王在明， 朱寬亮， 馮京海， 吳 艷， 沈園園

(中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000)

高溫凍膠閥的研制與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

王在明， 朱寬亮， 馮京海， 吳 艷， 沈園園

(中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000)

南堡油田潛山裂縫性油氣藏水平井目的層溫度在150 ℃以上,鉆井過(guò)程中存在漏噴同存等問(wèn)題,完井作業(yè)難度大，為此,設(shè)計(jì)應(yīng)用了二次交聯(lián)高溫凍膠閥。該凍膠閥設(shè)計(jì)采用二次成膠方式，第一次交聯(lián)形成適當(dāng)結(jié)構(gòu)凍膠，滿足泵注要求；第二次交聯(lián)速度快成膠強(qiáng)度大，完成封隔井筒，保證凍膠閥上部井段順利施工。RM2100高溫高壓凍膠檢測(cè)儀在線檢測(cè)結(jié)果表明，凍膠閥形成過(guò)程中凍膠黏度體系一直保持在1 000 mPa·s以上，150 min時(shí)二次成膠開(kāi)始，最終黏度12 000 mPa·s以上。室內(nèi)模擬試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，該凍膠閥承壓能力在2 MPa/100m以上，150 ℃高溫下72 h凍膠黏度基本穩(wěn)定，可用鉆頭切割沖蝕方式完成破膠。在 NP23-P2016 井的試驗(yàn)表明，該凍膠閥成功封隔了井筒，減少了漏失，為回接尾管等完井作業(yè)提供了安全的井控環(huán)境。研究結(jié)果表明，高溫凍膠閥技術(shù)可有效解決南堡油田潛山油氣藏水平井完井作業(yè)井控難題。

凍膠閥 配方設(shè)計(jì) 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) NP23-P2016井 南堡油田

南堡油田潛山裂縫性油氣藏具有氣油比高、裂縫發(fā)育、鉆井液安全密度窗口窄和溫度高等特點(diǎn)，一般采用水包油鉆井液進(jìn)行欠平衡鉆井。壓井后的起鉆或完井作業(yè)不僅會(huì)抵消欠平衡鉆井帶來(lái)的良好效果，還會(huì)造成井漏、井涌同時(shí)發(fā)生，給井控工作帶來(lái)很大風(fēng)險(xiǎn)[1]。為解決上述問(wèn)題，曾提出應(yīng)用不壓井起下鉆裝置和井下套管閥2種方式，但不壓井起下鉆裝置在使用前需要較長(zhǎng)時(shí)間安裝設(shè)備，起鉆和下鉆作業(yè)時(shí)間也很長(zhǎng);井下套管閥主要靠進(jìn)口，成本較高，且因井眼存在一定井斜角，鉆井過(guò)程中鉆具可能對(duì)其造成損害，致使控制系統(tǒng)失靈[2]。

凍膠閥是最近幾年提出的用于封隔井筒的新技術(shù)，具有操作方便和成本低的特點(diǎn)，但目前國(guó)內(nèi)凍膠閥的應(yīng)用溫度一般不超過(guò)100 ℃[3]。為此，筆者研制了抗溫150 ℃以上的高溫凍膠閥，并在南堡油田潛山油氣藏水平井鉆完井過(guò)程中進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 高溫凍膠閥性能要求及作用原理

1.1 性能要求及配方設(shè)計(jì)

南堡油田潛山油氣藏水平井平均井深5 000 m以上，垂深4 000 m左右，地溫梯度3.68 ℃/100m，目的層溫度150～160 ℃，壓力系數(shù)0.98～1.03。根據(jù)潛山儲(chǔ)層的特點(diǎn)，凍膠閥的抗溫能力應(yīng)大于150 ℃，且應(yīng)具有一定的強(qiáng)度和承壓能力，以鉆井液密度0.92 kg/L為例進(jìn)行計(jì)算，凍膠閥的性能要求為：需承載4.0 MPa以上壓力；承壓穩(wěn)定時(shí)間72 h以上，以便完成起下鉆和回接尾管等作業(yè);作業(yè)完成后要對(duì)凍膠閥進(jìn)行破膠和返排。

根據(jù)南堡油田潛山油氣藏的特點(diǎn)，用于水平井的凍膠閥設(shè)計(jì)采用二次成膠方式。第一次交聯(lián)形成黏度1 000～4 000 mPa·s凍膠，黏度1 000 mPa·s以上可以防止注入過(guò)程中混漿，達(dá)到清潔鉆具和套管壁的要求，同時(shí)滿足懸浮體系中增強(qiáng)劑等固相易沉淀顆粒的要求，而黏度大于4 000 mPa·s會(huì)影響泵入施工。注入凍膠后，體系開(kāi)始二次交聯(lián)，要求凍膠體系迅速與套管壁粘結(jié)在一起，并快速形成8 000 mPa·s以上的高黏度凍膠，以完成井筒封隔，阻止油氣上竄。該凍膠閥的二次成膠設(shè)計(jì)思路，可以解決潛山油氣藏水平井對(duì)凍膠閥成膠速度快、強(qiáng)度大的要求與施工過(guò)程中防混漿、清除井壁泥餅、懸浮增強(qiáng)劑等工藝需要的矛盾，能實(shí)現(xiàn)施工工藝與凍膠閥性能的良好配套。

根據(jù)以上技術(shù)要求，設(shè)計(jì)凍膠閥配方為： 0.70%～0.80% 主劑+0.04%～0.06%雙級(jí)交聯(lián)劑+0.10%～0.30% pH值調(diào)節(jié)劑+0.10%～0.15%增強(qiáng)劑+0.10% 穩(wěn)定劑。

1.2 作用原理

凍膠閥的主要作用是封隔井筒，達(dá)到阻擋油氣上竄和防止鉆井液漏失的目的。在130 ℃、40 MPa和4 h的試驗(yàn)條件下，凍膠配方成膠前后的微觀形貌如圖1所示。

從圖1可以看出，成膠后的凍膠結(jié)構(gòu)明顯比成膠前緊密。配方中的增強(qiáng)劑為羥基化納米材料，具有尺寸小、數(shù)量大的特點(diǎn)[4-5]，加入后明顯增強(qiáng)了凍膠密實(shí)度，使凍膠強(qiáng)度增大。凍膠能粘結(jié)在套管壁上是凍膠閥成功的關(guān)鍵。納米材料上的羥基能夠在金屬表面和聚合物分子主鏈上同時(shí)吸附，使凍膠能夠在金屬表面緊密粘結(jié)[6-8]。

調(diào)控成膠時(shí)間是凍膠閥工藝的技術(shù)要求之一，利用pH值調(diào)節(jié)劑和交聯(lián)劑加量來(lái)控制成膠時(shí)間[9-11]。pH值增大，聚合物溶膠和交聯(lián)劑中的活性基團(tuán)受到抑制，從而延緩成膠；交聯(lián)劑加量越大，成膠速度越快[12-13]?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，需要根據(jù)作業(yè)井段的溫度和壓力進(jìn)行成膠模擬，調(diào)整配方，保證成膠時(shí)間滿足施工需要。

2 性能評(píng)價(jià)

2.1 成膠過(guò)程在線檢測(cè)

RM2100高溫高壓凍膠在線檢測(cè)儀的工作壓力0.1～130.0 MPa，工作溫度1～260 ℃，測(cè)量范圍(0.5～5.0)×106mPa·s，能滿足南堡潛山油氣藏凍膠閥井下成膠過(guò)程在線模擬檢測(cè)的要求，因而采用該儀器對(duì)凍膠閥性能進(jìn)行在線檢測(cè)。

根據(jù)凍膠閥配方配制凍膠200 mL，裝入RM2100高溫高壓凍膠在線檢測(cè)儀中，凍膠黏度測(cè)試時(shí)間間隔為30 s(以黏度表征凍膠強(qiáng)度[14-15])。凍膠體系從井口泵入后，頂替到井底，溫度逐漸升高，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)井下溫度壓力測(cè)試短節(jié)測(cè)量數(shù)據(jù)，從泵入到施工完畢，井下溫度最高為130 ℃，因此試驗(yàn)設(shè)定溫度在60 min內(nèi)從常溫上升到130 ℃，并保持在130 ℃，設(shè)定壓力40 MPa，啟動(dòng)設(shè)備，模擬凍膠閥在井下的成膠過(guò)程，檢測(cè)結(jié)果如圖2所示。

從圖2可以看出，凍膠體系在裝入檢測(cè)儀時(shí)已經(jīng)完成第一次交聯(lián)，黏度在3 000 mPa·s左右，隨著溫度升高，黏度有所下降。這是因?yàn)榈谝淮谓宦?lián)為部分交聯(lián)，隨著溫度升高，聚合物本身黏度下降，但一直保持在1 000 mPa·s以上；150 min時(shí)開(kāi)始第二次交聯(lián)，在230 min后黏度迅速增大，10 min內(nèi)從6 200 mPa·s上升到近10 000 mPa·s；隨后，黏度繼續(xù)增大，最終達(dá)到12 000 mPa·s以上。

南堡油田潛山儲(chǔ)層水平井凍膠施工段大都在5 000 m以深井段，從泵入凍膠、頂替凍膠、再將鉆具提離凍膠，整個(gè)過(guò)程一般為150～180 min。由圖2可以看出，凍膠閥配方設(shè)計(jì)時(shí)充分考慮了這一過(guò)程，一旦作業(yè)完成，凍膠閥即完成封隔井筒，滿足深井高溫井段凍膠閥技術(shù)應(yīng)用的需求。

2.2 承壓能力評(píng)價(jià)

高溫凍膠閥施工井段一般位于潛山面以上的尾管內(nèi)，當(dāng)凍膠閥以下的鉆井液漏失后，油氣聚集會(huì)導(dǎo)致凍膠閥承受一定壓力。在自制的模擬井筒內(nèi)進(jìn)行凍膠閥承壓能力測(cè)試，在長(zhǎng)1.00 m的φ127.0 mm套管內(nèi)裝入凍膠體系，放入高溫老化爐中成膠，成膠后卸掉模擬井筒一端，另一端接入帶壓力傳感器的氮?dú)庠矗粩嗵岣叩獨(dú)鈮毫?，?dāng)凍膠閥發(fā)生移動(dòng)時(shí)，記錄此時(shí)的壓力，即為承壓能力。

多次試驗(yàn)結(jié)果表明，高溫凍膠閥承壓0.02 MPa以上，折算為2.0 MPa/100m。根據(jù)南堡油田潛山油氣藏水平井井底壓力需要，一般設(shè)計(jì)凍膠閥長(zhǎng)度300～400 m。

2.3 高溫凍膠閥穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

應(yīng)用RM2100高溫高壓凍膠在線檢測(cè)儀進(jìn)行試驗(yàn)，考察凍膠閥的高溫穩(wěn)定性，結(jié)果如表1所示。

試驗(yàn)結(jié)果表明：凍膠閥在130，150和170 ℃溫度下穩(wěn)定性在72 h以上，而180 ℃時(shí)黏度最高上升到36 914.0 mPa·s，然后開(kāi)始下降，表明該凍膠閥體系抗溫在170 ℃以?xún)?nèi)，170 ℃以下的穩(wěn)定時(shí)間滿足南堡油田潛山油氣藏水平井起下鉆和回接尾管等作業(yè)的需要。

2.4 鉆頭切割沖蝕破膠可行性評(píng)價(jià)

試驗(yàn)設(shè)備：0～2 000 r/min的旋漿式調(diào)速攪拌器1臺(tái)，1 000 mL的200 ℃高溫老化罐1只。試驗(yàn)前按照配方配制凍膠，并在130 ℃溫度條件下老化成膠;試驗(yàn)時(shí)用旋槳式調(diào)速攪拌器模擬鉆頭下行切割老化罐內(nèi)的凍膠，下行壓力以攪拌器葉輪切入凍膠1～2 mm為宜，分不加水和加水2種情況進(jìn)行試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明，不加水條件下，凍膠可以被切割，但破碎的凍膠纏繞葉輪;在有水?dāng)y帶條件下，無(wú)論是低速還是高速旋轉(zhuǎn)，高溫凍膠都很容易被葉輪切割；考慮鉆頭在井眼條件下高速旋轉(zhuǎn)，加上鉆頭噴嘴高速流體沖蝕，破膠將更容易。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)也證明，鉆頭切割沖蝕破膠是一種快捷破膠方式，為破膠提供了新的思路。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

NP23-P2016 井是南堡油田2號(hào)構(gòu)造一口潛山油氣藏水平井,井身結(jié)構(gòu)如圖3所示。在水平段鉆進(jìn)過(guò)程中，一直存在井漏和井涌現(xiàn)象，中途點(diǎn)火8次，火焰高4～5 m。為保證完井回接套管作業(yè)時(shí)井眼穩(wěn)定，決定應(yīng)用凍膠閥技術(shù)。

根據(jù)井身結(jié)構(gòu)、凍膠閥性能及井下壓力溫度條件，確定凍膠閥位于井深5 000～5 300 m處；凍膠閥用量6 m3，長(zhǎng)度300 m左右。作業(yè)前先帶壓起鉆至井深5 300 m，用水泥車(chē)泵入4 m3清洗液，再泵入6 m3凍膠，用鉆井泵將凍膠頂替到位。頂替完成后,用正常起鉆速度的1/2～1/3起鉆至凍膠閥頂部(井深5 000 m處)，用鉆井液循環(huán)清洗鉆具。從泵入凍膠到起鉆至凍膠頂部、并將鉆具內(nèi)凍膠清洗出的總時(shí)間，必須控制在180 min內(nèi)。

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用凍膠閥體系時(shí)采用單液法施工。施工前，將主劑基液與交聯(lián)劑混配，用泵車(chē)直接泵入鉆具內(nèi)；然后，用鉆井液將凍膠體系頂替至擬注入井段。頂替時(shí)，要考慮鉆具內(nèi)外平衡，頂替完成起鉆前，鉆具內(nèi)要保持有一定高度的凍膠，這樣可以避免起鉆時(shí)鉆井液混入凍膠而影響成膠性能。鉆具提離凍膠后，開(kāi)泵以頂替排量的1/2進(jìn)行小排量循環(huán)清洗鉆具，直到多余的凍膠循環(huán)出井口后，正常起鉆，施工完成。

施工4 h后，漏失現(xiàn)象消失，說(shuō)明井下凍膠閥開(kāi)始發(fā)揮作用；然后進(jìn)行起鉆、回接尾管、固井和聲幅測(cè)井等作業(yè)，未出現(xiàn)漏失和溢流情況，說(shuō)明凍膠閥成功封隔了井筒。下入完井管柱前進(jìn)行通井作業(yè)，在5 050 m處遇阻，分析是鉆頭碰到凍膠閥。開(kāi)泵循環(huán)下探，鉆井液中有米粒狀小顆粒凍膠出現(xiàn)，說(shuō)明采用鉆頭切割沖蝕破膠方式可實(shí)現(xiàn)破膠。該井試油獲得高產(chǎn)，目前產(chǎn)油量60 t/d，產(chǎn)氣量16×104m3/d。

4 結(jié) 論

1) 凍膠閥采用二次成膠配方設(shè)計(jì)，解決了潛山油氣藏水平井對(duì)凍膠閥成膠速度快、強(qiáng)度大的需要，滿足了施工過(guò)程中防混漿、清除井壁、懸浮增強(qiáng)劑等工藝的需要。

2) 高溫高壓凍膠在線檢測(cè)表明，凍膠閥存在二次成膠過(guò)程，且第二次成膠在150 min后發(fā)生，黏度在10 min內(nèi)從6 200 mPa·s快速上升到近10 000 mPa·s，可實(shí)現(xiàn)封隔井筒的目的。

3) 高溫凍膠閥抗溫可達(dá)150 ℃以上，且72 h內(nèi)無(wú)異常變化，承抗壓能力在2 MPa/100m以上，能夠依靠鉆頭切割沖蝕方式破膠。

4) 凍膠閥現(xiàn)場(chǎng)施工工藝簡(jiǎn)單，能夠?qū)崿F(xiàn)封隔井筒、減少漏失的目的，為回接尾管等完井作業(yè)提供了安全環(huán)境。

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[編輯 滕春鳴]

等離子脈沖諧振壓裂技術(shù)

俄羅斯NOVAS公司研究成功了一種等離子脈沖諧振技術(shù)，可以用于石油、煤層氣、頁(yè)巖氣的增產(chǎn)。其原理是根據(jù)不同地質(zhì)條件下巖石所特有的固有頻率，采用等離子源激發(fā)高壓沖擊波，周期性的作用力在地層流體中傳播，與巖石的固有頻率產(chǎn)生沿水平方面的諧振，從而產(chǎn)生大量的微裂隙網(wǎng)絡(luò)，提高儲(chǔ)層的滲流能力。這種微裂隙網(wǎng)絡(luò)不需要任何支撐劑，而且隨著時(shí)間推移也不會(huì)閉合。

NOVAS公司的等離子脈沖諧振裝備主要包括等離子脈沖發(fā)生器、地面控制裝置、測(cè)井車(chē)等。測(cè)井車(chē)通過(guò)測(cè)井電纜將等離子脈沖發(fā)生器送至井底，并為發(fā)生器傳輸電能；地面控制裝置控制輸入能量和放電時(shí)間間隔，檢測(cè)電流電壓；等離子脈沖發(fā)生器包含變壓器、整流電路、蓄能電容器、放電開(kāi)關(guān)和送絲裝置等，用于產(chǎn)生等離子脈沖?，F(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)，等離子脈沖發(fā)生器通過(guò)電纜下入到目的層段，地面控制裝置對(duì)等離子脈沖發(fā)生器進(jìn)行充電和放電，產(chǎn)生等離子脈沖，進(jìn)行脈沖諧振壓裂作業(yè)，第一段作業(yè)結(jié)束后可以上提等離子發(fā)生器，進(jìn)行第二段作業(yè)。

等離子脈沖諧振技術(shù)已經(jīng)在俄羅斯、美國(guó)、中東、中亞用于石油增產(chǎn)服務(wù)，取得了良好的效果，目前正在進(jìn)行煤層氣壓裂增產(chǎn)作業(yè)的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。該技術(shù)具有裝置簡(jiǎn)單、施工方便、改造影響范圍大、不需要消耗大量水和化學(xué)試劑等特點(diǎn)，是水力壓裂技術(shù)的一種理想的替代或補(bǔ)充。

[供稿 崔曉杰]

Development and Field Test of High-Temperature Gel Valve

Wang Zaiming， Zhu Kuanliang， Feng Jinghai， Wu Yan， Shen Yuanyuan

(DrillingandProductionTechnologyResearchInstitute,PetroChinaJidongOilfieldCompany,Tangshan,Hebei, 063000,China)

There are well completion challenges in Nanpu buried-hill fracture reservoirs due to the coexistence of the risk of loss of circulation and blow out combined with formation temperatures over 150 ℃. To solve the problems, the formula for twice-crosslinking gel valves were developed. In the design, a structural gel was developed to meet operational demands.In the first crosslinking step the gel possesses high strength and quick formation speed.In the second crosslinking step involved insuring proper operations in the isolated borehole section. RM2100 HTHP online gel detector was used to monitor the formation of gel valves. Results showed that viscosity of the gel system could be maintained over 1 000 mPa·s. In the secondary crosslinking step,gel formation started at 150 min with ultimate viscosity above 12,000 mPa·s. Simulated boreholes were used to determine pressurebearing/load capacitywhich could reach over 2 MPa/100m.In addtion, the gel at 150 ℃ maintained a satisfactory viscosity for 72 h. Gel-breaking could be done through flushing by using drill bits. Successful application in Well NP23-P2016 indicated effective isolation of hydrocarbons to minimize losses and to provide reliable well-control conditions for deployment of tie-back tailpipes. Research results showed that the high-temperature gel valves could provide satisfactory solutions to challenges in well control encountered during well completion in Nanpu buried-hill reservoirs.

gel valve； formulation design； field test; Well NP23-P2016; Nanpu Oilfield

2014-09-17；改回日期：2015-04-07。

王在明(1968—)，男，江蘇高郵人，1991年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)鉆井工程專(zhuān)業(yè)，2008年獲中國(guó)石油大學(xué)(華東)油氣井工程博士學(xué)位，高級(jí)工程師，長(zhǎng)期從事油氣鉆井技術(shù)研究。

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“渤海灣盆地黃驊坳陷灘海開(kāi)發(fā)技術(shù)示范工程”(編號(hào)：2011ZX05050)資助。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201504014

TE28+3

A

1001-0890(2015)04-0078-05

聯(lián)系方式：(0315)8768069，ming8082002@126.com。