苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术

宋长伟 李军 李昊辰 钟立国 刘建斌 朱宇 栾政萱

宋长伟,李军,李昊辰,钟立国,刘建斌,朱宇,栾政萱. 苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
引用本文: 宋长伟,李军,李昊辰,钟立国,刘建斌,朱宇,栾政萱. 苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
SONG Changwei, LI Jun, LI Haochen, ZHONG Liguo, LIU Jianbin, ZHU Yu, LUAN Zhengxuan. Nano-gel temporary plugging for high-temperature high-pressure gas wells of the Suqiao gas storage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
Citation: SONG Changwei, LI Jun, LI Haochen, ZHONG Liguo, LIU Jianbin, ZHU Yu, LUAN Zhengxuan. Nano-gel temporary plugging for high-temperature high-pressure gas wells of the Suqiao gas storage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013

苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.013
详细信息
    作者简介:

    宋长伟(1971-),1995年毕业于大庆石油学院勘查地球物理专业,现从事储气库井筒工程和地质气藏研究和管理工作。E-mail:cqk_scw@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE39

Nano-gel temporary plugging for high-temperature high-pressure gas wells of the Suqiao gas storage

  • 摘要: 苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。
  • 图  1  不同凝胶强度代码示意图

    Figure  1.  Schematic diagram of symbols of different gel strengths

    图  2  不同黏度纳米凝胶体系成胶后状态

    Figure  2.  Post-gelation status of nano-gel systems with different viscosities

    图  3  不同类型凝胶体系成胶后黏温曲线

    Figure  3.  Viscosity vs. temperature of different gel systems

    图  4  不同类型凝胶150 ℃老化3 d时的胶体状态和扫描电镜照片

    Figure  4.  Gel status and SEM imaging of different gel systems aged at 150 ℃ for 3 days

    图  5  纳米凝胶成胶后及150 ℃老化10 d后的流变曲线

    Figure  5.  Nano gel rheology after gelation and aging at 150°C for 10 days, respectively

    图  6  纳米凝胶成胶后及高温高压溶气后纳米凝胶状态

    Figure  6.  The state of nano gel after gelation and after high temperature and high pressure gas dissolution of nano gel

    图  7  苏桥储气库高温高压井纳米凝胶暂堵施工设计

    Figure  7.  Nano gel temporary plugging treatment design for HTHP wells of the Suqiao gas storage

    表  1  聚合物质量分数对纳米凝胶体系成胶性能的影响

    Table  1.   Effects of polymer mass fractions on the gelation performance of nano gel systems

    聚合物质量
    分数/%
    黏度/(mPa · s)成胶时间/
    h
    凝胶强度
    等级
    成胶前成胶后
    0.05828547B
    0.12184742C
    0.247140236C-D
    0.4102404320E
    0.61561024913F
    0.8247165008G-H
    1498236525G-H
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    表  2  不同温度下纳米凝胶析水率、黏度、强度测试结果

    Table  2.   Test results of syneresis rates, viscosities, and strengths of nano gel systems at different temperatures

    温度/℃析水率/%黏度/mPa · s凝胶强度
    50018 474G-H
    100014 541G-H
    120013 016G-H
    150011 497G-H
    1800.029 569G
    2000.057 341F-G
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    表  3  不同凝胶体系150 ℃老化后凝胶析水率和强度

    Table  3.   Gel syneresis rates and strengths of different gel systems aged at 150 ℃

    时间/
    d
    普通凝胶常规耐温凝胶纳米凝胶
    析水率/
    %
    强度
    等级
    析水率/
    %
    强度
    等级
    析水率/
    %
    强度
    等级
    00G0G0G
    0.210F0F0G
    0.530D0F0G
    170B4E0G
    290A8E0G
    395A13D0G
    598A17D0G
    898A21C0F
    1098A25C0F
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    表  4  苏桥储气库2口高温高压气井基本数据

    Table  4.   Basic data of the two HTHP wells in the Suqiao storage

    井号斜深/
    m
    垂深/
    m
    完井段
    长度/m
    油藏
    温度/℃
    油藏
    压力/MPa
    15 041.94 953.8128.26149.845.0
    24 750.04 750.0253.08151.044.7
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  • 修回日期:  2022-03-19
  • 网络出版日期:  2022-09-26

苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.013
    作者简介:

    宋长伟(1971-),1995年毕业于大庆石油学院勘查地球物理专业,现从事储气库井筒工程和地质气藏研究和管理工作。E-mail:cqk_scw@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE39

摘要: 苏桥储气库气井储层平均埋藏深度近5 000 m,地层温度140~150 ℃,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。气井修井作业前首先需要进行暂堵压井,常规聚合物凝胶类堵剂耐高温性能差、容易漏失造成压井效果不理想,为此,研制了耐温150 ℃纳米凝胶,对纳米凝胶成胶性能、耐高温性能和流变性能进行了评价,在苏桥储气库2口高温高压井进行了纳米凝胶暂堵压井试验。试验表明,该暂堵技术具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水作业。

English Abstract

宋长伟,李军,李昊辰,钟立国,刘建斌,朱宇,栾政萱. 苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
引用本文: 宋长伟,李军,李昊辰,钟立国,刘建斌,朱宇,栾政萱. 苏桥储气库高温高压气井纳米凝胶暂堵技术[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
SONG Changwei, LI Jun, LI Haochen, ZHONG Liguo, LIU Jianbin, ZHU Yu, LUAN Zhengxuan. Nano-gel temporary plugging for high-temperature high-pressure gas wells of the Suqiao gas storage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
Citation: SONG Changwei, LI Jun, LI Haochen, ZHONG Liguo, LIU Jianbin, ZHU Yu, LUAN Zhengxuan. Nano-gel temporary plugging for high-temperature high-pressure gas wells of the Suqiao gas storage[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 356-361 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.013
    • 苏桥潜山凝析气藏于1999年发现,构造上位于文安斜坡中段苏桥潜山带最北端,产气层位为古生界奥陶系峰峰组、上马家沟组和下马家沟组,储层岩性为碳酸盐岩,储集空间类型为微裂缝孔隙型。平均气层中部深度4 943 m,原始地层压力48.5 MPa,压力系数1.0,地层温度154 ℃,具有正常的温度和压力系统,注采条件下储层压力一般在35~45 MPa。储气库气井在注采作业过程中,油套管和下部封隔(器)长期处于高压环境下,容易发生封隔器失效、安全阀失效、套管变形、套管泄漏和井口泄漏等问题,需要进行修井作业,但是,高温高压气井修井前需要采取暂堵压井措施以保证井口拆装和起下管柱作业的安全[1-3]。常用注水方法进行压井,但是,注水过程中容易发生地层漏失和井筒气水交换,造成压井效果差、安全性低[4]。采用常规聚合物类凝胶体系暂堵时,凝胶体系中聚合物与交联剂交联形成的网状结构平均孔眼尺寸一般十~几十微米,水与聚合物分子之间的作用力主要是聚合物分子中的极性基团和水分子较弱的分子间作用力[5-7],在高温(100~150 ℃)或剪切应力下水分子会与凝胶中的聚合物分离,造成水与凝胶网状结构分相,使聚合物分子收缩甚至降解,造成凝胶失效[8-10]

      酚醛树脂类交联聚合物凝胶体系和聚乙烯亚胺(PEI)交联聚合物凝胶体系由于有机交联剂与聚合物分子之间多以共价键的形式相连接,从而为聚合物分子引入苯环结构,并且还提供更多的交联点位,使凝胶体系可以形成更为致密稳固的空间结构,更容易在高温环境下保持稳定[11-14]。基于对苯二胺的氨基基团与聚丙烯酰胺的酰胺基团进行转酰胺基缩合机理,研发的新型堵水凝胶体系成胶时间18~24 h,120 ℃下长期热稳定性良好,成本较低[14-15];将AM与AMPS、NVP共聚得到三元共聚物,再与六亚甲基四胺及间苯二酚交联形成耐高温体系,采用二次交联机理成胶[16],具有良好的热稳定性,抗温可达180 ℃[17];在聚丙烯酰胺(HPAM)中加入部分水解聚丙烯腈(HPAN)和稳定剂改性超细二氧化硅,可提高交联聚合物凝胶的耐温耐盐性能[18],在120 ℃下静置90 d无破胶现象,强度变化小[19]

      基于现有耐高温凝胶体系开展室内成胶性能和稳定性实验发现,现有聚合物类凝胶体系耐温稳定性无法满足苏桥储气库气井140~150 ℃高温下长效暂堵的要求。为此,采用耐温聚合物、链状交联剂和助剂的纳米凝胶体系,成胶后网状结构的平均孔眼尺寸为100~500 nm,通过室内实验对其成胶性能、耐温性能和流变性进行了测试,进而针对苏桥储气库高温高压气井条件设计了纳米凝胶暂堵方案,在2口井成功进行了现场试验。

    • 纳米凝胶体系的交联剂为实验室自制。耐温聚合物购自上海麦克林生化有限公司,由丙烯酰胺、丙烯酰胺-叔丁基磺酸钠和N-乙烯基吡咯烷酮合成。通过去离子纯化并用Millipore1 Elix-10纯化仪过滤;安瓿瓶厚度2.5 mm、耐压1 500 kPa;Quanta 200F场发射环境扫描电子显微镜; HAAKE MARSIII流变仪,最高测试温度为300 °C,最高测试压力为40 MPa;成胶和老化使用的高温恒温箱最高工作温度300 ℃。

    • 将一定量聚合物缓慢加入去离子水中并搅拌,用磁力搅拌器以400±20 r/min的速度搅拌2 h,常温放置老化24 h;将预称重的交联剂、草酸和氯化铵(质量分数为0.06%)添加到溶液中,并搅拌20 min以产生均匀的凝胶溶液;将20 mL凝胶溶液转移到安瓿瓶中,用真空泵抽空安瓿瓶2 h以上,密封安瓿瓶;最后将安瓿瓶放置在恒温箱中,在设定温度下进行交联成胶反应。

    • 凝胶体系黏度和流变性采用HAAKE MARSIII流变仪进行测试分析,凝胶体系剪切速率为5 s−1,剪切速率范围为0.01~10 s−1

    • 使用Sydansk测试方法[20]评价纳米凝胶体系的成胶时间和胶凝强度。Sydansk测试方法也称为瓶装测试或凝胶强度代码法,可以方便、快速、经济地判断凝胶强度。根据凝胶样品的流动条件和悬浮高度,凝胶状态从代码A到代码I分为9类,如图1所示。在本研究中,每半小时观察一次安瓿瓶,直到成胶反应结束,凝胶强度保持不变,此时标记为成胶时间。

      图  1  不同凝胶强度代码示意图

      Figure 1.  Schematic diagram of symbols of different gel strengths

    • 耐温性能测试就是通过长时间高温保存观察其凝胶黏度和析水率变化。将装有凝胶溶液的安瓿瓶在120~200 ℃下恒温老化并测量凝胶黏度,并结合Sydansk测试方法和凝胶体系扫描电镜微观分析评价凝胶体系的耐温性。

    • 不同聚合物质量分数时纳米凝胶体系成胶前后(50 ℃)黏度和强度变化见表1,其中,交联剂质量分数和助剂质量分数均与聚合物质量分数相同。可以看出,聚合物质量分数对纳米凝胶成胶时间及凝胶黏度和强度影响显著。随着聚合物质量分数增加,纳米凝胶体系成胶时间变短、强度增强、黏度增大。通过调整聚合物及交联剂和助剂质量分数可以调整纳米凝胶体系成胶时间及成胶黏度和强度。

      表 1  聚合物质量分数对纳米凝胶体系成胶性能的影响

      Table 1.  Effects of polymer mass fractions on the gelation performance of nano gel systems

      聚合物质量
      分数/%
      黏度/(mPa · s)成胶时间/
      h
      凝胶强度
      等级
      成胶前成胶后
      0.05828547B
      0.12184742C
      0.247140236C-D
      0.4102404320E
      0.61561024913F
      0.8247165008G-H
      1498236525G-H

      聚合物质量分数分别为0.05%、0.3%和0.8%时纳米凝胶成胶后的状态如图2所示。由表1图2可以看出,纳米凝胶体系在聚合物质量分数低至0.05%时仍然能够成胶。现场暂堵时可以根据需要配制不同黏度级别的纳米凝胶体系(暂堵用纳米凝胶成胶后黏度一般2 000~20 000 mPa · s)。

      图  2  不同黏度纳米凝胶体系成胶后状态

      Figure 2.  Post-gelation status of nano-gel systems with different viscosities

      当凝胶体系成胶强度达到等级D以上时即可用于调剖堵水。当聚合物质量分数高于0.2%时,纳米凝胶体系成胶后强度便达到D等级。考虑到高温高压气井暂堵时地层温度较高,凝胶体系强度应在E级以上。

    • 聚合物质量分数为0.8%时纳米凝胶成胶后不同温度下的析水率、黏度、强度测试结果见表2。当温度低于150 ℃时,纳米凝胶析水率为0。当温度为180~200 ℃时有水析出,但是析水率很低。随着温度升高,纳米凝胶的黏度和强度也逐渐降低,当温度达到200 ℃时黏度仍达7 341 mPa·s,黏度保持率接近40%。

      表 2  不同温度下纳米凝胶析水率、黏度、强度测试结果

      Table 2.  Test results of syneresis rates, viscosities, and strengths of nano gel systems at different temperatures

      温度/℃析水率/%黏度/mPa · s凝胶强度
      50018 474G-H
      100014 541G-H
      120013 016G-H
      150011 497G-H
      1800.029 569G
      2000.057 341F-G

      为了对比纳米凝胶与常规凝胶体系的耐高温性能,对聚合物质量分数均为0.8%的常规酚醛凝胶(聚丙烯酰胺与间苯二酚和甲醛交联)和耐温酚醛凝胶(由丙烯酰胺、丙烯酰胺-叔丁基磺酸钠和N-乙烯基吡咯烷酮合成的共聚物与间苯二酚和甲醛交联)进行成胶及成胶黏度、强度以及高温老化后黏度、强度以及析水率测量。不同类型凝胶体系成胶后黏温曲线如图3所示,3种凝胶体系150 ℃老化不同时间的析水率和凝胶强度如表3所示。

      图  3  不同类型凝胶体系成胶后黏温曲线

      Figure 3.  Viscosity vs. temperature of different gel systems

      表 3  不同凝胶体系150 ℃老化后凝胶析水率和强度

      Table 3.  Gel syneresis rates and strengths of different gel systems aged at 150 ℃

      时间/
      d
      普通凝胶常规耐温凝胶纳米凝胶
      析水率/
      %
      强度
      等级
      析水率/
      %
      强度
      等级
      析水率/
      %
      强度
      等级
      00G0G0G
      0.210F0F0G
      0.530D0F0G
      170B4E0G
      290A8E0G
      395A13D0G
      598A17D0G
      898A21C0F
      1098A25C0F

      图3可以看出,常规酚醛凝胶在温度升至100 ℃后黏度明显降低,黏度保持率仅20.9%。耐温酚醛凝胶在温度低于150 ℃时黏度逐渐快速降低,150 ℃时黏度保持率仅20.2%,耐温性明显好于常规酚醛凝胶。而纳米凝胶黏度随温度升高逐渐降低,耐温性要明显高于耐温酚醛凝胶和常规酚醛凝胶。

      表3可以看出,在相同聚合物质量分数和初始凝胶强度条件下,常规酚醛凝胶在150 ℃条件下快速破胶,老化0.5 d时强度就降为D等级,老化1 d时析水率高达70%,强度也降为B等级。耐温酚醛凝胶的耐温性能较常规酚醛凝胶有较大提升,150 ℃条件下老化2 d时析水率低于10%,老化10 d时析水率升至25%,强度也降至C等级。纳米凝胶体系的耐高温性能更强,150 ℃条件下10 d时析水率仍然为0%,强度等级有微弱降低,仍达F等级。说明纳米凝胶在150 ℃高温下具有长期热稳定性,可以应用于高温油气藏调堵。

      3种凝胶(聚合物质量分数均为0.8%)150 ℃老化3 d时的胶体状态和扫描电镜照片如图4所示。由图4可见,150 ℃老化3 d后,常规酚醛凝胶破胶,网状结构严重破坏。耐温酚醛凝胶失水严重,网状结构也被破坏,虽然保持一定的网状结构但局部孔眼变大。纳米凝胶胶体状态保存较好,网状结构保持完好,只是孔眼尺寸有所增大。

      图  4  不同类型凝胶150 ℃老化3 d时的胶体状态和扫描电镜照片

      Figure 4.  Gel status and SEM imaging of different gel systems aged at 150 ℃ for 3 days

    • 聚合物质量分数为0.8%的纳米凝胶成胶后及150 ℃老化10 d后的流变曲线如图5所示,纳米凝胶成胶后和150 ℃高温老化后的剪切稳定性好,成胶后10 s−1时的黏度保持率仍达54.0%;150 ℃高温老化10 d后10 s−1时的黏度保持率仍达40.7%。

      图  5  纳米凝胶成胶后及150 ℃老化10 d后的流变曲线

      Figure 5.  Nano gel rheology after gelation and aging at 150°C for 10 days, respectively

    • 为了抑制高温高压气井气水交换和压井液漏失,压井用暂堵剂还应具有在高压下不溶气的性能。

      为此,采用高温高压反应釜开展了纳米凝胶高压溶气性能测试,将纳米凝胶体系加入反应釜,在120 ℃、10 MPa下注入天然气成胶12 h,然后在150 ℃、10 MPa下向反应釜注入天然气并恒温恒压保持10 h,纳米凝胶成胶后及高温高压溶气后纳米凝胶如图6所示。可以看出,纳米凝胶在高温高压气体环境下成胶后,模型腔内压力无变化,胶体结构中无气泡。说明纳米凝胶体系在高温高压条件下具有很好的不溶解气体性能。

      图  6  纳米凝胶成胶后及高温高压溶气后纳米凝胶状态

      Figure 6.  The state of nano gel after gelation and after high temperature and high pressure gas dissolution of nano gel

    • 苏桥储气库2口暂堵气井基本数据如表4所示。2口气井均为定向斜井,地层温度均在150 ℃左右,气井垂深大于4 700 m。两口井因修井作业需要提前暂堵压井。由于苏桥储气库气藏裂缝发育,在注水或注入暂堵剂过程中因注入压力增大会导致微裂缝张开、漏失速度加快。两口井以8~10 m3/h速度注水压井时液面深度保持在600~700 m,停注后20~30 min井口压力快速升至8~10 MPa,注水压井无法保证修井作业的安全性,需要进行暂堵。

      表 4  苏桥储气库2口高温高压气井基本数据

      Table 4.  Basic data of the two HTHP wells in the Suqiao storage

      井号斜深/
      m
      垂深/
      m
      完井段
      长度/m
      油藏
      温度/℃
      油藏
      压力/MPa
      15 041.94 953.8128.26149.845.0
      24 750.04 750.0253.08151.044.7
    • 根据苏桥储气库2口高温高压井裂缝性碳酸盐岩地层漏失严重等实际工况,采用地层低黏段塞和井筒高黏段塞的两段式纳米凝胶暂堵方式(图7),低黏段塞纳米凝胶聚合物质量分数为0.4%,高黏段塞纳米凝胶聚合物质量分数为0.8%。地层低黏纳米凝胶的封堵半径为1 m左右,井筒封堵段为油管出口至井底。通过理论计算确定,1#井纳米凝胶暂堵剂用量:12 m3地层低黏段塞(封堵半径1 m)+3 m3井筒高黏段塞(暂堵井筒长度183 m),纳米凝胶总注入量为15 m3。2#井纳米凝胶暂堵剂用量:10 m3地层低黏段塞(封堵半径0.8 m)+7 m3井筒高黏段塞(暂堵井筒长525 m),纳米凝胶总注入量为17 m3

      图  7  苏桥储气库高温高压井纳米凝胶暂堵施工设计

      Figure 7.  Nano gel temporary plugging treatment design for HTHP wells of the Suqiao gas storage

    • 纳米凝胶暂堵施工前,1#井注水漏失量大,即使灌液阀门全开液面也未到井口,以10 m3/h速度注水时液面稳定在650 m左右。2#井以8 m3/h速度注水时液面稳定在668 m。两口井均采用现场配制纳米凝胶后用泵车正挤注入并注入顶替液将纳米凝胶注入井筒和近井地层,用时6 h左右,候凝8~12 h后,两口井油压套压均为0 MPa,且井口无气体显示。后续注水时漏失速度为0.3 m3/h左右,表明纳米凝胶成功将高温高压气井暂堵压井,保证了2口井后续修井作业顺利完成。该暂堵体系在储气库井高温高压条件下具有有效的封堵效果,抑制了气体的溢出,为修井施工作业提供了安全的施工条件。现场试验表明,纳米凝胶在高温高压气井暂堵压井时具有工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水。

    • (1)研制了一种耐温150 ℃以上的纳米凝胶,能形成平均孔眼尺寸为100~500 nm的网状结构,大幅度提高了纳米凝胶的黏度、强度和稳定性,纳米凝胶的黏度、强度等性能均明显高于常规酚醛凝胶和耐温酚醛凝胶,高温稳定性好、高温高压下不溶气,可满足苏桥储气库高温高压气井暂堵压井需求。

      (2)根据苏桥储气库2口高温高压井裂缝性碳酸盐岩地层漏失严重等实际工况,采用地层低黏段塞(聚合物质量分数0.4%)和井筒高黏段塞(聚合物质量分数0.8%)的两段式纳米凝胶暂堵方式暂堵压井,暂堵后井口油压、套压均为0 MPa,井口无气体显示,注水时漏失速度仅0.3 m3/h左右,表明纳米凝胶成功实现了高温高压气井暂堵压井,保证了后续修井作业顺利完成。

      (3)纳米凝胶暂堵压井具有施工工艺简单、见效快、成本低等优点,可广泛应用于高温高压气井暂堵以及高温油气藏调堵堵水。

参考文献 (20)

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