抗硫化氢高强度冻胶阀试验研究
李志勇1, 陈帅1, 陶冶2, 马攀1, 杨超1    
1. 中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249;
2. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083
摘要:在新疆油田实施冻胶阀欠平衡钻井时,地层中富含的硫化氢气体会侵蚀破坏冻胶,影响冻胶阀的性能与使用寿命,针对此问题,开展了抗硫化氢高强度冻胶阀研究。在模拟井温125℃条件下,依次筛选出了主聚合物、有机交联剂、除硫剂三氧化二铁和处理剂,并对其加量进行了优选,配制了冻胶液。对该冻胶液的黏度、冻胶强度、最大可封隔压力及破胶性能等基本性能进行了评价,并利用抗硫化氢评价装置评价了硫化氢对冻胶性能的影响。评价结果显示,冻胶液黏度为50 mPa·s,抗硫化氢高强度冻胶阀在125℃下3.5 h后完全成胶,170 h内保持冻胶性能不下降,成胶24 h后每单位长度冻胶的封隔压力为0.08 MPa,能有效抵抗10000 mg/L硫化氢气体连续24 h侵入,体积分数10%的破胶剂可使冻胶60 min内完全破胶。研究表明,抗硫化氢高强度冻胶阀具有良好的抗温性、粘壁性和较高的承压强度,能够满足含硫化氢地层欠平衡钻井安全的需要。
关键词欠平衡钻井    冻胶阀    抗硫化氢    实验室试验    
Experimental Study on High Strength Anti-H2S Gel Valves
LI Zhiyong1, CHEN Shuai1, TAO Ye2, MA Pan1, YANG Chao1    
1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum(Beijing), Beijing, 102249, China;
2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing, 100083, China
Abstract:When underbalanced drilling is carried out in Xinjiang Oilfield, the gel is eroded by rich H2S existed in the formation, and gel valves are severely affected by its working performance and life. In order to solve this problem, a series of studies were performed with high strength anti-H2S gel valves. At the simulated well temperature of 125℃, main polymers, organic crosslinking agents, ferric oxide (sulfide scavenger) and additives were selected in order, and optimized dosages to make up the gel. Experimental evaluation was performed on the basic performance of gel fluids, such as viscosity, gel strength, maximum sealing pressure and breaking capacity. Moreover, the effect of hydrogen sulfide on gel performance was evaluated by using anti-H2S evaluation apparatus. The results of evaluation showed that the viscosity of gel fluid was 50 mPa·s, the high-strength anti-H2S gel valve could be completely formed into gel at the temperature of 125℃ for 3.5 hours, and performance kept no change for 170 hours. Twenty four hours after gelling, the sealing pressure per meter of gel was 0.08 MPa, which could effectively resist 24 hours' continuous invasion of 10000 mg/L H2S, and it may be broken completely within 60 minutes by adding the gel breaker with volume fraction of 10%. The research indicated that the high-strength anti-H2S gel valve had good performance in temperature resistance, wall stickiness and bearing strength, and it can meet the safety requirements for the underbalanced drilling in H2S-bearing formations.
Key words: underbalanced drilling    gel valve    hydrogen sulfide resistance    laboratory test    

欠平衡钻井是20世纪90年代发展起来的一项钻井技术,在国内外进行了大量的应用,并取得很好的应用效果[1, 2, 3]。随着欠平衡钻井技术的深入研究和推广应用,国内外对该技术的要求越来越高,如何实现全过程欠平衡钻井作业逐渐成为研究热点[4, 5]。在常规欠平衡钻井完钻后完井及压井作业时,需要使用钻井液、压井液或套管阀来实现井筒内液柱压力与地层压力的平衡,从而确保施工安全[6],但采取该类措施要么容易污染油气层,要么费用昂贵、工艺复杂[7]。为此研究应用了冻胶阀技术,即从井口注入一定长度的冻胶液,使其在井底温度、压力下形成冻胶替代套管阀,利用冻胶自身强度以及与井壁的粘结力来封隔井下压力[8],实现全过程欠平衡钻井,达到最大限度地提高欠平衡作业储层保护效果、提高单井产量的目的[9]。同时,冻胶阀技术还具有成本低廉、下入深度自由、可多次补救和现场操作简单易行等特点[10, 11, 12, 13]

目前,国内某些油田(如新疆油田)钻井时常钻遇含硫化氢(H2S)地层。H2S的侵入会引起常规冻胶阀的密封性能下降,承压能力不足,影响作业安全。另外,为保证后续钻井作业的正常进行,需加入破胶剂使冻胶阀彻底破胶,但此时被封隔的高浓度H2S气体会随着破胶液一起返出井口,容易对现场作业人员造成伤害。为此,笔者研制了一种抗H2S冻胶阀,可在存在H2S气体的情况下保持冻胶阀性能稳定,有效封隔井下压力,且筛选了高效破胶剂,既可高效破胶,又可对H2S气体进行有效处理,防止高浓度H2S气体溢出而造成的危害。

1 抗硫化氢冻胶液的配制 1.1 试验原料

部分水解聚丙烯酰胺(HPAM),相对分子质量1 800万,工业级;硫脲,可溶性淀粉,三氧化二铁,均为分析纯;有机交联剂,耐温聚合物,丙二酸,破胶剂,均为工业级。

1.2 试验仪器

SF1100高速分散机,ZNN-D6B电动六速黏度计,JHT-3新型滚子加热炉,高温冻胶承压强度测试仪,自制的冻胶抗硫化氢性能评价装置。

1.3 冻胶液配方优选及配制

冻胶液一般由胶液和交联剂溶液组成。配制冻胶液时,按比例依次加入可溶性淀粉、耐温聚合物、硫脲、HPAM以及三氧化二铁等处理剂,用SF1100高速分散机以3 000 r/min转速搅拌6~8 h,保持浆液黏度稳定;然后按比例加入有机交联剂以及丙二酸,完成冻胶液的配制。最终,通过试验优选出冻胶液配方为:1.0%HPAM+0.8%耐温聚合物+5.0%可溶性淀粉+0.5%硫脲+3.0%三氧化二铁+1.0%有机交联剂+0.1%丙二酸。

2 抗硫化氢冻胶性能评价 2.1 冻胶液黏度

冻胶是溶液中聚合物分子被交联剂交联后整体失去流动性的体系[13, 14, 15, 16],现场用冻胶阀在成胶之前的胶液黏度应小于150 mPa·s,以保证其具有良好的流动性,满足地面泵注要求[17, 18]。按照上述配方配制好冻胶液,利用ZNN-D6B型六速黏度计在室温下测量不同搅拌时间下的冻胶液黏度,结果见表1

表1 不同搅拌时间下的冻胶液黏度 Table 1 The visicosity of liquid gel at different stirring time
搅拌时间/h φ3φ 6φ 100φ 200φ 300φ 600 黏度/ (mPa·s)
0 15 21 52 64 89 152 76.0
0.5 18 23 47 73 101 178 89.0
1.0 15 19 45 70 93 165 82.5
1.5 14 17 41 60 78 130 65.0
2.0 13 16 42 59 69 112 56.0
3.0 13 16 41 56 67 105 52.5
4.0 12 15 40 55 67 102 51.0
5.0 12 15 41 55 67 102 51.0
6.0 12 15 40 55 67 101 50.5
 注:试验在室温(20 ℃)下进行。

表1可知,该冻胶液在室温下搅拌3.0 h后黏度趋于稳定,约为50 mPa·s,可保证胶液从地面泵入到井下某一位置前保持足够的流动性,能满足现场泵注要求。

2.2 冻胶成胶时间及强度

目前常用目测代码法评价冻胶强度[19],依据目测结果将冻胶强度分为 10 级(用字母A—J表示),从A级到J级冻胶强度逐渐增强。评价时通过倒置试样瓶,观察冻胶舌长来直观地评价冻胶强度,当吐舌达到C级时,表明该冻胶液已开始成胶。

2.2.1 冻胶高温下短时间成胶性能

将配制好的冻胶液分别装在7个玻璃瓶中,每瓶装250 mL,置于125 ℃高温滚子加热炉中加热,每隔30 min取出一瓶进行观察,采用目测代码法确定冻胶成胶时间及成胶强度,试验结果见表2

表2 冻胶成胶性能评价结果 Table 2 Evaluation results of gel gelling performance
加热时间/h 温度/℃ 成胶强度 成胶情况描述
0.5 125 B+ 尚未成胶,流动性强,可以倒出玻璃瓶
1.0 125 C- 开始成胶,流动性较差,吐舌不明显,可以流出瓶口
1.5 125 C+/D- 成胶较好,流动性差,倾斜出现吐舌,能缓慢流出瓶口
2.0 125 D 成胶较好,倾斜角度较大时胶体吐舌一定长度
2.5 125 D+ 进一步成胶,将瓶倒置时胶体吐舌变短
3.0 125 E 进一步成胶,将瓶倒置时胶体吐舌更短
3.5 125 F 完全成胶,粘壁性强,倒置时无吐舌
 注:带有“+”和“-”上标的字母表示比相应的冻胶强度较强或较弱。

表2可知:该冻胶液在125 ℃温度下加热1.5 h后即开始出现明显吐舌,冻胶强度达到D级(成胶性较好);随着加热时间增长,冻胶强度也显著增大,加热到3.5 h时冻胶强度达到了F级。因此,现场作业时,冻胶液注入井眼内指定位置后,只需等待3.5 h胶体成胶性已较好,即可以进行后续起下钻等相关作业。另外,实际配制冻胶液时,可改变延迟剂与交联剂的加量,以调整冻胶液成胶时间。

2.2.2 冻胶高温下长时间成胶性能

根据上述冻胶液配方,配制500 mL冻胶液装入老化罐中,置于高温滚子加热炉中,在125 ℃温度下分别加热48,120和170 h,观察冻胶成胶情况。根据观察结果可知,3组冻胶强度均保持在F级,性能变化不大,倒置时无吐舌且粘壁性好。这表明该冻胶可有效封隔井下压力7 d以上,可保证井下长时间处于欠平衡状态,以完成起下钻、换钻头等其他相关作业。

2.3 冻胶承压强度

冻胶的承压强度是评价冻胶性能的重要指标,它表征了冻胶成胶后能保持井底欠平衡状态的程度。冻胶承压强度越高,表明其封隔压力越大,越容易密封井筒中的油气,保持井底欠平衡状态,达到保护储层的目的[20]

笔者利用高温冻胶承压强度测试仪(见图1)对冻胶承压强度进行了测试。该仪器的主要原理是通过控温成胶管体下部的注气孔,对管体内的冻胶进行缓慢加压,上端压力表的读数即为冻胶承压强度,测试结果见图2

图1 高温冻胶承压强度测试仪的结构 Fig.1 Structure of tester for measuring the bearing strength of gel at high temperature 1.压力源(氮气瓶);2.减压阀;3.流量计;4.精密压力表;5.三通;6.上端压力表;7.上压力阀;8.温控探头;9.顶盖;10.密封圈;11.控温成胶管体;12.加热电阻丝;13.底盖;14.下压力阀;15.控温仪;16.减压阀;17.压力源(氮气瓶)
图2 冻胶承压强度随成胶时间的关系 Fig.2 Correlation between gel bearing strength and gelling time

图2可知:冻胶承压强度随加热时间增长而增强;冻胶在管内加热7 h后,承压强度为0.047 MPa/m;加热24 h后,承压强度可达0.080 MPa/m。这表明该冻胶承压强度高,可根据井下所需封隔压力设计冻胶液长度,一般需要注入长度300~500 m的胶液。

2.4 冻胶抗硫化氢性能

目前没有常规装置及方法评价H2S对冻胶阀性能的影响。为此,在室内自主设计了冻胶抗硫化氢性能的评价装置(见图3),通过比较H2S侵入前后冻胶的整体性和粘壁性等性能的变化,来评价冻胶的抗H2S侵入性能。

图3 冻胶抗硫化氢性能评价装置 Fig.3 The device for evaluating the gel with anti-hydrogen sulfide performanc 1.氮气瓶;2.减压阀;3.气体发生瓶;4.液体滴定装置;5.缓冲瓶; 6.冻胶测试瓶;7.防倒吸装置;8.H2S检测吸收瓶;9.废气吸收瓶

冻胶抗H2S侵入性能试验步骤如下:

1) 向气体发生瓶中加入0.04 g的Na2S,向液体滴定装置中加入4 mol/L的H2SO4溶液,向H2S检测吸收瓶中加入3 mol/L的FeCl3溶液,向废气吸收瓶中加入380~420 g/L的NaOH溶液,在冻胶测试瓶中放入冻胶,整个装置置于通风橱内;

2) 打开减压阀向整个装置中通入氮气,1~2 min后关闭减压阀,将废气吸收瓶的气体导出管管口置于通风口处;

3) 打开通风橱,再打开液体滴定装置的开关,向气体发生瓶中加入H2SO4溶液,产生1%~2%装置体积(10 000~20 000 mg/L)的H2S气体;

4) H2S气体进入冻胶测试瓶与冻胶接触,当气体发生瓶中的液体不再产生H2S气体时,通过防倒吸装置保持H2S处于密闭环境中;

5) 用夹子夹住冻胶测试瓶与防倒吸装置之间的软管,保持其为密闭环境,直到冻胶测试瓶中的冻胶与H2S接触24 h;

6) 打开减压阀,持续向整个装置中通入氮气,废气通过H2S检测吸收瓶,再由废气吸收瓶完全吸收;

7) 打开冻胶测试瓶,分析评价冻胶的性能。

试验结果发现,冻胶在H2S侵入24 h前后的性能几乎无变化,冻胶无吐舌,整体性好,挂壁性好,颜色与韧性也保持一致,成胶强度为F级。这表明该冻胶具有抵抗质量浓度10 000 mg/L H2S侵入的能力。

2.5 冻胶破胶性能

冻胶阀完成封隔压力后需要进行破胶,以免影响后续正常的钻井完井作业。通过室内试验筛选了具有强氧化性的破胶剂,其主要成分为KMnO4和 H2O2,既能有效破胶,又能将封隔的H2S气体氧化成无毒物质,实现安全作业。其去除硫化氢毒性的原理为:

冻胶破胶性能评价方法为:取25 mL冻胶分别装于7个玻璃瓶中,每个瓶中加入不同体积比(6%~12%)的破胶剂(KMnO4与H2O2的质量比为1∶1),置于125 ℃的滚子加热炉中,每间隔15 min观察一次冻胶破胶的程度,结果见表3

表3 冻胶的破胶程度 Table 3 Evaluation results of gel breaking rate
时间/min 不同破胶剂加量下的冻胶破胶程度,%
6%7%8%9%10%11%12%
15 50 60 70 80 85 90 95
30 53 63 75 89 95 100 100
45 55 65 80 90 100 100 100
60 60 70 85 95 100 100 100
 注:破胶程度=1-破胶后剩余冻胶体积/冻胶总体积(25 mL)。

表3可知,冻胶可在60 min内实现完全破胶(破胶程度达到100%),实测破胶后液体黏度小于5 mPa·s,满足快速破胶返排的需要。

此外,利用H2S侵入后的冻胶进行破胶试验时,发现暴露在硫化氢环境中的冻胶表面部位产生了淡黄色的斑点,分析认为是强氧化性破胶剂将冻胶表面吸附的H2S氧化为单质硫的结果。

3 结论及建议

1) 由室内性能评价可知,抗硫化氢高强度冻胶阀在常温下搅拌3 h后黏度保持稳定,满足泵送要求。在125 ℃温度下加热3.5 h后可完全成胶,冻胶稳定时间可达170 h以上,有助于现场开展冻胶阀施工。

2) 抗硫化氢高强度冻胶阀具有良好的抗温性、粘壁性和较高的承压强度,抗硫化氢浓度可达10 000 mg/L,并且可实现完全破胶。

3) 进行现场作业时建议加大破胶剂加量,以提高破胶速度及破胶程度、有效处理硫化氢,确保后续作业安全。

参考文献
[1] 陈会年,张国龙,梁何生.国内外欠平衡钻井工艺技术现状[J].西部探矿工程,2000,12(2):72-73,76.
CHEN Huinian,ZHANG Guolong,LIANG Hesheng.Status at home and abroad of under-balanced drilling technology[J].West-China Exploration Engineering,2000,12(2):72-73,76.
[2] 栗广科.负压钻井技术在探井中的初步应用[J].石油钻探技术,1998,26(2):19-20.
LI Guangke.Application of underbalanced pressure drilling techniques in exploration wells[J].Petroleum Drilling Techniques,1998,26(2):19-20.
[3] 张辉,刘功威,兰凯,等.欠平衡钻井技术在元坝121H井的应用[J].断块油气田,2014,21(4):524-526.
ZHANG Hui,LIU Gongwei,LAN Kai,et al.Application of underbalanced drilling technology in Well Yuanba121H[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2014,21(4):524-526.
[4] 杨顺辉,赵向阳,石宇,等.高温高压凝析气井全过程欠平衡设计[J].石油钻探技术,2012,40(5):22-25.
YANG Shunhui,ZHAO Xiangyang,SHI Yu,et al.Total UBO design of HPHT gas-condensate well[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(5):22-25.
[5] 赵小祥,邢树宾,毛迪,等.沙特MTLH-1井全过程欠平衡钻井技术[J].石油钻探技术,2010,38(5):60-64.
ZHAO Xiaoxiang,XING Shubin,MAO Di,et al.Whole process under-balanced drilling technology in Well MTLH-1 in Saudi Arabia[J].Petroleum Drilling Techniques,2010,38(5):60-64.
[6] 陈永明.全过程欠平衡钻井中的不压井作业[J].石油钻探技术,2006,34(2):22-25.
CHEN Yongming.No-killing operations in whole course underbalanced drilling[J].Petroleum Drilling Techniques,2006,34(2):22-25.
[7] 胡金忠.全过程欠平衡钻井技术概述[J].长江大学学报(自科版),2013,10(32):167-168.
HU Jinzhong.Overview of the whole process of underbalanced drilling technology[J].Journal of Yangtze University(Natural Science Edition),2013,10(32):167-168.
[8] 王在明,朱宽亮,冯京海,等.高温冻胶阀的研制与现场试验[J].石油钻探技术,2015,43(4):78-82.
WANG Zaiming,ZHU Kuangliang,FENG Jinghai,et al.Development and field test of high-temperature valve[J].Petroleum Drilling Techniques,2015,43(4):78-82.
[9] 高成军,张立春,张讲丽.欠平衡钻井技术的应用与认识[J].断块油气田,2009,16(5):116-119.
GAO Chengjun,ZHANG Lichun,ZHANG Jiangli.Application and knowledge of underbalanced drilling technology[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2009,16(5):116-119.
[10] 管桐,杨慧,邹啁,等.欠平衡钻井中冻胶阀技术研究及应用[J].广东化工,2012,39(10):70-71.
GUAN Tong,YANG Hui,ZOU Zhou,et al.Gel valve technology and its application in underbalanced drilling[J].Guangdong Chemical Industry,2012,39(10):70-71.
[11] 胡挺,曾权先,李华磊,等.冻胶阀完井技术研究与应用[J].石油钻采工艺,2012,34(1):32-35.
HU Ting,ZENG Quanxian,LI Hualei,et al.Study and application of smart pack completion technology[J].Oil Drilling & Production Technology,2012,34(1):32-35.
[12] 刘德基,廖锐全,张慢来,等.冻胶阀技术及应用[J].钻采工艺,2013,36(2):28-29,33.
LIU Deji,LIAO Ruiquan,ZHANG Manlai,et al.Technology and application of gel valve[J].Drilling & Production Technology,2013,36(2):28-29,33.
[13] 戴彩丽,冯海顺,简家斌,等.耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂:适用于东海气田高温气藏堵水稳产[J].天然气工业,2015,35(3):60-67.
DAI Caili,FENG Haishun,JIAN Jiabin,et al.A selective water-plugging system with heat-resistant gel foam:a case study from the East China Sea Gas Field[J].Natural Gas Industry,2015,35(3):60-67.
[14] 戴彩丽,赵福麟,海热提,等.基于溶剂置换法的冻胶堵剂选择性试验[J].中国石油大学学报(自然科学版),2008,32(4):73-75,98. DAI Caili,ZHAO Fulin,HAI Reti,et al.Test on selective plugging of gel based on solvent substitution method[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2008,32(4):73-75,98.
[15] 王任芳,李克华.聚丙烯酰胺与高价金属离子交联机理研究[J].江汉石油学院学报,1999,21(2):38-40.
WANG Renfang,LI Kehua.Study on the crosslinking mechanism of polyacrylamide with multivalent metal ions[J].Journal of Jianghan Petroleum Institute,1999,21(2):38-40.
[16] 王鉴,赵福麟.高价金属离子与聚丙烯酰胺的交联机理[J].石油大学学报(自然科学版),1992,16(3):32-39.
WANG Jian,ZHAO Fulin.Crosslinking mechanism of multivalent metal ions with polyacrylamide[J].Journal of the University of Petroleum,China(Edition of Natural Science),1992,16(3):32-39.
[17] 刘德基,尹玉川,陈超,等.冻胶阀[J].石油科技论坛,2012(4):61-62,67.
LIU Deji,YIN Yuchuan,CHEN Chao,et al.Gel valve[J].Oil Forum,2012(4):61-62,67.
[18] 何龙,崔亚,陈凯,等.新型冻胶型堵剂微冻胶的制备及其评价工艺[J].精细石油化工,2007,24(3):11-15.
HE Long,CUI Ya,CHEN Kai,et al.Preparation and evaluation techniques for new gel plugging agent microgel[J].Speciality Petrochemicals,2007,24(3):11-15.
[19] 唐孝芬,刘玉章,向问陶,等.交联聚合物冻胶调堵剂性能评价指标及方法[J].石油钻采工艺,2004,26(2):49-53.
TANG Xiaofen,LIU Yuzhang,XIANG Wentao,et al.Performance evaluation indexes and measures of cross-linked polymer gel for water shutoff and profile control[J].Oil Drilling & Production Technology,2004,26(2):49-53.
[20] 李晓辉.冻胶段塞密封井筒油气强度研究[J].油田化学,2015,32(1):15-17.
LI Xiaohui.Oil and gas intensity of wellbore sealing by gel slug[J].Oilfield Chemistry,2015,32(1):15-17.

文章信息

李志勇, 陈帅, 陶冶, 马攀, 杨超
LI Zhiyong, CHEN Shuai, TAO Ye, MA Pan, YANG Chao
抗硫化氢高强度冻胶阀试验研究
Experimental Study on High Strength Anti-H2S Gel Valves
石油钻探技术, 2016, 44(02): 65-69
Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(02): 65-69.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201602011

文章历史

收稿日期:2015-07-18
改回日期:2015-12-03

相关文章

工作空间