酸性气田暂堵压井体系的研制与应用评价*

许 园，唐永帆

（西南油气田公司天然气研究院，四川成都 610213）

0 前言

川渝地区酸性气田较多，含大量硫化氢、二氧化碳、二氧化硫等，特别是硫化氢含量较高，存在大量的生产井井口阀门、完井管柱的腐蚀问题，需要进行压井换阀、起油管、打捞落鱼等修井作业。但由于井口压力高、井下管柱腐蚀穿孔变形严重，常规压井作业风险较大，且存在压井液污染地层风险［1-4］。现有的暂堵凝胶压井技术存在成胶强度有限、抗酸性能差、成胶时间可控性差（配制后易在地面快速成胶而导致泵注困难）、承压能力缺乏评价装置与方法等难题［5-7］。

中国石化西南油气分公司针对中浅层气藏低压老井修井时压井液漏失严重、造成储层重度污染伤害而导致产能锐减的问题，通过对稠化剂、交联剂质量分数对破胶性能的影响研究，以及液体胶塞强度和伤害性能评价，调试出了适合低压气藏的液体胶塞暂堵剂体系。西南石油大学采用地面预交联的聚合物凝胶或凝胶颗粒作为压井液，将水溶性高分子聚合物的液体胶塞在井筒内进行交联聚合反应，以大块的形式固结实现对筛管壁与井壁的封堵作业，但投产前须进行破胶处理。大港油田开发了弱凝胶悬浮基液，合成了黏弹性好、变形程度大、强度高、可吸水膨胀且在一定温度下能够自动水化降解的聚合物材料，能够在漏失层快速形成封堵屏障，有效减少修井液漏失。目前针对常规井修井用的压井液、暂堵凝胶研究较为广泛，但是并未专门针对酸性气田修井作业的暂堵压井体系开展研究，因此有必要开发耐酸性好的暂堵液体胶塞压井技术，利用胶塞的高摩阻对井筒进行封堵，而其高黏弹性可避免气窜，最终通过可控的降解性破胶技术避免污染储层［8-11］。

本文针对川渝地区酸性气田的暂堵压井作业，对现有液体胶塞存在的问题进行深入研究，通过优选植物胶稠化剂、调节pH值、添加抗酸抑制剂等得到了一种适用于高含酸性气井液体胶塞体系，考察了该体系的流变性能以及成胶后的承压能力、抗温稳定性、抗硫化氢稳定性、破胶性能，并开展了高含酸性气井的现场应用，解决了现有含酸性气体气井的安全修井难题。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

改性胍胶CT9-10A，羟丙基胍胶，含胶量85%，成都能特科技发展有限公司；改性魔芋胶CT9-10B，羧甲基魔芋胶，含胶量82%，成都能特科技发展有限公司；交联剂CT9-11，硼砂含量15%，成都能特科技发展有限公司；调理剂CT9-6B，多元醇含量50%，成都能特科技发展有限公司；抗酸抑制剂CT9-6C，硫代硫酸钠含量88%，成都能特科技发展有限公司；解堵液CT4-12B，酸含量15%，成都能特科技发展有限公司；调节剂，50%柠檬酸水溶液，实验室自制；5#白油、0#柴油，工业品，华东石油交易中心有限公司；环己烷，分析纯，成都市科隆化学品有限公司；实验用水为含硫化氢、二氧化碳水样，其中硫化氢含量分别为200、300、400、500 mg/L，二氧化碳含量为100 mg/L。

ZNN-D6S型六速旋转黏度计，青岛恒泰达机电设备有限公司；Mars 3型控制应力流变仪，美国赛默飞世尔科技公司；液体胶塞承压能力评价装置，自制。

1.2 实验方法

（1）液体胶塞体系的配制

在81 mL水中依次加入3 mL的稠化分散剂、7 mL的交联剂、5 mL 的调理剂、1 g 的抗酸抑制剂，搅拌10 min 后缓慢加入3 g 稠化剂，充分搅拌30 min，加入调节剂将液体胶塞体系调至相应的pH值。

（2）液体胶塞成胶时间与成胶强度测试

液体胶塞的成胶时间与成胶强度利用目测代码法进行评价［12］。在常温下观察形成凝胶的流动特征来判断其强度，成胶时间为凝胶成胶强度达到D级所需时间［13-14］。

（3）液体胶塞流变性能测试

利用控制应力流变仪测定液体胶塞的流变性能，包括黏弹性和耐温耐剪切性。在常温、应力扫描范围为1～500 Pa 下，测试液体胶塞的黏性模量与弹性模量；在温度150 ℃、剪切速率170 s-1下测试不同时间下液体胶塞的黏度。

（4）液体胶塞耐酸性能测试

在70 ℃下，以未加抗酸抑制剂的液体胶塞作为空白对照，分别在300 mL的含硫化氢的模拟气层水（硫化氢含量300 mg/L）、300 mL含二氧化碳的模拟气层水（二氧化碳含量100 mg/L）中放入300 mL已成胶的液体胶塞，通过观察液体胶塞的破胶情况来判断其耐酸性能。

（5）液体胶塞承压能力测试

将配制好的液体胶塞体系注入不同管径、不同长度的模拟管柱中，注入液体胶塞后旋紧两端阀门，加热至一定的成胶温度，一定时间后敞开模拟管柱上端阀门，从下端利用氮气或其它惰性气体进行驱替，当气体穿过液体胶塞从模拟管柱上端溢出或液体胶塞被气体从模拟管柱上端顶出时，压力传感系统记录的压力值即为液体胶塞的承压能力，装置示意图如图1所示。

图1 液体胶塞承压能力测试装置示意图

（6）液体胶塞抗温稳定性测试

分别将500 mL 的已成胶的液体胶塞装入老化罐中，放置70、100、120、140、150 ℃的恒温干燥箱之中，通过观察6～24 h 内的破胶情况判断液体胶塞的抗温稳定性。

（7）液体胶塞抗硫化氢稳定性测试

在70 ℃下，分别在300 mL 含不同浓度硫化氢的模拟气层水（硫化氢含量分别为200、300、400、500 mg/L）中放入300 mL的已成胶的液体胶塞，通过观察液体胶塞的破胶情况来判断其抗硫化氢稳定性。

（8）液体胶塞破胶性能测试

分别在50、60、70、80 ℃下，将300 mL 已成胶的液体胶塞放入600 mL破胶解堵液CT4-12B中，观察液体胶塞的破胶情况，记录破胶时间，并用六速旋转黏度计测试破胶液黏度。

2 结果与讨论

2.1 液体胶塞体系配方的确定

2.1.1 植物胶稠化剂的优选

液体胶塞的稠化剂多为植物胶类，为了增加成胶强度通常使用浓度较高。若直接将稠化剂加入水中，由于稠化剂的水化分散速度较快，导致液体胶塞的初始黏度过高，不利于控制液体胶塞的交联和泵注，因此考虑在配液水中加入油基稠化分散剂抑制其前期的分散溶解。室内考察了2种植物胶稠化剂（改性胍胶、改性魔芋胶）与3种稠化分散剂（5#白油、0#柴油、环己烷）配合使用时的成胶情况，液体胶塞体系的配方为：3%稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+调节剂，pH值为9，成胶温度为70 ℃，成胶时间为2 h。不同稠化剂、稠化分散剂的液体胶塞体系的成胶情况如表1所示。

表1 不同稠化剂、稠化分散剂的液体胶塞体系的成胶情况

由改性胍胶所配制液体胶塞的成胶强度高，可以至震铃凝胶级别，3 种稠化分散剂均能够与改性胍胶配合使用。由改性魔芋胶所配制液体胶塞的成胶效果不太理想，成胶强度要远远小于由改性胍胶所配制液体胶塞的，因此推荐使用改性胍胶作为液体胶塞体系的稠化剂。

2.1.2 体系pH对成胶性能的影响

液体胶塞的成胶时间对于现场暂堵压井施工的成败起着至关重要的作用。成胶时间过短，容易造成液体胶塞泵注困难；成胶时间过长，液体胶塞由于黏度低，存在漏失的风险。只有准确控制成胶时间，才能将液体胶塞泵送至设计位置。本文使用的交联剂为碱性较强的有机硼体系，利用柠檬酸来调节液体胶塞的pH 值，不同pH 值下液体胶塞体系的成胶情况如表2 所示，液体胶塞体系的配方为：3%改性胍胶+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+调节剂。在常温下，液体胶塞体系的成胶时间可以通过调节体系的pH 进行调控，成胶时间调控范围为28～200 min，当pH值在8～10之间，最终成胶强度高，均能达到震玲凝胶级别。因此通过调节体系的pH 可以控制液体胶塞的成胶时间，达到液体胶塞成胶时间可控可调的目的。

表2 不同pH值下液体胶塞的成胶情况

2.1.3 抗酸抑制剂的作用

对于含硫化氢、二氧化碳等酸性气井的修井作业，使用液体胶塞体系进行暂堵时，由于液体胶塞对pH 值较为敏感，因此需要考虑酸性气体对液体胶塞的稳定性的影响，本文选择了抗酸抑制剂CT9-6C（硫代硫酸钠含量88%），加量为1%。加入耐酸抑制剂前后已成胶的液体胶塞分别在含300 mg/L 硫化氢的模拟气层水和含100 mg/L 二氧化碳的模拟气层水中的稳定性如表3所示。液体胶塞体系的配方为：3%改性胍胶+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+调节剂，pH值为8。

表3 已成胶的液体胶塞在含硫化氢、二氧化碳模拟气层水中的稳定性

使用的抗酸抑制剂抗硫化氢与二氧化碳的效果均较好，液体胶塞在70 ℃、含硫气层水（硫化氢含量300 mg/L）、含二氧化碳的气层水（二氧化碳含量100 mg/L）中至少稳定72 h 不破胶，抗酸性气体的稳定性较好，能够适用于酸性气井的修井作业。

2.2 液体胶塞体系的性能

2.2.1 流变性能

常温下，液体胶塞体系的黏弹性测试结果见图2，在温度150 ℃、剪切速率170 s-1下，液体胶塞体系的黏度随测试时间的变化见图3。由图2可知，当剪切应力由1 Pa上升到500 Pa时，液体胶塞体系的弹性模量G′始终远远大于其黏性模量G′′，说明该液体胶塞为黏弹性流体，弹性优异，具有较好的形变恢复性及封堵作用。

图2 液体胶塞的黏弹性

图3 液体胶塞的耐温耐剪切性能

由图3 可知，液体胶塞体系的初始黏度大于30 000 mPa·s，高黏度使得其在井筒中具有较好的封堵效果。在150 ℃，170 s-1的条件下高速剪切4 h后的黏度仍然大于400 mPa·s，说明该液体胶塞的耐温耐剪切性能较好。

2.2.2 承压能力

液体胶塞承压能力是评价液体胶塞封堵能力的关键指标，目前的研究主要是基于目测代码法来判断液体胶塞的强度，该方法相对误差大，缺乏准确性。

采用自制的液体胶塞承压能力测试装置选用内径50.64 mm、长度50 cm的模拟管柱开展实验，研究了不同成胶温度、不同pH 值条件下液体胶塞体系的承压能力，结果见表4。液体胶塞配方为：3%改性胍胶+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂。

表4 不同成胶温度、pH值下液体胶塞的承压能力

随着成胶温度的不断升高，液体胶塞的承压能力不断增大。相同成胶温度条件下，液体胶塞pH=8时，承压能力最佳，pH值从9增至12，液体胶塞的承压能力变化不大。

2.2.3 抗温稳定性

液体胶塞成胶后在高温情况下的稳定性对其封堵性能起到关键作用。考察了不同温度下不同老化时间后液体胶塞的稳定性情况，液体胶塞的配方为：3%改性胍胶稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂，pH 值为8。已成胶的液体胶塞在70～150 ℃老化6～24 h时均能保持完好而未破胶，说明液体胶塞的稳定性较好，能够适用于不同井温的修井作业。

2.2.4 抗硫化氢稳定性

已成胶的配方为3%改性胍胶稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂的液体胶塞，在70 ℃、不同硫化氢浓度的模拟气层水中的稳定性如表5所示。

表5 液体胶塞抗硫化氢稳定性

液体胶塞体系在70 ℃下的稳定时间随着硫化氢含量的增加而逐渐变短。当硫化氢含量在400 mg/L以内能够保证72 h完好不破胶；当硫化氢含量达到500 mg/L时，液体胶塞的成胶稳定时间大幅度缩短，大约能稳定36 h。若需要抗更高含量的硫化氢，则需加大抗酸抑制剂用量或研发效果更佳的抗酸抑制剂。

2.2.5 破胶性能

强酸性破胶剂与氧化性破胶剂均对植物胶形成的交联空间网状结构有着优异的破胶、降解效果，高温能起到促进作用，温度越高，效果越好。本文利用兼具强酸与氧化双重作用的解堵液CT4-12B对胶塞进行破胶，其中强酸不仅能够起到破胶作用，也能够对井筒及近井地带的污染物进行溶解分散与清洗，解堵液中加入少量的高效表面活性剂可起到助排作用。

解堵液与液体胶塞接触后，在50～80 ℃温度区间内，液体胶塞在1～6 h 内完全破胶至黏度低于3 mPa·s。低黏度的残液可较为容易地从井筒排出，进而避免其进入储层产生二次污染。

2.3 液体胶塞的现场试验效果

A井的压井目的是：暂堵压井作业，更换井下受损管柱，恢复回注能力。前期进行了两次常规压井作业（清水、压井液），均未成功。该井的硫化氢含量较高，其中油管内硫化氢含量约80 mg/L，环空硫化氢含量约50 mg/L。

A井液体胶塞压井作业方案为：（1）从油管正注入液体胶塞，按照油管上段留1500 m 空余，封隔器下部的整个环空井筒完全充满设计，如图4 所示。由于地层存在漏失情况，液体胶塞注入量按1.2 倍考虑，约为30 m3，排量为400～600 L/min；（2）从套管反注入液体胶塞10～16 m3，以防止起油管时封隔器失效导致地层流体冲出；（3）候凝2 h，敞井观察2 h，若无压力、无气、无液，声波探液面无下行，则油管压井成功；（4）修井作业完成后，注入2 倍液体胶塞体积的解堵液进行解堵。

图4 A井暂堵后井身结构

A井实际压井作业为：正注液体胶塞（本文提供的配方）32 m³，反注液体胶塞14 m³，共注入液体胶塞46 m³，成功对井筒进行了有效封堵，进行了后续的修井作业，修井作业结束注入92 m3解堵液CT4-12B成功进行解堵，恢复回注能力。

3 结论

配方为3%改性胍胶+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂的液体胶塞体系，通过地面成胶时间的可控可调来满足现场配制及泵注需求，成胶后在150 ℃老化24 h 不破胶，70 ℃下在酸性气层水中72 h 不破胶，加入解堵液可完全破胶至黏度低于3 mPa·s。该液体胶塞体系在硫化氢含量约为80 mg/L的A井中被成功应用，具备在酸性气田修井作业中大面积推广应用的潜力。

通过自制的液体胶塞承压能力的评价装置，可实现对不同工况（温度、pH值）条件下的液体胶塞承压能力的模拟评价，可为现场压井作业设计与施工提供指导，降低施工失败风险。