钻井堵漏用聚合物凝胶胶凝时间影响因素研究及性能评价

汤燕丹，许春田，李爱红，严 沾

(中国石化江苏石油工程有限公司钻井处，江苏 扬州 225261)

钻井堵漏用聚合物凝胶胶凝时间影响因素研究及性能评价

汤燕丹，许春田，李爱红，严 沾

(中国石化江苏石油工程有限公司钻井处，江苏 扬州 225261)

聚合物化学凝胶在封堵裂缝型、孔洞型漏失方面具有良好的封堵效果，凝胶的性能直接影响到堵漏效果。对影响CUGB-LJ聚合物凝胶胶凝时间的CUGB-LJ溶液浓度、胶凝比、温度、pH值等因素进行了分析研究。认为凝胶受CUGB-LJ溶液浓度、胶凝比、温度的影响变化趋势一致，规律性较强：浓度越高，胶凝时间越短，形成强度越强；胶凝比越大，胶凝速度越快，形成强度越强；升高温度可明显缩短凝胶的胶凝时间，形成强度越强。三个影响因素中温度影响最为明显，当温度较高时，浓度和胶凝比对胶凝时间的影响趋于平缓。同时，聚合物凝胶的胶凝时间随着pH值的升高而缩短，形成的凝胶强度越强。聚合物凝胶具有较好的抗盐、抗钙污染能力。

堵漏 聚合物凝胶 胶凝时间 影响因素 抗污染评价

聚合物化学凝胶堵漏是石油工程中常用的化学堵漏技术，具备“进得去”、“停得住”、“堵得住”和“固得牢”的特点[1-3]，在封堵裂缝漏失、小孔洞漏失方面具有良好的封堵效果[4]，具有广阔的应用前景。

1 聚合物凝胶堵漏机理

聚合物凝胶堵漏是一种采用含有活性基团的水溶性高分子聚合物为连续相，胶凝剂为分散相，在搅拌或流动状态下，胶凝剂均匀地分散于连续相中，具有较好的流动性能，等到达胶凝时间后，快速形成立体网状结构，聚合物溶液失去流动性，具有良好的滞流作用[5-8]。在胶凝形成网状结构的过程中，大量无机活性剂与有机高分子聚合物中的离子基团结合，充分充填网状结构空间，在一定时间内，无机活性物质相互间产生离子化学反应，形成较坚硬的骨架结构，增强了有机高分子胶凝体的整体强度[9-10]。

在化学胶凝的过程中胶凝时间是影响堵漏工艺实施的关键因素[11-12]，胶凝时间过短造成配置、泵送过程中就形成凝胶，无法顺利进入漏失通道；相反胶凝时间过长造成进入漏失通道后不能有效滞流，堵漏浆漏失。胶凝时间过短、过长都会导致胶凝堵漏失败。

表1 目测代码法凝胶特征

2 胶凝性能影响因素研究

2.1 实验方法

聚合物凝胶以聚合物CUGB-LJ溶液作为基液A，配制质量分数2%的有机铬溶液作为胶凝剂B，两者采用不同的胶凝比，在不同温度下进行混合胶凝。实验采用Sydansk的GSC(GelStrengthCodes)目测代码法测定聚合物凝胶胶凝时间(见表1)。当凝胶强度达到F级——高形变不流动凝胶时记录的时间为胶凝时间，同时分析各因素对聚合物凝胶胶凝性能的影响。

2.2 实验步骤

(1)将质量分数为8%高分子聚合物CUGB-LJ基液稀释成5%，5.5%，6%，6.5%，7%，7.5%作为实验基液A；

(2)配置质量分数为2%有机铬溶液作为胶凝剂B；

(3)A和B以不同比例进行混合后，封口放入设置不同温度的烘箱进行胶凝实验；

(4)采用Origin软件进行数据整理分析。在三维图中使用不同颜色代表不同胶凝时间，颜色越蓝说明胶凝时间越短，颜色越黄说明胶凝时间越长。

2.3 实验数据

2.3.1 浓度对胶凝时间的影响

选用不同浓度的基液A，以10∶1.3的胶凝比为例，测试50～70 ℃下的胶凝时间，分析基液A的浓度对胶凝时间的影响规律，结果如图1所示。

图1 10∶1.3胶凝比不同浓度基液A的胶凝时间三维趋势

从图1可以看出，随着聚合物溶液浓度升高，胶凝速度加快，胶凝时间逐渐缩短。在温度较低时此影响更为明显，当温度超过60 ℃时聚合物溶液浓度对胶凝时间的影响变缓。

2.3.2 胶凝比对胶凝时间的影响

选用不同胶凝比，以7.5%浓度的基液A为例，测试50～70 ℃下的胶凝时间，分析胶凝比对胶凝时间的影响规律，结果如图2所示。

从2可以看出，在不同温度条件下，选择不同的胶凝比对胶凝时间存在着一定影响，提高胶凝比可以缩短胶凝时间。当温度低于55 ℃时，胶凝比对缩短胶凝时间影响明显，但当温度较高时(超过60 ℃)，胶凝时间缩短较明显，此时胶凝比影响也逐渐降低。

图2 浓度7.5%不同胶凝比的胶凝时间三维趋势

2.3.3 温度对胶凝时间的影响

结合图1和图2可以看出，在不同聚合物基液浓度下，温度越高，胶凝时间越短；浓度较低时温度影响更明显。不同胶凝比条件下，温度越高，胶凝时间也越短，胶凝比较低时，温度影响更明显。在温度超过60 ℃以上时，基液A的浓度、胶凝比对胶凝时间的影响都趋缓，温度成为影响胶凝时间的主要因素。

2.3.4 不同pH环境对胶凝时间的影响

不同钻井液体系的pH值有所差别，当使用钻井液作为顶替浆时会有不同的pH环境，基于pH值对聚合物凝胶的影响，考察pH值对胶凝时间的影响。由于钻井液多为中性偏碱性，采用6.5%的基液A，以不同胶凝比形成凝胶，用10%NaOH溶液调节pH值，测试聚合物凝胶在不同pH值下的布氏粘度变化，见图3～5。

图3 胶凝比10∶1.0时不同pH值下粘度

从图3～5可以看出，不同胶凝比的聚合物凝胶在不同pH值环境下变化趋势一致，pH值越高，聚合物凝集的胶液粘度增加，胶凝时间缩短，形成的凝胶强度增强。但当pH值达到9，10时，不同胶凝比聚合物凝胶胶凝时间不同，10∶1.0的胶凝时间略长于1∶1.3的胶凝时间，后者又略长于1∶1.0的胶凝时间。可见，调节pH值可起到调节胶凝时间和强度的效果。

图4 胶凝比10∶1.3时不同pH值下粘度

图5 胶凝比10∶1.5时不同pH值下粘度

2.4 小结

影响聚合物凝胶胶凝时间的三个主要因素为：聚合物CUGB-LJ溶液浓度、胶凝比和温度，提高浓度、胶凝比和温度时都会缩短胶凝时间，比较而言温度对于胶凝时间的影响最大，当温度超过60 ℃后，聚合物溶液的浓度和胶凝比对于胶凝时间的影响趋于平缓。

pH值对聚合物凝胶的胶凝时间也会产生影响，但影响程度小于浓度、胶凝比和温度。随着pH值升高，聚合物凝胶的胶液粘度增加,胶凝时间缩短，形成的凝胶强度增强。

可见，在封堵一定井深、井温的井漏时，可以通过调节聚合物胶液的浓度、胶凝比及钻井液和顶替钻井液的pH值来调节聚合物凝胶的胶凝时间，以满足现场堵漏工艺要求。

3 聚合物凝胶抗污染性评价

在堵漏过程中，由于地层的复杂性，聚合物凝胶在送入井下的过程中会受到地层、钻井液、盐的污染。以6.5%A+13%B(胶凝比为10∶1.3)形成的聚合物凝胶为例，测试随着时间的延长凝胶的布氏粘度值，判断是否受到污染，评价其抗污染性能，见表2。

表2 聚合物凝胶抗污染性能评价(30 ℃)

注：堵漏浆配方为5%土粉+5%核桃壳+5%棉籽壳，钻井液配方为5%土浆。

从表2可以看出，当在聚合物凝胶中加入堵漏浆时，所形成凝胶的布氏粘度均大于凝胶中加入NaCl、CaCl2和钻井液，可见加入刚性颗粒与纤维状材料不仅可以促进聚合物凝胶的胶凝，也可以大幅提高凝胶自身强度。

从图6可以看出，聚合物胶凝抗污染能力较强，受到盐侵、钙侵和钻井液侵时性能变化不大，胶凝时间及强度变化不大。

图6 聚合物凝胶抗污染能力

4 结论

(1)聚合物凝胶受聚合物浓度、胶凝比、温度的影响变化趋势一致，规律性较强：浓度越高，胶凝时间越短；胶凝比越大，胶凝速度越快，胶凝时间越短；升高温度可明显缩短凝胶的胶凝时间。三个影响因素中温度影响最为明显，当温度较高时，浓度和胶凝比对胶凝时间的影响趋于平缓。

(2)聚合物凝胶具有较好的抗盐、抗钙等抗污染能力。聚合物凝胶的胶凝时间随着pH值的升高,胶凝时间缩短，形成的凝胶强度越强。

(3)通过调节聚合物CUGB-LJ溶液的浓度、胶凝比和pH值可以调节聚合物凝胶的胶凝时间，以适应不同井深、井温井的漏失封堵。

[1] 徐同台，刘玉杰，申威.钻井工程防漏堵漏技术[M].北京：石油工业出版社，1997:217-220.

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[3] 王永松,张浩,符军放.化学堵漏技术研究新进展.科技视界[J].2015(1)：9-10.

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[5] 郑军,何涛,王琪.地下合成凝胶堵漏性能研究.钻采工艺[J].2010，33(4)：102-104.

[6] 吕开河,刘阳,乔伟刚.高强度预交联凝胶堵漏剂研究.油田化学[J].2011，28(4)：359-362.

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(编辑 谢 葵)

Study on influencing factors of gelling time of polymer gel used as MLCin drilling and its properties

Tang Yandan，Xu Chuntian，Li Aihong，Yan Zhan

(DrillingDepartmentofJiangsuPetroluemEngineeringCo.Ltd.，SINOPEC，Yangzhou225261，China)

The polymer gel has a good sealing effect on the mud loss control (MLC) of fracture type and void type.The polymer gel property has a direct influence on the sealing effect.It was carried out study on influencing factors of the solution concentration of polymer gel CUGB-LJ，gel ratio，temperature，and pH value，etc.The results indicated that the gel concentration，gel ratio and temperature have similar influencing change tendencies.The higher the concentration of polymer gel，the shorter the gelling time，and the stronger the gel strength is.The bigger the gel ratio，the faster the gelling speed，and the stronger the gel strength is.The increase in temperature can obviously shorten the gelling time and form a stronger strength gel.Among three factors，temperature is the most obvious.Under the condition of high temperature，the effect of gel ratio and concentration on gelling time becomes flat.Meanwhile，with the increase in pH value，the gelling time becomes shorter and the gel strength becomes stronger.The polymer gel has good salt tolerance and calcium resistance.

plugging；polymer gel；gelling time；affecting factors；anti-pollution assessment

2015-08-19；改回日期：2015-09-30。

汤燕丹(1983—)，工程师，主要从事钻井液、完井液研究工作。电话：18505143616，E-mail：tangyd.jsyt@sinopec.com。

中石化江苏石油工程有限公司科技项目《化学胶凝堵漏技术的研究与应用》(JS14020)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.01.014

TE39

A