CN103321610B - 一种能消除h2s伤害的气井举升排液方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法，其特征是：在井口由不同泵车将起泡液与液氮一起经套管注入至井底，其中，液氮在套管内气化为氮气，起泡液与氮气在套管内混合形成泡沫质量至少在50%以上的泡沫液。泡沫液到井底后残液与天然气混合，泡沫程度进一步加强，同时可将部分未进入泡沫液的残液被泡沫液顶出至地面，避免了常规氮气助排时出现气穿残液，降低助排效率的情况发生。其中稠化液由一种碱性起泡剂、稠化剂、H2S助溶剂等物质组成。若天然气中含有H2S时，H2S会与起泡沫液发生反应，从而消除返排液中H2S，降低了H2S对环境的伤害。

Description

一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法
技术领域
本发明涉及在产气井进行酸化压裂后，如何进行快速将井内残余液体返排至地面，同时对H2S气体进行处理，减少H2S气体返至地面时对环境的污染与伤害的一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法。
背景技术
长庆靖边气田位于陕西省和内蒙古自治区境内，发育有侏罗系、三迭系、二迭系、石炭系、奥陶系等多套含油层系，上古生界气区主要以页岩气为主，在下古生界气区主要以碳酸盐岩沉积为主。两区块的储层特征主要有两个特征：1、地层天然气性质稳定，据色谱、质谱分析可知，天然气组分中普遍含有H2S及CO2，北区H2S含量稍高，马五1层属低含硫级别，马五4层H2S含量较高。CO2含量为3～6％，其分布是北高南低，西高东低(如附表1下古生界气区部分井含有H2S气体情况统计表)(附表2为H2S气体浓度与危害症状)。2、靖边气田下古生界碳酸盐岩储层具有低渗、低压、非均质性强、储层单层薄而层段多、储层类型复杂等特征。尤其是气层的压力较低，压力系数一般小于１MPa/100m，在钻井、完井过程中一般形成5～7MPa正压力，液体会大量渗滤到地层中形成伤害。因此，该地区的气井在压裂酸化后，井筒内的残液对地层产生静液柱压力，抑制了天然气从岩石裂缝中向井筒的运移，从而影响了油井的试气及产能的正确评估。目前常用的方法是直接从套管向井底注液氮，液氮产生压力将井筒内残液带出，这种助排的效率只有30%，易出现“气穿”残液现象，因此大部分的残液仍存在井筒内，有时为达到彻底排出残液，需要进行多次注氮施工，从而增加了施工时间。
发明内容
本发明的目的是为了解决上述技术问题，提供一种在天然气井进行酸化、压裂后，气井进行举升排液时使用的能消除H2S伤害的气井举升排液方法，该发明可使用一个循环即可排出残液，提高了气井产量的测试、求产速度和效率。
为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法，其特征是：在井口由不同泵车将起泡液与液氮一起经套管注入至井底，其中，液氮在套管内气化为氮气，起泡液与氮气在套管内混合形成泡沫质量至少在50%以上的泡沫液。
所述的起泡液是由下述质量百分数的原料组成：0.1-0.8%的稠化剂、0-0.2%的交联剂、0.5-2%的发泡剂、1-5%的H2S助溶剂、0.1-0.7%的PH值调节剂、0.2—0.5%的YCZP-2气井助排剂、其余为水。
所述的起泡液的为线性起泡液，其粘度在50—100mPa.S之间，交联起泡液粘度在100mPa.S以上。
所述的稠化剂为聚丙酰胺类人工合成聚合物或植物胶类天然化合物。
所述的交联剂商品名称是YCB-18或YCB-14。
所述的发泡剂为非离子表面活性剂或阴离子型表面活性剂。
所述的H2S助溶剂为甲基二乙醇胺、多乙醇胺或多乙烯多胺。
所述的PH值调节剂为氢氧化钠或碳酸钠。
所述的聚丙酰胺类人工合成聚合物为聚丙烯酰胺，植物胶类天然化合物为田靑粉或胍胶粉及其改性物；所述的非离子表面活性剂为BASOSO-100或椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯；所述的阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠；所述的多乙烯多胺为四乙烯五胺；所述的胍胶粉为羟丙胍胶粉。
所述的YCZP-2气井助排剂和交联剂商品名称YCB-18或YCB-14，均购自陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院。
本发明的优点是：本发明的助排举升方法是将一定粘度的起泡液与液氮一起注入套管内，液氮气化为氮气，起泡液与氮气在套管内逐渐混合，形成至少50%泡沫质量的泡沫液。这种泡沫液进入井底后与残液接触，一部分被吸收进泡沫液中,成为泡沫液连续相的一部分,其他部分被泡沫液顶离井底向井口运移。遇到天然气时,大部分被充填进泡沫液中,成为泡沫液的分散相,井筒残液与天然气的加入使起泡液粘度被稀释，最终粘度在35mPa.S左右，不会增加混合液的返排阻力。一次反循环返排举升效率可达80%以上。由于泡沫液中含有能与H2S反应的添加剂,从而等到泡沫液排出地面时，天然气中所含的H2S基本被清除，不会对现场操作人员与环境造成伤害。由于泡沫液的密度非常低,可以有效降低井筒内的液柱压力,释放天然气从地层孔隙逸出的阻力,从而达到助排的目的。本发明的方法在天然气井酸化压裂后能够尽快返排井筒中残液，同时消除天然气中H2S气体危害，并具备使用简单方便实效、安全等特点。
附图说明
下面结合实施例及实施例附图对本发明作进一步详细说明，但不作为对本发明的限定：
图1是本发明实施例的氮气与起泡液举升排液方式的现场施工示意图。
图中，1、液氮泵车；2、700型水泥车；3、套管；4、起泡液罐；5、氮气罐；6、井底。
具体实施方式
实施例1
一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法，在井口由不同泵车将起泡液与液氮一起经套管3注入至井底6，其中，液氮在套管内气化为氮气，起泡液与氮气在套管内混合形成泡沫质量至少在50%以上的泡沫液。泡沫液进入井底后在残液与天然气的扩充作用下，使泡沫质量增加，粘度也得到降低，降低了返排阻力与增加了残液的返排效率。起泡液中含有H2S消除剂，与H2S反应生成无害的Na2S随返排液返至地面。
H2S与起泡液中H2S消除剂进行的化学反应方程式
H2N-CH2-CH2OH+H2S=H3N+-CH2-CH2OH+HS-
OH-+HS-=S2-+H2O
OH-+H2S=S2-+H2O
实施例2
如图1所示，井例A：试气井段3397.5-3454.5米，压裂排液井口压力由1.7mPa逐渐变为0mPa,中间测试H2S浓度为15-21.6ppm,测井筒内的积液面高度为700m,为求证气井的真实产能,采用如下排液方案:
液氮泵车1一部，排量为0.3m3/min，液氮量为15m3,泵注时间为50min,起泡液泵车为一部700型水泥车2,排量为0.5m3/min,起泡液液量为3m3,泵注时间为6min,施工过程中套管压力为15-20MPa。在井口氮气罐5中的液氮由液氮泵车1泵出，起泡液罐4中的起泡液由700型水泥车2泵出，由不同泵车将起泡液与液氮一起经套管3注入至井底6，其中，液氮在套管内气化为氮气，起泡液与氮气在套管内混合形成泡沫质量至少在50%以上的泡沫液（泡沫质量=气体的体积/泡沫体积）。在打完起泡液后，继续泵入液态氮。起泡液为0.3%羟丙基胍胶+0.5%十二烷基硫酸钠+2%甲基二乙醇胺+0.2%氢氧化钠+0.3%YGZP-2助排剂+0.1%YCB-18+其余为水,交联时间为25分钟。交联起泡液粘度为120mPa.S以上，当遇到井筒中的残液与天然气，粘度迅速被稀释，最终粘度在30mPa.S左右。一次正循环残液返排率可达80%以上。
排液4小时后,排出泡沫液30m3。井口压力2.1MPa，试气产量为1200m3/d，在泡沫排液过程中，经检测H2S含量小于10ppm。
实施例3
井例B：试气井段3366.8-3178米，压裂排液井口压力由0.8mPa逐渐变为0mPa,中间测试H2S浓度为11-13ppm,测井筒内的液面高度为1100m,为求证气井的真实产能,采用在下排液方案:
液氮车泵车一部，排量为0.3m3/min，液氮量为18m3，泵注时间为60min，起泡液泵车为一部700型水泥车,排量为0.5m3/min,起泡液液量为5m3,用时10min,施工过程套管压力为17-23MPa。在井口氮气罐5中的液氮由液氮泵车1泵出，起泡液罐4中的起泡液由700型水泥车2泵出，由不同泵车将起泡液与液氮一起经套管3注入至井底6，其中，液氮在套管内气化为氮气，起泡液与氮气在套管内混合形成泡沫质量至少在50%以上的泡沫液（泡沫质量=气体的体积/泡沫体积）。在打完起泡液后，继续泵入液态氮。起泡液为0.5%羟丙基胍胶+0.5%十二烷基硫酸钠+2%甲基二乙醇胺+0.2%氢氧化钠+0.3%YGZP-2助排剂+其余为水。线性胶体粘度为70mPa.S以上，当遇到井筒中的残液与天然气，粘度迅速被稀释，最终粘度在35mPa.S左右。一次反循环残液返排率可达80%以上。
排液6小时后,排出泡沫液45m3。井口压力4.0MPa，试气产量为1700m3/d，在泡沫排液过程中，经检测H2S含量小于10ppm。
实施例4
同实施例2基本相同，不同之处是：所述的起泡液是由下述质量百分数的原料组成：0.1%的稠化剂、1%的发泡剂、1%的H2S助溶剂、0.1%的PH值调节剂、0.2%的YCZP-2气井助排剂、0.2%的C14交联剂其余为水，交联时间为25分钟，交联起泡液粘度在100mPa.S以上。所述的稠化剂为聚丙烯酰胺，所述的发泡剂为十二烷基硫酸钠，所述的H2S助溶剂为四乙烯五胺，PH值调节剂碳酸钠。
实施例5
同实施例2基本相同，不同之处是：所述的起泡液是由下述质量百分数的原料组成：0.8%的稠化剂、0.1%的交联剂、2%的发泡剂、5%的H2S助溶剂、0.7%的PH值调节剂、0.5%的YCZP-2气井助排剂、其余为水交联时间为25分钟，交联起泡液粘度在100mPa.S以上。所述的稠化剂为聚丙酰胺类人工合成聚合物或植物胶类天然化合物均可，这里选用田靑粉；所述的发泡剂为非离子表面活性剂或阴离子型表面活性剂均可，这里选用非离子表面活性剂：椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯；所述的交联剂为商品名称是YCB-18或YCB-14均可；所述的H2S助溶剂为甲基二乙醇胺、多乙醇胺或多乙烯多胺均可，这里选用甲基二乙醇胺；所述的PH值调节剂为氢氧化钠或碳酸钠。椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯也可以用商品名为BASOSO-100的非离子表面活性剂来替换。
上述实施例了中的所述的YCZP-2气井助排剂、商品名称为YCB-18或YCB-14交联剂和商品名为BASOSO-100的非离子表面活性剂均购自陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，邮编：710075，地址：陕西省西安市高新区科技二路75号，也可以从其它地方购得。
上述实施例了中的化学试剂市场上均有销售。
本发明在气井压裂、酸化措施后，由于天然气中含有H2S时，返排过程中会对人员及环境造成伤害；大部分措施井井筒内都存有残余液体，产生的静液柱压力将抑制天然气从储层到井筒的运移，从而影响气井产量的真实反映。采用了本发明的方法，使泡沫液到井底后残液与天然气混合，泡沫程度进一步加强，同时可将部分未进入泡沫液的残液被泡沫液顶出至地面，避免了常规氮气助排时出现气穿残液，降低助排效率的情况发生。其中稠化液由一种碱性起泡剂、稠化剂、H2S助溶剂等物质组成。当天然气中含有H2S时，H2S会与起泡沫液发生反应，从而消除返排液中H2S，降低了H2S对环境的伤害。
附表1下古界部分井含有H 2 S气体情况统计表
附表2H 2 S气体浓度与危害症状
本实施例没有详细叙述的部分和英文缩写属本行业的公知常识，在网上可以搜索到，这里不一一叙述。

Claims (3)

1.一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法，其特征是：在井口由不同泵车将起泡液与液氮一起经套管注入至井底，其中，液氮在套管内气化为氮气，起泡液与氮气在套管内混合形成泡沫质量至少在50%以上的泡沫液；
所述的起泡液是由下述质量百分数的原料组成：0.1-0.8%的稠化剂、0-0.2%的交联剂、0.5-2%的发泡剂、1-5%的H2S助溶剂、0.1-0.7%的PH值调节剂、0.2—0.5%的YCZP-2气井助排剂、其余为水；所述的稠化剂为聚丙酰胺类人工合成聚合物或植物胶类天然化合物；所述的交联剂商品名称是YCB-18；所述的发泡剂为非离子表面活性剂或阴离子型表面活性剂；所述的H2S助溶剂为甲基二乙醇胺、多乙醇胺或多乙烯多胺；所述的PH值调节剂为氢氧化钠或碳酸钠；所述的聚丙酰胺类人工合成聚合物为聚丙烯酰胺，植物胶类天然化合物为田靑粉或胍胶粉及其改性物；所述的非离子表面活性剂为BASOSO-100或椰油酰胺丙基二甲胺乙内酯；所述的阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠；所述的多乙烯多胺为四乙烯五胺；所述的胍胶粉为羟丙胍胶粉。
2.根据权利要求1所述的一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法，其特征是：所述的起泡液的为线性起泡液，其粘度在50—100mPa.S之间，交联起泡液粘度在100mPa.S以上。
3.根据权利要求1中任意一个所述的一种能消除H2S伤害的气井举升排液方法，其特征是：所述的YCZP-2气井助排剂和交联剂商品名称YCB-18均购自陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院。
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