
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