高磨地区灯影组及龙王庙组的天然气中含有H2S、CO2等酸性气体，部分井存在井下管柱、井口装置腐蚀破坏等问题，需要进行修井作业。该地区压力系数较高，井口油压可达60 MPa，修井时需要高密度压井液进行压井。常规有机盐、无机盐压井液的密度较低，而重晶石、铁矿粉加重又存在沉降稳定差、对地层伤害大等问题。暂堵压井胶塞技术是利用高浓度的聚合物溶液在井筒中交联的原理，在井筒中形成一段高强度黏弹性胶塞，避免含硫气体与压井液置换，并大大降低井口压力，保障后续带压修井作业的安全[1-4]。胶塞仅在井筒内形成，修井完成后可通过化学解堵破胶，起到暂时封堵的作用，不会对储层造成伤害。国外对暂堵压井胶塞的报道较少，国内有一些应用研究。从目前在四川油气田应用的情况来看，普遍存在胶塞缓交时间短(几分钟)、泵注困难(初始黏度高)或稠化剂与交联剂需交替注入、工艺复杂，且胶塞耐高温能力差等问题，特别是现场应用易造成提前交联，使得泵注摩阻高，甚至难以泵注入目的位，限制了其应用[1, 3-6]。本研究介绍了一种可控交联暂堵压井胶塞，具有缓交时间长(0.5~1 h)，成胶前黏度低，可在48 h内耐120 ℃高温，破胶后黏度低、易返排等特点。
复合改性植物胶、有机络合物交联剂、抑制剂、缓蚀剂CT1-3、助排剂CT5-12、解堵酸、氧化剂等。
MARS3流变仪、可视高温老化釜、六速旋转黏度计等。
暂堵压井胶塞的性能主要体现在胶塞成胶前后的黏度、成胶时间和耐高温能力以及解堵性能等方面。本实验对胶塞成胶前的黏度采用六速旋转黏度计测定，成胶后的黏度采用MARS3流变仪测定；以加入交联剂至交联成固体或半固体状的时间为成胶时间；以高温老化实验来考察胶塞耐高温能力；以完全破胶时间和破胶液黏度考察解堵性能。
以一种含半乳甘露聚糖的天然植物胶为原料，在强碱条件下，采用活性物质对其进行醚化(见式(1)与式(2))，然后再加入一种低黏疏水性物质，充分搅拌，使改性后的植物胶表面通过物理黏附一定量的疏水性物质，最终得到一种黏稠状(黏度60~90 mPa·s)的复合改性植物胶作为胶塞稠化剂。该稠化剂在常温下的水溶性较差，分散性好，但随着温度的升高，水溶性急剧增大。
式中：GM为半乳甘露聚糖；R为饱和碳链结构。
含半乳甘露聚糖的植物胶因其分子中有大量邻位顺式羟基，因而能与硼酸盐、锆盐、钛盐、钙盐等可溶性盐交联，形成空间网状结构。为了延缓交联，本实验采用过量的一种长链多羟基配位体对无机盐交联剂进行络合反应，得到一种长链有机络合物盐和配位体的混合物作为交联剂。有机络合物盐分子上的中心离子比例高，而整个交联剂中心离子的释放速率较慢。
抑制剂是pH值调节剂与强络合能力物质的混合物，通过控制pH值来抑制交联剂中心离子的释放速率，且早期释放的部分中心离子也能被强络合性物质快速络合，最终使得胶塞缓交时间大为延长。
以复合改性植物胶为稠化剂，有机络合物为交联剂，引入抑制剂进一步控制缓交时间，并添加少量表面活性剂提高解堵后破胶液的排液能力，形成了暂堵压井胶塞配方，见表 1。
成胶前的黏度对于暂堵压井胶塞的施工工艺至关重要。成胶前黏度高，施工时泵注摩阻大，严重时稠化剂与交联剂只能交替注入，工艺复杂，且存在堵塞井口的风险。图 1是暂堵压井胶塞黏度随时间的变化曲线。
从图 1可看出，常温下暂堵压井胶塞的黏度随着时间的延长而增大，但在1 h内的黏度可控制在36 mPa·s内，保持可流动状态。表明其常温下的缓交时间达1 h以上，解决了现场高黏物质泵注困难或稠化剂与交联剂需交替注入带来的工艺复杂等问题。
暂堵压井胶塞在一定的温度(≥50 ℃)下，稠化剂表面黏附的疏水性物质脱离，稠化剂溶解速率加快，且交联剂中心离子释放速率加快，使得胶塞快速成胶。表 2是胶塞在不同温度下的成胶时间。
从表 2可看出，胶塞在室温下1 h不成胶，现场有充足的时间进行泵注。随着温度的升高，胶塞的成胶时间缩短。现场施工时，需根据井筒封堵位置的温度，合理计算胶塞在地面的时间，使得胶塞注入井筒目的位置后可快速成胶。
胶塞体系泵入井筒后，随着温度的上升和时间的延长以及泵注的剪切搅动，稠化剂逐渐溶解，交联中心离子逐渐释放，胶塞体系逐渐成胶，最终形成具有高强度和黏弹性的固体胶状物(见图 2)，120 ℃下的初始黏度达30 000 mPa·s以上。由于稠化剂浓度较高，且成胶前交联剂已与稠化剂充分混合，最终使得半乳甘露聚糖与交联剂中心离子形成较为致密的空间网状结构，表现为高黏弹性的固体状。
胶塞成胶后，需在目的层位保持高黏弹性状态一段时间，以保证各种修井作业有充足时间。本实验采用可视化的高温反应釜对成胶后的胶塞进行高温老化实验，观察不同老化时间下的胶塞状态。表 3是胶塞在120 ℃下老化不同时间后的状态，图 3是胶塞120 ℃下老化48 h后的状态。
从表 3和图 3可看出，胶塞经高温老化48 h后仍能保持半固态-冻胶态，弹性好，能对管柱进行有效封堵，表明该胶塞体系能在48 h内耐120 ℃高温。
由于半乳甘露聚糖的邻位顺式羟基与高价中心离子形成配位键而产生的交联空间网状结构通常可采用强酸性物质进行破胶，而植物胶在氧化性物质以及温度的作用下易降解，因此，本实验采用一种含少量氧化剂的酸性解堵液对胶塞进行破胶，且酸性表面活性剂对井筒和井底的污物可起到一定的清洗作用。表 4是胶塞酸性解堵液配方，图 4为胶塞破胶后的破胶液状态。
酸性解堵液加入胶塞中，在50~90 ℃条件下，1~4 h完全破胶，破胶液黏度低于5 mPa·s，有利于从井筒排出。
M井为含H2S、CO2的高温高压气井，施工前套压47.5 MPa、油压59 MPa。该井井口装置存在阀板、阀座镀层脱落、本体和钢圈槽坑蚀严重等问题。现有带压修井作业对于这样的高压含硫井存在安全风险，因此设计向油管内注入暂堵压井胶塞，利用胶塞成胶后的高黏弹性来降低井口油压，防止含硫气与压井液置换，避免常规加重压井液对地层的污染，再通过不丢手带压更换主控阀技术对油管头异径法兰和各种阀门进行更换，消除安全隐患。表 5为胶塞施工程序。
施工前，提前1 h配制10 m3暂堵胶塞液体；施工时，先向油管内注入16 m3清水，适当平衡地层压力，然后注入5 m3暂堵胶塞液体，并用5 m3清水将暂堵胶塞顶替至目的位，关井等待成胶；4 h后油压由59 MPa降至29 MPa，暂堵压井成功。后续采用不丢手带压更换主控阀技术完成了异径法兰和阀门更换后，向油管注入12 m3解堵液；解堵液与顶替液存在浓度差，使得解堵液逐渐与胶塞接触，破胶、解堵，4 h后油压逐渐恢复，气井恢复产能，暂堵压井获得成功。
(1) 利用复合改性植物胶为稠化剂，延缓释放中心离子的有机络合物为交联剂，并通过一种抑制剂影响交联剂中心离子的释放，开发出了一种可控交联暂堵压井胶塞(以质量分数计)：5%~7%复合天然植物胶+7%~10%有机络合交联剂+7%~10%抑制剂+0.1%~0.3%表面活性剂+水。
(2) 暂堵压井胶塞在常温下的黏度较低(1 h控制在36 mPa·s以内)，易于泵注。在井筒条件下快速成胶，形成具有极高强度和黏弹性的固体，120 ℃下的初始黏度可达30 000 mPa·s以上，老化48 h后能保持半固态-冻胶态，黏弹性好，对井筒具有良好的封堵作用，且与解堵液接触后可在1~4 h内破胶。
(3) 暂堵压井胶塞在川中高温含硫井的带压换阀门作业中进行了现场应用，泵注胶塞体系后4 h，油压由59 MPa降至29 MPa，解堵后液体顺利返排，黏度≤5 mPa·s，暂堵压井获得成功。
(4) 该暂堵胶塞可在气井的暂堵压井中推广应用，特别是在含硫气井的压井作业中，黏弹性胶塞可以避免含硫气与压井液置换。
2018, Vol. 47 Issue (6): 55-58, 73
2018, Vol. 47 Issue (6): 55-58, 73