[发明专利]一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺

说明书

本发明涉及一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其包括制造天然气井绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；通过加入碱式碳酸锌以及少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm³，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，得到天然气井绒囊压井液。其目的在于提供一种现场操作简单、快速提高天然气井修井用绒囊压井液抗硫化氢性能调整方法。

技术领域

本发明涉及天然气井修井技术领域，特别是涉及一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺。

背景技术

天然气修井用绒囊压井液是针对天然气井修井作业过程中，低压地层中压井液漏失严重、修井作业后产能恢复困难而开发的一种无固相漏失控制型压井液体系。能够解决现场前期经过压裂、酸化等多种储改措施，且长期生产后低压天然气井修井作业安全压井难题。

天然气井修井用绒囊压井液是一种无固相气液两相流体，利用流体中分布不同直径的绒囊结构，实现常规压井液流动性强、泵入简单等优势性能，同时保证良好的地层暂堵效果。为此，流体中囊泡含量、囊泡体积分布决定绒囊压井液性能是否达标。绒囊压井液现场配制是否成功关键在于保证压井液中具有性能稳定、数量充足的绒囊结构。目前绒囊压井液现场配制方法已经基本形成，并且顺利指导现场绒囊压井液配制。

部分天然气井地层产出气中含有浓度较高的H₂S气体，根据现行标准，当气井产出气中H₂S含量达到100ppm，属于高含硫气井，对地面施工人员潜在危险性较大。为此，含硫气井修井作业过程中必须严格控制井底高压气体上窜至井口，由此要求前期气井压井液必须有效抵抗井底H₂S侵蚀，提供安全稳定井筒环境。

H₂S气体与水反应后产生氢硫酸，改变液体酸碱性。对于常规凝胶、树脂等暂堵型压井液体系，H₂S气体含量较高，将伤害压井液在地层中成胶、凝固效果，阻碍压井液在地层中形成暂堵结构，致使压井失效。相对而言，绒囊压井液依靠流体中绒囊结构内封堵隔离气层原理，没有成胶、凝固等化学变化过程，受地层中H₂S气体影响较小。但地层环境中大量H₂S气体的存在，对绒囊压井液流体自身酸碱性同样存在一定影响，长周期下易破坏压井液中绒囊结构稳定性。为此，需要引入手段提高绒囊压井液在含硫环境中性能稳定性。

碱式碳酸锌遇到H₂S气体后发生化学反应，生产硫化锌沉淀，成功消除H₂S对液体性能的不利影响，是目前高H₂S含量气层钻井作业过程中常用抗硫剂。考虑绒囊压井液自身偏碱性有利于碱式碳酸锌加入，且囊胆剂、囊质剂、囊绒剂等处理剂与碱式碳酸锌无发生化学反应，可通过添加碱式碳酸锌强化天然气井用绒囊压井液抗H₂S性能，提高绒囊压井液在含硫气井压井作业中稳定性。

天然气井修井用绒囊压井液中通过添加碱式碳酸锌以提高抗硫化氢性能，关键在于碱式碳酸锌加入比例以及加入方式，为此，研究形成适合含硫天然气井修井用绒囊压井液性能调整方式，指导现场常规绒囊压井液抗硫性能提升。

发明内容

本发明的目的在于提供一种可提高绒囊压井液在含硫气井压井作业中稳定性，避免常规天然气井修井作业中井口放压导致施工周期延长、后续地层气体产能恢复缓慢的问题，现场施工简单，漏失控制能力强，自动降解效果突出，可有效解决天然气井修井作业中压井液漏失量大、气井产量恢复困难的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺。

本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其包括如下步骤：

天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是包括如下步骤：