封隔液及其应用现状研究

李冬梅

杜春朝

(中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

刘菊泉

(克拉玛依职业技术学院石油工程系，新疆 克拉玛依 833600)

黄振琼

(中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

林 强

(克拉玛依职业技术学院石油工程系，新疆 克拉玛依 833600)

封隔液及其应用现状研究

李冬梅

杜春朝

(中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

刘菊泉

(克拉玛依职业技术学院石油工程系，新疆 克拉玛依 833600)

黄振琼

(中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830011)

林 强

(克拉玛依职业技术学院石油工程系，新疆 克拉玛依 833600)

封隔液是一种常用的完井液，一般具有防腐及平衡压力的作用，需要其本身具有长期稳定性、防腐性、保护储层性，作为隔热性封隔液，还需具有良好的隔热性能。与气体型和油基封隔液相比，水基型封隔液应用最多。无机盐型水基封隔液在低温、腐蚀性要求较低的油气井应用广泛；有机盐型封隔液在密度需求较高、井下高温高压或高酸性气井中应用效果好。近年来国外研究并现场应用了碳酸钾和磷酸盐封隔液，具有潜在的推广应用价值。当前研究应用最多的是隔热性水基封隔液，具有提高油气产量以及保证油气井完整性的作用，在热采井、深水井及永久冻土油气井中具有广泛的应用前景。

封隔液(环空保护液)；气体型封隔液；油基封隔液；水基封隔液

1 封隔液概述

封隔液又称环空保护液，传统意义上是指充填于油管和油层套管之间的流体[1]。它一般有2方面的作用：①防腐。封隔液具有防腐性，能防止油套管和井下工具(如封隔器、井下安全阀)免受腐蚀。②平衡压力。具有一定密度的封隔液能平衡地层压力、油管压力和套管压力，从而保护油套管及封隔器。实际上，在海上油气井隔水管与油管之间环空，以及内隔水管与外隔水管之间环空注入的流体也称为封隔液，它主要起隔热作用。

封隔液要实现防腐、平衡压力的作用，必须具有长期稳定性、防腐性及保护储层性。对于隔热性封隔液，它还需具有隔热性能。

1.1长期稳定性

封隔液在环空中存留时间很长，一般以“年”来计算，有时候长达数十年之久。因此在井下一定的温度和压力下，封隔液必须保持长期稳定。由于大量固相在封隔器顶部沉积会影响封隔器的稳定性，所以要求封隔液不产生固相沉淀。另外，封隔液中的各种成分不发生降解。

1.2防腐性

封隔液对于生产井来说，如果不修井就不会流动；对于非投产井来说，不投产也不会流动。油套环空长时间处于封闭状态，这一密闭空间能提供金属发生腐蚀和滋生硫酸盐还原菌的最佳条件[2]。这些腐蚀主要有氧腐蚀、CO2腐蚀、H2S腐蚀、Cl-腐蚀、细菌腐蚀等。封隔液的一个重要作用是防腐，不仅要求封隔液本身无腐蚀性，并且必须具有防腐性。因此，一般在封隔液配方中加入除氧剂、缓蚀剂、杀菌剂等处理剂，以达到必要的防腐性能。

1.3保护储层性

正常情况下，封隔液处在“封隔器-油套环空”的密闭空间中，不会与储层接触。但是，当封隔器发生泄漏、甚至完全失效，或者修井作业必须取出封隔器时，封隔液不可避免地和储层相接触[3]。因此，封隔液必须具有保护储层的特性。要求封隔液必须与储层流体配伍，一旦与地层流体接触后，不产生损害储层的沉淀。

1.4隔热性

在热采井、地热井、深水油气井以及永久冻土区油气井中，井筒热流体中的热量向外界散失是一个棘手的问题。在井下“油管-环空-油层套管(或隔水管)”系统中，油管中流动的热流体(油、气、高温蒸汽等)会通过油管壁、环空和套管壁向外传热，可能导致以下后果：①对于深水生产井，由于近海底温度很低，大量热量会向低温海水中散失，油管中可能发生析蜡、生成天然气水合物、出现环空带压等后果，影响流量稳定性，最终降低油气井产量；另外它还会限制修井的时间，给修井带来麻烦[4]。②对于热采井，高温蒸汽中的热量会向套管及水泥环大量散失掉，一方面会降低蒸汽干度，影响注蒸汽效果；另一方面，会造成油气井的不完整性问题，如套损、水泥环破坏。③对于永久冻土区油气井，关井期间井筒热量的大量损失会导致严重的油管结蜡现象。防止热量散失的方法主要是使用隔热油管和应用隔热性封隔液。充当隔热作用的封隔液必须具有良好的隔热性能[5-7]。

“油管-环空-油层套管(或隔水管)”系统中的传热方式主要有导热和对流传热(包括自然对流和强制对流)2种，并且自然对流传热是最主要的。为了保证封隔液具有良好的隔热性能，要求封隔液具有很低的对流传热系数，能有效减小热量损失[8-9]。

2 封隔液的种类

根据连续相的性质，可把封隔液分为气体型、油基型以及水基型3大类，其中气体型封隔液和油基封隔液的应用较少，国内外目前主要应用水基封隔液。

2.1气体型封隔液

气体型封隔液一般只应用在注蒸汽热采井及深水油气井隔水管中，其作用是隔热。由于气体的导热系数很低，热量从油管通过环空介质(封隔液)的热传导大大削弱，从而起到减少热损失的作用。这些气体有水蒸汽、氮气及氩气等气体，其中效果最好且最常用的是氮气。

辽河油田从20世纪80年代开始就在环空中注入氮气进行隔热，再配合使用隔热油管，大大地提高了注蒸汽吞吐的采油效率[10]。但是，气体在环空中的“回流”(Wellbore Refluxing)造成的热量损失比预想的要多6倍以上，有研究表明，热量损失仅仅是不充入隔热性封隔气体时的30%～40%。其实质是导热造成的损失大大降低，而起决定作用的对流传热并没有明显削弱。因此，气体类封隔液的隔热作用很有限。

2.2油基封隔液

油基封隔液具有热稳定性强、腐蚀性小的优点。把油基钻井完井液改性后留在油套环空作为封隔液是一种既经济又方便的方法。然而这种方法存在2大问题：固相慢慢地沉积在封隔器上，导致封隔器工作的不稳定性，而在必要取出封隔器时，甚至发生封隔器无法取出的后果；一旦需要修井，油基封隔液与储层接触，造成储层损害[11]。如果专门配制油基封隔液，成本高是其最大的缺点，并且也可能造成储层损害。另外，具有相对较低导热系数的油基封隔液具有隔热作用，但深入的研究表明，油基封隔液在环空中自然对流引起的热损失很严重，并且在油管连接处存在“热点”(Heat Spot)，大大地增强了热损失。因此，油基封隔液的应用很有限。

2.3水基封隔液

当前国内外普遍使用的封隔液体系是无固相清洁盐水体系，通过改变盐的种类和加量来调节体系密度，再配合增粘剂、杀菌剂、缓蚀剂、除氧剂等处理剂来实现防腐、保护储层及隔热等功能。有些情况下，还加入降滤失剂来控制滤失，防止滤液进入储层造成损害[12]。按照所使用的盐类型，可分为无机盐型和有机盐型2大类。

1)无机盐型封隔液 无机盐型封隔液主要是指以钠(钾、钙或锌)的卤化盐为加重剂而配制的封隔液，典型的有NaCl、KCl、CaCl2、NaBr、CaBr2、ZnBr2等6种。单独使用或使用2～3种的组合来配制满足不同需要的封隔液[13]，各种盐水情况见表1所示。表1所列的12种盐水特点不一，表现在价格、腐蚀性和密度范围等方面。总体而言，含氯盐的盐水价格低，配制简单，但密度范围较窄，且因含有大量破坏金属钝态的Cl-而腐蚀性大[14]；含溴盐的盐水能达到较高密度，但价格较高；含Ca2+和Zn2+的盐水因生成沉淀，不适宜用在碱性环境中，也不适宜在含H2S或CO2的气井中使用；含Zn2+的体系一般呈酸性，腐蚀性很大。

表1 各种无机盐盐水的成分和密度范围(25℃)

无机盐型封隔液种类多，不同的体系适合不同的情况。现场应用这些盐水配制封隔液时，应根据压力系数、生产井种类(油井还是气井，气井是否含H2S、CO2)而选择合适的体系。

2)有机盐型封隔液 由于无机盐封隔液存在着腐蚀性大、容易结垢等缺点，人们一直寻求更好的体系，有机盐型封隔液应运而生。有机盐钻井液完井液是近年来发展起来的新型油气井工作液，用作封隔液时，也显示出了其优良的特性。所使用的有机盐包括甲酸盐和乙酸盐，其中乙酸盐应用较少。甲酸盐一般包括NaCOOH(甲酸钠)、KCOOH(甲酸钾)和CsCOOH(甲酸铯)。由于甲酸铯极其昂贵，目前用作封隔液的情况极其少见。甲酸盐封隔液具有与无机盐封隔液相比很多独特的性质：①腐蚀性极小。由于甲酸盐盐水呈弱碱性，pH值较易调节，并且不含Cl-、Br-等侵蚀性离子，故对油套管及井下工具的腐蚀很小[15]。②密度范围宽。NaCOOH体系最大为1.30g/cm3，KCOOH体系最大为1.60g/cm3，CsCOOH体系最大可达2.30g/cm3。③与Ca2+和Mg2+等不生成沉淀。即使甲酸盐封隔液与地层水接触，也不会产生伤害储层的钙、镁沉淀。④不易分解。甲酸盐封隔液在井下长期的高温高压环境下稳定性强，不易发生分解，即使在油套管钢所含杂质金属的催化作用下可能发生分解，但也可以通过加入特定的pH缓冲剂(如K2CO3/KHCO3)来有效抑制[16]。⑤能够抵御酸性气体侵入带来的风险。在酸性气田的生产井中，含CO2和H2S的天然气从密封不佳的封隔器缝隙侵入封隔液中是无法避免的。含有pH缓冲剂(如K2CO3/KHCO3)的甲酸盐封隔液能够维持体系pH值的稳定，起到原有的防腐效果。⑥体系生物毒性很小，环保性强。

基于以上优点和特性，甲酸盐封隔液得到了越来越多的应用。由于甲酸盐贵，因此只有在密度需求较高、井下高温高压或高酸性气田，甲酸盐封隔液才相对无机盐体系显示其绝对的优越性。

3)新型水基封隔液 无机盐封隔液的高腐蚀性和甲酸盐封隔液的高成本分别制约了两者的广泛应用。近年来，在开发高温高压复杂油气田的过程中，人们研究并现场应用了一些新型封隔液体系，如碳酸钾、磷酸盐体系。

碳酸钾盐水在中东和北海地区被一些作业者用作封隔液。K2CO3盐水主要具有以下适合用作封隔液的优点：①K2CO3是强碱弱酸盐，其盐水具有天然的弱碱性，本身腐蚀性小；②K2CO3在水中的溶解度大，其盐水密度范围宽，最大能够达到1.52g/cm3，能够满足较宽范围压力系数油气井的需要；③K2CO3盐水本身的粘度低；④盐水中不含Cl-，消除了油套管钢发生氯化物应力开裂的风险；⑤K2CO3盐水结晶温度低，一般情况下不会有晶体析出。然而，如果碳酸钾封隔液与储层接触，会与地层水中含有的大量Ca2+、Mg2+等二价阳离子生成沉淀，在高温下还会与砂岩储层中的硅酸盐矿物作用，造成严重的储层损害，两者制约了该体系的广泛应用[17]。

磷酸盐封隔液是近几年开始应用的一种新型盐水封隔液，所用磷酸盐是磷酸的碱金属盐，主要指钠盐和钾盐。自2008年起，已经在印度尼西亚Pertamina EP公司所属的5口HPHT酸性气井(探井)中应用。它的特点有：①密度高(能够达到2.5g/cm3)；②腐蚀性低；③具有较高的粘度，可以悬浮一定岩屑或砂粒；④在232℃下仍然具有良好的性能；⑤弱碱性的pH值(9～10.5)；⑥由于所用的盐是用作肥料的磷酸盐，对环境基本无害[18]。

4)水基隔热封隔液 气基封隔液和油基封隔液都具有极低的导热系数，但因为分别存在“回流”和“热点”现象，其隔热效果并不理想。近年来，国外研究出了隔热效果优良的水基隔热封隔液，并在现场得到了成功应用。体系具有很低的导热系数，导热损失少。另外，当它在环空中静置时，具有足够高的粘度，从而把对流传热损失大大削弱。国外有2种具有代表性的体系:N-SOLATEH和NAIF。

N-SOLATE是一种“盐水-聚合物”体系。盐既起加重作用，又起到降低导热系数的作用。体系中的聚合物主要是指2种特殊的无机增粘剂，它们在配制和泵送过程中不发生作用，而在井下环空中受热后发生交联反应，体系粘度剧增，并保持长期稳定，从而有效降低了对流传热损失[19]。

NAIF也是“盐水-聚合物”体系。同样地，可溶性盐的加入既增加体系密度，又降低基液的导热能力。体系的核心处理剂有2种：增粘剂和“固化剂”。增粘剂是一种多糖类聚合物，形成的溶液具有极佳的剪切稀释性，保证封隔液在泵送过程中粘度极低，而在环空低剪切速率下具有极高的粘度，自然对流热损失大幅度下降；固化剂使封隔液体系中的自由水部分地“固化”，进一步减小自然对流的热量损失。室内试验表明，NAIF在82.2℃温度下经过1年多的时间而性能稳定，体系具有广泛的应用前景。

水基隔热性封隔液有效地降低了热量损失，确保了热采井、地热井、深水油气井以及永久冻土区油气井的井筒完整性，保证了产量，是目前最为科学合理的隔热方式。随着海上油气田开发对深水的不断挑战，它将会得到石油工业界的深入研究和广泛应用。

3 结 论

1)封隔液必须具有长期稳定性、低腐蚀性、保护储层性等性能，从而实现防腐、平衡压力的功能。对于隔热性封隔液，它还需具有隔热特征。

2)气体型封隔液的隔热性并不理想，油基封隔液的储层保护效果或隔热性能较差，因此2种类型的封隔液应用较少。水基封隔液的应用最为广泛。

3)无机盐型封隔液适合应用在低温、腐蚀性要求较低的油气井；有机盐型封隔液在密度需求较高、井下高温高压或高酸性气井中应用效果好；K2CO3和磷酸盐等2种新型封隔液具有的独特性能，使其具有潜在的广泛应用前景。

4)水基隔热封隔液不仅具有很低的导热系数，在环空中具有极低的对流传热系数，隔热效果极佳，在热采井、深水井及永久冻土油气井中具有广泛的应用前景。

[1]郑力会,张金波,杨虎,等.新型环空保护液的腐蚀性研究与应用[J].石油钻采工艺,2004,26(2)：13-16.

[2]郑义,陈馥,熊俊杰,等.一种适用于含硫油气田环空保护液的室内研究[J].钻井液与完井液,2010,27(2)：37-39.

[3]Ezzat A M,Augsburger J J,Tillis W J.Solids-Free,High-Density Brines for Packer-Fluid Applications[J].SPE15628,1988.

[4]Javora P H,Wang Xiao-lan,Richard S,et al.Water-Based Insulating Fluids for Deep-Water Riser Applications[J].SPE88547,2004.

[5]Bellarby J.Well Completion Design[M].Elsevier,2009.

[6]Wang Xiao-lan,Qu Qi,Javora P H,et al.New Trend in Oilfield Flow-Assurance Management:A Review of Thermal Insulating Fluids[J].SPE103829,2009.

[7]Javora P H,Pearcy R,Wang Xiao-lan,et al.A Decade of Experience-The Water-Based Thermal Insulating Packer Fluid[J].SPE116769,2008.

[8]Wang Xiao-lan,Javora P H,Qi Qu,et al.A New Thermal Insulating Fluid and Its Application in Deepwater Riser Insulation in the Gulf of Mexico[J].SPE84422,2003.

[9]Ezell R G,Harrison D J.Ultra High Temperature Solids-Free Insulating Packer Fluid for Oil and Gas Production,Steam Injection,and Geothermal Wells[J].SPE117352,2008.

[10]刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京：石油工业出版社,1998.

[11]Darring M T,Moore K R,Ali S A,et al.Novel Completion Brine Applications at Viosca Knoll in Hot,H2S and CO2Environment[J].SPE52155,1999.

[12]Paulus W.Directory of Microbicides for the Protection of Materials：A Handbook[M].Springer，2005.

[13]中油长城钻井有限责任公司钻井液分公司.钻井液技术手册[M].北京:石油工业出版社,2005.

[14]刘道新.材料的腐蚀与防护[M].西安:西北工业大学出版社,2005.

[15]徐同台,赵忠举.21世纪初国外钻井液和完井液技术[M].北京:石油工业出版社,2004.

[16]Howard S K,Downs J D.Hydrothermal Chemistry of Formate Brines and Its Impact on Corrosion in HPHT Wells[J].SPE114111,2008.

[17]Houchin L R,Foxenberg W E,Zhao J.Evaluation of Potassium Carbonate as a Non-Corrosive,Chloride-Free Completion Fluid[J].SPE27392,1994.

[18]Sangka N B.New High-Density Phosphate-Based Completion Fluid:A Case History of Exploration Wells:KRE-1,BOP-1,TBR-1,and KRT-1 in Indonesia[J].SPE139169,2010.

[19]Turner J.Heat Protection[J].Oilfield Technology,2010,24 (9)：45-47.

[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.12.028

TE357

A

1673-1409(2012)12-N086-04