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。

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。

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。

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。

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。

由表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。

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。

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。

由表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。

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。

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)

图选项

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

图选项

由图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。

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

图选项

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。

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。

由表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。

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。