壓差封堵技術在JQH2井的應用

盧寶斌，王樂頂，康 輝，馮冠雄，彭 智

（1.中國石油渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院，天津 300280；2.中國石油浙江油田分公司，浙江杭州 311100；3.中國石油渤海鉆探工程有限公司四川頁巖氣項目管理部，四川瀘州 646000；4.中國石油渤海鉆探工程有限公司第四鉆井公司，河北河間 062450）

導致油套管腐蝕的主要原因和服役環(huán)境有很大關系，服役環(huán)境包括介質、壓力以及溫度等多個方面[1]。國內的高校、行業(yè)專家通過篩選配方，研制出一種有效密封油氣系統(tǒng)泄漏的封堵劑，有如人體血液，只在傷口位置具有凝血功能，也就是只在有著壓差存在的泄漏點發(fā)生作用，在其他條件下不會凝固，而是保持流體狀態(tài)，只要封堵劑接觸到泄漏點，也就是受到壓差的作用，就會形成緊實固體覆蓋，最終進入泄漏點實現對漏點的密封。因此這種封堵劑不會阻塞正常的油氣輸送系統(tǒng)，也不會影響到管柱附件或管柱本體金屬密封，這種封堵劑將成為解決油氣系統(tǒng)泄漏行之有效的辦法。

1 壓差封堵劑的調研與研究

壓差封堵劑具有與人體內血液相類似的靶向效果[2]，僅在漏點位置因壓差的影響而固化，自行實現對泄漏孔隙的封堵。與傳統(tǒng)封堵劑相比較，壓差封堵劑表現出的化學性質較為穩(wěn)定，受傳輸方式、壓力、溫度等影響較小，其密封效果取決于漏點尺寸，極大提高了石油行業(yè)管柱封堵的成功率。國內對壓差激活封堵劑的研究起步較晚，1999 年，Seal-tite 公司提出了壓差激活密封劑的概念，相關報道提到此公司完成了1200 次的泄漏修復作業(yè)。直到2015 年國內化學，材料力學專家提出了壓差封堵劑的成分的優(yōu)選以密封壓差激活的自適應修復機理。此類封堵劑作用描述、壓差響應機制和實際應用等的跟蹤報道較少，本文參考少數文獻列舉封堵劑的成分以及作用機制，方便讀者理解，主要參考文獻的動態(tài)封堵評價設備基本類似[3]，如圖1所示。

圖1 動態(tài)封堵評價設備示意圖

1.1 封堵劑的主要成分

主劑：橡膠是最常見的密封材料，向井筒內注入的難度小，加入助劑后，能夠獲得具有凝聚性能的膠粒，因而在壓差激活封堵劑中，使用膠乳作為主劑，配型成穩(wěn)定乳液，在承壓的狀態(tài)下封堵油氣井管柱。

激活劑種類的優(yōu)選：鹽類激活劑電解質離子在乳化液中會發(fā)生水化作用，使得自由水分子減少，導致乳液發(fā)生脫水，進而對膠乳乳液的水化層造成破壞，膠乳的電性被中和，原本的雙電層結構不復存在，因而導致膠乳失穩(wěn)，發(fā)生凝聚。優(yōu)選適用的電解質，并確保濃度適宜，就能夠獲得均勻可控的膠粒。實驗結果見表1[4]。

表1 電解質激活現象

穩(wěn)定劑：膠粒長時間放置會產生分層、沉淀，摩爾質量水輕，不利于體系的儲存。在眾多穩(wěn)定劑中，常用的有以下兩類：一類能夠使得膠乳中的橡膠粒子有更多的電荷，具體有氫氧化鈉、氨、水溶性堿金屬鹽及某些陰離子等；一類是可使得粒子表面有更優(yōu)異的保護層，以實現膠乳的膠體性能的提升，主要有膨潤土、超細碳酸鈣等。

1.2 壓差激活自適應修復機制

壓差激活封堵劑的活性粒子是一種預聚體，具有由親水鏈、疏水鏈以共價鍵交聯的方式形成，外層分子鏈對水分子發(fā)生吸附，獲得水化膠粒；水化層對中心粒子具有保護作用，不只是會使得膠粒的聚結性降低，也會為壓差激活密封流體帶來更高的穩(wěn)定性，圖2給出了水化膠粒的流變性、脫水化，液—固轉化行為，國內的高校經深入研究后，構建起以壓差激活封堵劑為對象的自適應修復力學—化學耦合模型。因漏點壓差的影響，水化膠粒發(fā)生扭擺、撞擊，分子結構瞬態(tài)變形，造成界面水層剝離。一旦失去水化層，膠粒間會有著更強的自聚結能力，固相粒子聚并形成彈性體，實現對泄漏孔隙的填充。

圖2 壓差激活封堵劑在微缺陷中的自適應密封過程

壓差激活密封過程由以下環(huán)節(jié)組成：復合液滴力學活化、膠核化學聚結[5]，具體可見圖2。

綜上，能夠看出：（1）在漏點壓差的作用下，使得缺陷內的流場發(fā)生重布，并釋放出物理信號，構成待修復靶點；（2）對釋放出的物理信號，壓差激活封堵劑做出響應，力學性質發(fā)生改變，破壞水化膜[6]，使得中心粒子被激活。在泄漏孔隙中，膠粒去水化有著以下反映：①在漏縫入口，膠粒受到射流的作用，發(fā)生旋轉、撞擊或擺動，產生形變乃至是破碎，導致水化層被破壞；②在漏縫內，相比較水化膠粒與內壁的粘附力，隨著剪切應力有著更高數值，就會出現粘滑運動，使得表層水膜發(fā)生剝離；（3）在缺陷內，活性膠粒發(fā)生聚結，并自適應填充，建構起固體屏障[7]，而其他的仍保持流態(tài)。

1.3 壓差封堵現場試驗

現場管柱封堵模擬，使用一絲扣發(fā)生磨損的套管（單流閥）進行試漏，在無壓力狀態(tài)下，漏失量為300mL/min。向接頭內灌入壓差封堵劑，打壓封堵，10min后，能夠發(fā)現漏速大幅降低，壓降也有明顯改善，初步實現密封；50min 后，漏點無滴漏，壓力實現穩(wěn)定，由圖3可知封堵后僅在泄露處有固化封堵劑，內部剩余封堵劑仍保持液態(tài)。

圖3 現場封堵試驗

將剩余封堵劑排出后，氣密封檢測得出的結果可見圖4。A 段、B 段、C 段分別為打壓、穩(wěn)壓、泄壓階段。由圖4能夠發(fā)現，在穩(wěn)壓階段，內壓力由穩(wěn)壓初期至穩(wěn)壓結束只降低1.5MPa，與API 氣密封檢測標準設置的壓降在15min 內控制在1.9MPa 內的指標相比較更低，反映出壓差激活密封的氣密封性能良好。

圖4 氣密封檢測曲線圖

模擬實驗顯示，壓差激活封堵劑可對泄漏起到有效的修復作用，修復后，能夠承受的壓力在40MPa 以上，且滿足氣密封標準，是解決油井、氣井絲扣泄露的有效手段。

2 現場應用

JQH2井是一口川渝頁巖氣的開發(fā)井，實鉆完井井深3990m，上層套管鞋深度428m，旋轉下套管至井深3752.5m 發(fā)生套管串落井事故。落魚結構：?139.7mm浮鞋+139.7mm 抬頭套管1 根+139.7mm 長套1 根+浮箍+139.7mm長套×3根+浮箍+139.7mm長套×156根+漂浮接箍+139.7mm長套×178根，落魚總長3752.5m

2.1 事故井前期處理情況

2.1.1 使用可退式打撈矛撈獲套管未解卡

組織可退式打撈期間，組合鉆具下鉆探魚頂深度242.6m。打撈工具組織到位后，開始打撈作業(yè)，鉆具組合為：可退式打撈矛×0.78m+轉換接頭（311×410）×0.81m+轉換接頭（411×NC52）×0.53m+127mm 鉆桿若干。成功撈獲落魚，逐漸上提鉆具至懸重1500kN（打撈矛最大承拉1500kN，下套管正常懸重630kN，頂驅懸重140kN），多次活動鉆具未解卡，退出打撈矛。

2.1.2 下套管對扣，對扣成功

對扣套管組合：139.7mm 短套1 根×5.00m+139.7mm長套×22根×239.26m(放置210mm剛性扶正器1 個，方便對魚頭)，套管串懸重190kN，臨近落魚頂部，保持懸重不變，下放3cm，緩慢下放頂驅5kN，確認套管公扣進落魚，通過人工緊扣11 圈，公扣累計進入12.5cm，上扣圈數及公扣進入深度與套管理論值一致，套管對扣成功。

2.1.3 低壓套管驗漏合格，建立循環(huán)

分別對套管打壓3MPa、5.6MPa，穩(wěn)壓10min，壓力未降。打壓至8MPa，漂浮接箍盲板打開，壓力歸零。分3次灌漿排氣，鉆井液共泵入19m3。排量11L/s、泵壓3.5MPa，井口泥漿返出，實測循環(huán)一周時間72min，理論計算循環(huán)一周時間69min，套管串完整。

2.1.4 套管高壓測試氣密性失敗

固井施工順利，拆封井器發(fā)現水泥返至地面，油基泥漿全井筒試壓61MPa，穩(wěn)壓30min，壓降0.65MPa；清水全井筒試壓，打壓59MPa，穩(wěn)壓30min，壓降2.17MPa；打壓76MPa，穩(wěn)壓30min，壓降2.92MPa。

2.2 壓差封堵作業(yè)過程

2.2.1 確認漏點位置

下鉆至240.73m（下分隔器位置229.72m，上封隔器位置219.64m），加壓30.5MPa，穩(wěn)壓10min，壓降0MPa；下鉆至261.16m（下分隔器位置250.15m，上封隔器位置240.07m，套管對扣位置242.6m），加壓至40MPa，穩(wěn)壓30min 壓降26MPa；穩(wěn)壓60min 壓降28.1MPa；加壓至50MPa，穩(wěn)壓30min，壓降34.2MPa，期間表層套管和油層套管之間環(huán)空有清水流出。

2.2.2 封堵作業(yè)

連續(xù)油管輸送可鉆式橋塞（工作壓力105MPa）至260m 坐封，井口清水試壓至80MPa，確定泄露速度（15min壓降），下2-7/8″油管至塞面以上1m位置，清水反循環(huán)洗井至進出口水質一致。反循環(huán)注入A型封堵劑2m3，A型含有不同粒徑顆粒，在有壓差的進行填充，起架橋作用，其中含有特定助劑與B 型封堵劑反應；關閉井口，打開套管環(huán)空注入通道，同時保證B 環(huán)空（油—技套環(huán)空）處于打開狀態(tài)。泵車從油套環(huán)空緩慢升壓至80MPa，A 型封堵劑受壓封堵。當壓力升至80MPa，候堵8h，候堵過程中根據壓降情況，每2h 補壓至80MPa，直至達到30min 壓降小于0.7MPa 為止。完成A 型封堵劑初次封堵后，井口緩慢泄壓至零，等待2h，再次升壓至80MPa封堵至少2h。

清水反循環(huán)替出A 型封堵劑，注入B 型封堵劑2m3，高分子材料，起填縫作用，與A型封堵劑中的助劑反應，達到精準封堵的目的，作業(yè)工序同A型封堵，B型封堵劑候堵6h，候堵過程中根據壓降情況，每2h 補壓至80MPa，完成B 型封堵劑封堵后，后井口緩慢泄壓至零，清水替出井筒內封堵劑。

2.2.3 承壓試驗

全井筒清水試壓至80MPa，壓降為0.7MPa，壓差封堵施工成功，見圖5。

圖5 承壓試驗記錄圖

3 認識與建議

（1）壓差封堵是一種高效、成本較低的新型封堵手段，相比以往套管封堵，動輒半個月甚至1～2個月的處理時間，壓差封堵的優(yōu)勢明顯。

（2）有關壓差封堵的文獻較少，實驗室試驗數據加壓、承壓能力不過40MPa，但在JQH2的成功應用，最終承壓達到80MPa，說明該堵漏方式目前適用于油氣井后期完井作業(yè)，建議推廣應用。

（3）根據壓差激活封堵劑的自適應密封力學—化學耦合新模型，驗證了其自適應修復機制，對于油氣井環(huán)空帶壓的難題，提供了新技術借鑒。