压差封堵技术在JQH2井的应用

2024-01-12卢宝斌王乐顶冯冠雄

西部探矿工程 2023年12期

卢宝斌，王乐顶，康辉，冯冠雄，彭智

（1.中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，天津 300280；2.中国石油浙江油田分公司，浙江杭州 311100；3.中国石油渤海钻探工程有限公司四川页岩气项目管理部，四川泸州 646000；4.中国石油渤海钻探工程有限公司第四钻井公司，河北河间 062450）

导致油套管腐蚀的主要原因和服役环境有很大关系，服役环境包括介质、压力以及温度等多个方面[1]。国内的高校、行业专家通过筛选配方，研制出一种有效密封油气系统泄漏的封堵剂，有如人体血液，只在伤口位置具有凝血功能，也就是只在有着压差存在的泄漏点发生作用，在其他条件下不会凝固，而是保持流体状态，只要封堵剂接触到泄漏点，也就是受到压差的作用，就会形成紧实固体覆盖，最终进入泄漏点实现对漏点的密封。因此这种封堵剂不会阻塞正常的油气输送系统，也不会影响到管柱附件或管柱本体金属密封，这种封堵剂将成为解决油气系统泄漏行之有效的办法。

1 压差封堵剂的调研与研究

压差封堵剂具有与人体内血液相类似的靶向效果[2]，仅在漏点位置因压差的影响而固化，自行实现对泄漏孔隙的封堵。与传统封堵剂相比较，压差封堵剂表现出的化学性质较为稳定，受传输方式、压力、温度等影响较小，其密封效果取决于漏点尺寸，极大提高了石油行业管柱封堵的成功率。国内对压差激活封堵剂的研究起步较晚，1999 年，Seal-tite 公司提出了压差激活密封剂的概念，相关报道提到此公司完成了1200 次的泄漏修复作业。直到2015 年国内化学，材料力学专家提出了压差封堵剂的成分的优选以密封压差激活的自适应修复机理。此类封堵剂作用描述、压差响应机制和实际应用等的跟踪报道较少，本文参考少数文献列举封堵剂的成分以及作用机制，方便读者理解，主要参考文献的动态封堵评价设备基本类似[3]，如图1所示。

图1 动态封堵评价设备示意图

1.1 封堵剂的主要成分

主剂：橡胶是最常见的密封材料，向井筒内注入的难度小，加入助剂后，能够获得具有凝聚性能的胶粒，因而在压差激活封堵剂中，使用胶乳作为主剂，配型成稳定乳液，在承压的状态下封堵油气井管柱。

激活剂种类的优选：盐类激活剂电解质离子在乳化液中会发生水化作用，使得自由水分子减少，导致乳液发生脱水，进而对胶乳乳液的水化层造成破坏，胶乳的电性被中和，原本的双电层结构不复存在，因而导致胶乳失稳，发生凝聚。优选适用的电解质，并确保浓度适宜，就能够获得均匀可控的胶粒。实验结果见表1[4]。

表1 电解质激活现象

稳定剂：胶粒长时间放置会产生分层、沉淀，摩尔质量水轻，不利于体系的储存。在众多稳定剂中，常用的有以下两类：一类能够使得胶乳中的橡胶粒子有更多的电荷，具体有氢氧化钠、氨、水溶性碱金属盐及某些阴离子等；一类是可使得粒子表面有更优异的保护层，以实现胶乳的胶体性能的提升，主要有膨润土、超细碳酸钙等。

1.2 压差激活自适应修复机制

压差激活封堵剂的活性粒子是一种预聚体，具有由亲水链、疏水链以共价键交联的方式形成，外层分子链对水分子发生吸附，获得水化胶粒；水化层对中心粒子具有保护作用，不只是会使得胶粒的聚结性降低，也会为压差激活密封流体带来更高的稳定性，图2给出了水化胶粒的流变性、脱水化，液—固转化行为，国内的高校经深入研究后，构建起以压差激活封堵剂为对象的自适应修复力学—化学耦合模型。因漏点压差的影响，水化胶粒发生扭摆、撞击，分子结构瞬态变形，造成界面水层剥离。一旦失去水化层，胶粒间会有着更强的自聚结能力，固相粒子聚并形成弹性体，实现对泄漏孔隙的填充。

图2 压差激活封堵剂在微缺陷中的自适应密封过程

压差激活密封过程由以下环节组成：复合液滴力学活化、胶核化学聚结[5]，具体可见图2。

综上，能够看出：（1）在漏点压差的作用下，使得缺陷内的流场发生重布，并释放出物理信号，构成待修复靶点；（2）对释放出的物理信号，压差激活封堵剂做出响应，力学性质发生改变，破坏水化膜[6]，使得中心粒子被激活。在泄漏孔隙中，胶粒去水化有着以下反映：①在漏缝入口，胶粒受到射流的作用，发生旋转、撞击或摆动，产生形变乃至是破碎，导致水化层被破坏；②在漏缝内，相比较水化胶粒与内壁的粘附力，随着剪切应力有着更高数值，就会出现粘滑运动，使得表层水膜发生剥离；（3）在缺陷内，活性胶粒发生聚结，并自适应填充，建构起固体屏障[7]，而其他的仍保持流态。

1.3 压差封堵现场试验

现场管柱封堵模拟，使用一丝扣发生磨损的套管（单流阀）进行试漏，在无压力状态下，漏失量为300mL/min。向接头内灌入压差封堵剂，打压封堵，10min后，能够发现漏速大幅降低，压降也有明显改善，初步实现密封；50min 后，漏点无滴漏，压力实现稳定，由图3可知封堵后仅在泄露处有固化封堵剂，内部剩余封堵剂仍保持液态。

图3 现场封堵试验

将剩余封堵剂排出后，气密封检测得出的结果可见图4。A 段、B 段、C 段分别为打压、稳压、泄压阶段。由图4能够发现，在稳压阶段，内压力由稳压初期至稳压结束只降低1.5MPa，与API 气密封检测标准设置的压降在15min 内控制在1.9MPa 内的指标相比较更低，反映出压差激活密封的气密封性能良好。

图4 气密封检测曲线图

模拟实验显示，压差激活封堵剂可对泄漏起到有效的修复作用，修复后，能够承受的压力在40MPa 以上，且满足气密封标准，是解决油井、气井丝扣泄露的有效手段。

2 现场应用

JQH2井是一口川渝页岩气的开发井，实钻完井井深3990m，上层套管鞋深度428m，旋转下套管至井深3752.5m 发生套管串落井事故。落鱼结构：∅139.7mm浮鞋+139.7mm 抬头套管1 根+139.7mm 长套1 根+浮箍+139.7mm长套×3根+浮箍+139.7mm长套×156根+漂浮接箍+139.7mm长套×178根，落鱼总长3752.5m

2.1 事故井前期处理情况

2.1.1 使用可退式打捞矛捞获套管未解卡

组织可退式打捞期间，组合钻具下钻探鱼顶深度242.6m。打捞工具组织到位后，开始打捞作业，钻具组合为：可退式打捞矛×0.78m+转换接头（311×410）×0.81m+转换接头（411×NC52）×0.53m+127mm 钻杆若干。成功捞获落鱼，逐渐上提钻具至悬重1500kN（打捞矛最大承拉1500kN，下套管正常悬重630kN，顶驱悬重140kN），多次活动钻具未解卡，退出打捞矛。

2.1.2 下套管对扣，对扣成功

对扣套管组合：139.7mm 短套1 根×5.00m+139.7mm长套×22根×239.26m(放置210mm刚性扶正器1 个，方便对鱼头)，套管串悬重190kN，临近落鱼顶部，保持悬重不变，下放3cm，缓慢下放顶驱5kN，确认套管公扣进落鱼，通过人工紧扣11 圈，公扣累计进入12.5cm，上扣圈数及公扣进入深度与套管理论值一致，套管对扣成功。

2.1.3 低压套管验漏合格，建立循环

分别对套管打压3MPa、5.6MPa，稳压10min，压力未降。打压至8MPa，漂浮接箍盲板打开，压力归零。分3次灌浆排气，钻井液共泵入19m³。排量11L/s、泵压3.5MPa，井口泥浆返出，实测循环一周时间72min，理论计算循环一周时间69min，套管串完整。

2.1.4 套管高压测试气密性失败

固井施工顺利，拆封井器发现水泥返至地面，油基泥浆全井筒试压61MPa，稳压30min，压降0.65MPa；清水全井筒试压，打压59MPa，稳压30min，压降2.17MPa；打压76MPa，稳压30min，压降2.92MPa。

2.2 压差封堵作业过程

2.2.1 确认漏点位置

下钻至240.73m（下分隔器位置229.72m，上封隔器位置219.64m），加压30.5MPa，稳压10min，压降0MPa；下钻至261.16m（下分隔器位置250.15m，上封隔器位置240.07m，套管对扣位置242.6m），加压至40MPa，稳压30min 压降26MPa；稳压60min 压降28.1MPa；加压至50MPa，稳压30min，压降34.2MPa，期间表层套管和油层套管之间环空有清水流出。

2.2.2 封堵作业

连续油管输送可钻式桥塞（工作压力105MPa）至260m 坐封，井口清水试压至80MPa，确定泄露速度（15min压降），下2-7/8″油管至塞面以上1m位置，清水反循环洗井至进出口水质一致。反循环注入A型封堵剂2m3，A型含有不同粒径颗粒，在有压差的进行填充，起架桥作用，其中含有特定助剂与B 型封堵剂反应；关闭井口，打开套管环空注入通道，同时保证B 环空（油—技套环空）处于打开状态。泵车从油套环空缓慢升压至80MPa，A 型封堵剂受压封堵。当压力升至80MPa，候堵8h，候堵过程中根据压降情况，每2h 补压至80MPa，直至达到30min 压降小于0.7MPa 为止。完成A 型封堵剂初次封堵后，井口缓慢泄压至零，等待2h，再次升压至80MPa封堵至少2h。

清水反循环替出A 型封堵剂，注入B 型封堵剂2m3，高分子材料，起填缝作用，与A型封堵剂中的助剂反应，达到精准封堵的目的，作业工序同A型封堵，B型封堵剂候堵6h，候堵过程中根据压降情况，每2h 补压至80MPa，完成B 型封堵剂封堵后，后井口缓慢泄压至零，清水替出井筒内封堵剂。

2.2.3 承压试验

全井筒清水试压至80MPa，压降为0.7MPa，压差封堵施工成功，见图5。