鄭海洪

（中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川德陽 618000）

1 HJ203H井基本情況

HJ203H井位于四川省通江縣涪陽鎮(zhèn)陳河鄉(xiāng)，是以嘉二段儲層為主要目的層的一口水平開發(fā)試驗井，完鉆井深5767.00/4597.45m（斜/垂深）。

2010 年6 月11 日～11 月17 日，對嘉二段T1j2（5073.0～5767.0m）井段進(jìn)行完井投產(chǎn)測試，過臨界速度流量計進(jìn)行求產(chǎn)，求得天然氣產(chǎn)量29.1×104m3/d。

2016 年1 月19 日靜壓測試遇阻，采用泵注熱水及連續(xù)油管井筒解堵，2017年6月1日測靜壓通井工具落井，多次嘗試未打撈成功，至2020年多次修井作業(yè)，并于2020年12月連油通井時鉚釘接頭斷裂，截止2021年4月4日，共計連油打撈、套銑等修井作業(yè)31趟，成功撈出連油帶鉚釘接頭落魚，但井內(nèi)尚余測井工具串落魚，落魚位于4200m左右，并已形成堵塞。

2021年8月甲方?jīng)Q定采用定制小鉆桿及配套工具再進(jìn)行套銑、倒扣打撈作業(yè)。為降低壓井風(fēng)險，增強(qiáng)無固相修井液的懸浮性能，攜帶沉砂、雜垢及套銑鉆磨所產(chǎn)生的鐵屑，凈化井眼，防止起下鉆掛卡復(fù)雜情況和卡鉆事故發(fā)生，確保施工安全，設(shè)計使用增粘型無固相修井液體系。

2 HJ203H井修井過程中存在的重難點

本次修井采用反扣2-3/8″G105 非標(biāo)石油鉆具4500m±在油管內(nèi)進(jìn)行作業(yè)，其接頭外徑65.1mm。井內(nèi)油管為?88.9mm G3-125，內(nèi)徑76.00mm。主要存在以下重難點：

（1）硫化氫含量高。本井屬于高壓含硫氣井，硫化氫含量0.77%～0.84%，作業(yè)過程中可能存在硫化氫腐蝕、中毒的風(fēng)險。

（2）井控風(fēng)險高。由于本井壓力高且根據(jù)前期生產(chǎn)時關(guān)井壓力恢復(fù)快的情況，鉆桿在套銑等作業(yè)時極易發(fā)生堵塞物下部高壓上頂?shù)娘L(fēng)險。且本井多次出現(xiàn)堵塞，根據(jù)前期作業(yè)情況及該井溶蝕實驗分析，堵塞位置和堵塞物類型可能多樣化。同時由于鉆具內(nèi)徑及外環(huán)空間隙小，當(dāng)發(fā)生井噴或溢流時，將上頂鉆具，甚至導(dǎo)致鉆具噴出，都存在井控風(fēng)險。

（3）阻卡風(fēng)險高。因使用鉆桿處理落魚，小間隙環(huán)空，套銑形成的碎屑不易返出，成團(tuán)的機(jī)率高，且可能導(dǎo)致鎢加重脫出；同時入井工具尺寸小，強(qiáng)度低，易破壞產(chǎn)生掉塊；在打撈時，撈獲落魚且無法解卡，這些都易造成卡鉆的風(fēng)險。

（4）可能存在圈閉氣體。本井堵點以下可能存在圈閉氣體，存在管柱上頂、硫化氫溢出的風(fēng)險。

（5）修井液性能要求高。2-3/8″G105 非標(biāo)石油鉆具進(jìn)行作業(yè)，環(huán)空間隙最小處僅為5.45mm，修井液需具有良好的流變性、良好的攜砂能力、適當(dāng)?shù)拿芏?、良好的抗溫穩(wěn)定性、良好的防腐蝕能力、防硫化氫污染能力等，以便于泵壓控制、及時攜帶堵塞物、降低井控風(fēng)險、防止硫化氫污染和減少對套管及管柱的傷害等。

3 增粘型無固相修井液配方研究

3.1 增粘型無固相修井液技術(shù)要求

因增粘型無固相修井液是西南油氣分公司在川渝區(qū)域首次使用，甲方根據(jù)HJ203H井的實際情況和增粘型無固相修井液可能存在的難點，制定了相應(yīng)技術(shù)要求，見表1。

表1 增粘型無固相修井液技術(shù)要求表

3.2 增粘型無固相修井液配方優(yōu)選

經(jīng)過篩選，本井?dāng)M采用XNHW無固相修井液體系，該體系主要由提切劑ZN-AD、緩蝕殺菌劑HS-2、加重劑HWJZ-1組成。提切劑ZN-AD是一種無機(jī)正電聚合物，加重劑HWJZ-1是一種復(fù)合鹽，由無機(jī)鹽和有機(jī)鹽組成，增粘型無固相修井液配方見表2。

表2 增粘型無固相修井液配方

XNHW 無固相修井液的配制分兩步完成，第一步配制ZN-AD 膠液，即在清水中加入一定量的ZN-AD，水化24h 得到ZN-AD 膠液；第二步加入緩蝕殺菌劑HS-2和加重劑HWJZ-1得到XNHW無固相修井液。

不同配方的性能測試結(jié)果見表3，可以看出，ZNAD加量在2%、3%、4%、4.5%濃度下，YP均大于2Pa，滿足增粘型無固相修井液動切力技術(shù)要求。

表3 不同配方性能測試結(jié)果

4 增粘型無固相修井液性能評價

綜合考慮本井重難點，修井液性能要求及配方優(yōu)選結(jié)果，選用配方2作為本次增粘型無固相修井液施工配方，即：清水+3%提切劑ZN-AD+1%緩蝕殺菌劑HS-2+無固相加重劑HWJZ-1，并評價其綜合性能、潤滑性能、防腐蝕性能、抗溫穩(wěn)定性。

4.1 綜合性能評價

按照配方2配制增粘型無固相修井液，整體性能見表4，密度達(dá)1.55g/cm3，漏斗粘度僅36s，pH 達(dá)11，動切力達(dá)3Pa，該性能能滿足修井液需要的流變性、攜砂能力、密度、泵壓控制等要求。

表4 增粘型無固相修井液綜合性能測試表

4.2 潤滑性評價

由于該井修井作業(yè)中環(huán)空間隙小，較低的潤滑系數(shù)有利于降低泵壓，提高循環(huán)排量，減少阻卡，采用Fann 式極壓潤滑儀測試各流體的潤滑扭矩，增粘型無固相修井液潤滑系數(shù)降低率達(dá)98.4%，見表5。

表5 修井液與水、泥漿潤滑系數(shù)對比表

4.3 腐蝕性能評價

將超級13Cr鋼片置入密度1.55g/cm3的HWJZ-1溶液中，120℃浸泡7d，取出，測試，HWJZ-1溶液對鋼片腐蝕也為輕度均勻腐蝕，無點蝕，見圖1。

圖1 腐蝕性能評價圖

4.4 抗溫穩(wěn)定性評價

在120℃條件下，分別做24h、48h、72h靜恒溫實驗，密度一直維持1.55g/cm3，無分層，無沉淀產(chǎn)生，抗溫穩(wěn)定性良好，見表6。

表6 抗溫穩(wěn)定性評價表

5 增粘型無固相修井液的現(xiàn)場應(yīng)用

2021 年8 月20～21 日現(xiàn)場按照配方準(zhǔn)備生產(chǎn)用水47m3，加入1.42t 提切劑ZN-AD，攪拌水化24h 后，加入0.47t 緩蝕殺菌劑HS-2，46t 復(fù)合鹽HWJZ-1，配制增粘型無固相修井液60m3，8 月22 日8:00 增粘型無固相修井液入井，至11 月5 日結(jié)束小鉆桿打撈，共撈25 趟，沒能撈出落魚，撈出部分鐵屑和鋼絲，后替入常規(guī)鉆井液轉(zhuǎn)入倒油管作業(yè)，增粘型無固相修井液使用2 個多月，性能穩(wěn)定，性能控制情況見表7，修井液樣品見圖2，滿足了小鉆桿作業(yè)期間的施工要求，確保了井下安全。

圖2 增粘型無固相修井液樣品

表7 增粘型無固相修井液性能控制情況

6 結(jié)論及認(rèn)識

（1）HJ203H 井是一口含硫氣井，采用2-3/8″G105非標(biāo)石油鉆具進(jìn)行修井作業(yè)，環(huán)空間隙最小處僅為5.45mm，作業(yè)過程中井控風(fēng)險、阻卡風(fēng)險高，對修井液流變性能、抗溫穩(wěn)定性、防腐蝕等性能要求高，常規(guī)修井液難以滿足施工要求。

（2）修井過程中使用增粘型無固相修井液體系，配方為：清水+3%提切劑ZN-AD+1%緩蝕殺菌劑HS-2+無固相加重劑HWJZ-1，該配方密度達(dá)1.55g/cm3，漏斗粘度36s，pH 達(dá)11，動切力達(dá)3Pa，潤滑系數(shù)降低率達(dá)98.4%，平均腐蝕速率為0.0056822mm/a，抗溫穩(wěn)定性良好。

（3）增粘型無固相修井液使用2個多月，性能穩(wěn)定，