超深稠油井修井暂堵剂的吸水性能和承压堵漏.pdf

Vol.42 No.8Aug.2023石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第4 2 卷第8 期2023年8 月超深稠油井修井暂堵剂的吸水性能和承压堵漏王磊,魏宏洋1,唐照星1,曹玲1,张思哲1,何希高2（1.中国石化西北油田分公司采油二厂，新疆轮台8 4 16 0 4；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），四川成都6 10 0 5 9）摘要：本文针对超深稠油井盐水修井液恶性漏失和高分子暂堵剂抗老化温度较低的问题，研究了耐温高分子膨胀材料(PAG)在不同介质中的体积膨胀倍数、抗盐、高温抗老化性能，通过不锈钢裂缝岩心研究了核桃壳/PAG/碳酸钙复合暂堵剂对模拟裂缝的堵漏情况。结果表明,PAG在清水中的吸水速度和体积膨胀倍数远高于盐水，其在吸水5 h后体积膨胀达到平衡，体积膨胀倍数为8.2;PAG的体积膨胀倍数随盐浓度的增加而略有降低;PAG于14 0 在含16 0 g/LNaCl和4 0 g/LCaClz的盐水中老化5 d后凝胶没有脱水和碳化，凝胶体积还增加了0.5 倍。核桃壳/PAC/碳酸钙复合暂堵剂的承压能力能达到10.0 MPa,这说明该复合暂堵剂应能用作超深稠油井修井暂堵剂。关键词：稠油井；修井；暂堵剂；吸水膨胀；抗老化中图分类号：TE254D0I:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.08.004文献标识码：A文章编号：16 7 3-5 2 8 5(2 0 2 3)0 8-0 0 13-0 6Water absorption performance and pressure-bearing sealing ofa temporary plugging polymer for workoverin ultra-deep heavy oil wellsWANG Leil,WEI Hongyang,TANG Zhaoxing,CAO Ling,ZHANG Sizhe,HE Xigao?(1.No.2 Oil Production Plant,Northwest Oilfield Company,SINOPEC,Luntai Xinjiang841604,China;2.State Key Laboratory of Reservoir Geology and Development Engineering(Chengdu University of Technology),Chengdu Sichuan 610059,China)Abstract:This paper aims to solve the problems that brine workover fluids in ultra-deepheavy oil wells leak viciously and the anti-aging temperature of temporary plugging polymersare low by far.The volume swelling ratio in different solutions,salt resistance,high-temper-ature anti-aging were investigated for the temperature-resistant swelling polymer PAG.Moreover,the plugging effect of the walnut-shell/PAG/CaCO;composite temporary pluggingpolymer on simulated fractures was studied using stainless steel fractured cores.The resultsshowed that the water absorption rate and volume swelling ratio of PAG in water were muchhigher than those in brine solutions.The volume swell reached equilibrium after absorbing*收稿日期：2 0 2 3-0 5-2 1基金项目：中国石化西北油田分公司项目“塔河油田超深井修井液体系研究”，项目编号：2 2-ZC0607-0009。作者简介：王磊（19 9 1），男，工程师，主要从事井下作业方面的研究工作。E-mail：4 7 6 6 6 4 0 4 6 q q.c o m通信作者：何希高（19 9 9），男，硕士，主要从事油田化学研究工作。E-mail:14for 5 hours in water,and the volume swelling ratio was 8.2.The volume swelling ratio of PAGdecreased slightly with an increase of the salt concentration.After PAG was aged in the brinesolution containing 160 g/L NaCl and 40 g/L CaCl2 for 5 days at 140 C,the gel did not dehy-drate or carbonize,and the gel volume increased by O.5 times.The pressure bearing capacityof walnut-shell/PAG/CaCO;composite temporary plugging polymer was up to 10.0 MPa.Thus,this composite temporary plugging ploymer can be used as a temporary plugging poly-mer for workover in ultra-deep heavy oil wells.Key words:heavy oil well;workover;temporary plugging polymer;water-swelling;anti-aging石油化工应用2 0 2 3 年第4 2 卷我国新疆塔河油田每年有大量超深稠油井需要进行修井作业，大部分井的井深在6 0 0 0 m左右,井底温度在14 0 左右，这些油井的地层属于裂缝-溶洞性碳酸盐岩地层。目前油田在修井施工中一般直接用高矿化度油田地层水或用地层水配制的无固相盐水作为修井液。但目前盐水修井液因无增黏性而在井底漏失严重，对于恶性漏失的井，一次修井中漏失量可达5001000m,使得冲砂岩屑返出困难，而且对于定容特征明显的油井，盐水的大量漏失使得地层憨压，二次压井困难,严重影响了修井作业。为了减少修井液在井底的漏失，常用暂堵剂对井底漏失通道进行封堵 2-3 。已在裂缝性油藏应用的暂堵剂一般有果壳、无机固体颗粒和高分子膨胀材料(PAG)4-51,其中PAG吸水后体积发生膨胀,形成具有黏弹性的凝胶(图1),这些凝胶目前现场应用的井底温度低于12 0 6-9，主要应用于井深3 0 0 0 4 0 0 0 m、温度8 0 9 0、矿化度（2 5)10*mg/L的中、低渗透和裂缝性致密砂岩油藏,PAG在井底温度高于12 0 的高温油并下会发生严重降解或碳化，在高矿化度下会发生脱水，失去堵漏功能，而超深稠油井的井底温度超过了12 0，地层水的总矿化度更是高达2 0 10*mg/L,目前关于PAG在超深稠油井修井作业中的现场应用未见文献报道。针对PAG在修井中存在的上述问题，作者模拟超深稠油井的地层环境，如井底温度和地层水矿化度，研究了耐温PAG的吸水性能和暂堵性能以及其复合材料的封堵能力。O。吸水000O01实验部分1.1材料与仪器高分子膨胀材料（PAG)、核桃壳和碳酸钙（C a C O,),工业级,重庆威能钻井助剂有限公司;羟丙基胍胶（HPMG），工业级，固体质量分数9 2%，淄博博皓石油化工科技有限公司；氯化钠、氯化钙和亚硫酸钠均为化学纯，成都科龙化工试剂公司；去离子水。SHPJ-IV型储层动态损害评价仪，江苏海安华达石油仪器有限公司；XGRL-4A型热滚炉，青岛森欣机电设备有限公司。1.2实验方法1.2.1PAG体积膨胀倍数的测定体积膨胀倍数的测定采用直接测量体积变化法。采用带刻度的量筒量取一定体积的清水或盐水V。，然后加人干燥的PAG,再读取量筒中总浆液的体积V，则干燥暂堵剂颗粒的体积为Vic（V i c=V。-V。）。PA G 在室内温度或设定温度下吸水膨胀一段时间后，倒出量筒里的剩余水,重新加人初始的清水或盐水体积V。，然后读取量筒中液体和吸水凝胶的总体积V，暂堵剂颗粒吸水膨胀后的体积则为 (V-V-。),的值即 PA 在某个时间段的体积膨胀倍数。1.2.2PAG暂堵性能的测定1.2.2.1实验装置的结构采用SHPJ-IV型储层动态损害评价仪进行堵漏实验。该装置由主体装置、仪表系统和用于加压的HDD-250型电动泵三部分组成。在主体装置中,实验容器能容纳2 L的堵漏浆液，模拟漏失层裂缝的构件为不锈钢裂缝岩心，裂缝岩心的直径（即裂缝高度）为2 5 mm，裂缝岩心的长度（即裂缝长度）为图1PAG的吸水膨胀示意图50mm，裂缝宽度分别为1.5、4.0.6.0、8.0、10.0 mm。该第8 期装置可模拟测定暂堵剂在不同地层裂缝宽度情况下的封堵能力和不同压力下的漏失量。1.2.2.2实验装置的工作原理实验时将预先准备好的裂缝岩心放人主体装置的规定位置中，把配制好的堵漏浆液倒入暂堵剂罐内，旋紧罐盖，按操作步骤开启电动泵，用于加压。在压力作用下堵漏浆液被挤人模拟的漏失通道内，如果设计的暂堵剂配方合理，即能对裂缝形成堵塞，在不超过实验装置的额定压力下继续加压，可测定暂堵剂对裂缝堵塞的承压能力。如果暂堵剂的配方不合理，堵漏浆液将通过漏失通道而流出。实验完成后，可卸下模拟漏失通道，观察暂堵剂的封堵状况。2 结果与讨论2.1PAG的吸水性能2.1.1PAG的吸水膨胀将还未吸水的PAG分为细颗粒PAG-1(粒径：1 3 mm）、中颗粒PAG-2(粒径：3 5mm）、粗颗粒PAG-3（粒径：5 8 mm）,这些不同颗粒尺寸的PAG作为膨胀型暂堵剂,填充在桥接堵漏材料颗粒的孔隙间,能有效封堵裂缝。在2 5 时,粗、中、细的PAG分别在清水和不同盐水溶液中浸泡2 4 h后的体积膨胀倍数见表1。由表1可以看出,PAG在NaCl和CaCl2盐水中的体积膨胀倍数远低于清水中的体积膨胀倍数,尤其在高浓度的2 2 0 g/LNaCl盐水（密度1.130g/cm,模拟塔河油田某稠油井区的地层水密度）40 g/L CaCl2、16 0 g/L Na C l 与4 0 g/L CaCl2的混合盐水（密度1.13 6 g/cm,模拟塔河油田某稠油井区的主要地溶液20清水中细粗120 g/L NaCl中细粗220 g/L NaCl中细粗160 g/L NaCl+40 g/L CaCl2中细40 g/L CaCl2粗王磊等超深稠油井修井暂堵剂的吸水性能和承压堵漏4吸水时间/h图2 PAG-2在不同水溶液中的体积膨胀倍数与吸水时间的关系2.1.3NaCl质量浓度对体积膨胀倍数的影响在2 5 表1PAG的体积膨胀倍数粒度初始体积/mL粗20202020202020202020202015层水组成及密度)中的吸水膨胀很弱,这说明盐的存在会抑制PAG的吸水膨胀。另外,PAG-1在清水中的吸水膨胀能力略低于PAG-2和PAG-3。2.1.2吸水时间对体积膨胀倍数的影响在2 5 时，将5 0 g/L的PAG-2浸泡在清水、12 0 g/L的NaCl和40g/L的CaCl2盐水溶液中,其体积膨胀倍数与吸水时间的关系见图2。由图2 可以看出，在清水和盐水中，随着吸水时间的增加，体积膨胀倍数均先上升，然后保持不变。PAG-2在清水中吸水5 h后吸水膨胀达到平衡，此时体积膨胀倍数为8.2,而PAG-2在12 0 g/L的NaCl和4 0 g/L的CaCl盐水溶液中吸水2 h后吸水膨胀达到平衡，此时体积膨胀倍数均为1.5，远低于清水中的体积膨胀倍数,另外，当吸水时间大于1h后，在同一吸水时间,PAG-2在清水中的体积膨胀倍数远高于在盐水中的体积膨胀倍数。结果表明,盐的加人明显降低了PAG-2对水的吸收速度和体积膨胀倍数。84200一清水 120 g/L NaCl*一4 0 g/L CaCl226浸泡后体积/mL175195138585052524850545050508体积膨胀倍数7.88.85.91.91.51.61.61.51.51.51.51.51.51016时,PAG-2在不同质量浓度NaCl盐水溶液中浸泡24h的体积膨胀倍数见图3。由图3 可以看出，在清水中加人少量的NaCI后,PAG-2在盐水溶液中的体积膨胀倍数显著降低，但在宽的盐浓度范围内，随着NaCI质量浓度的增加,PAG-2在盐水溶液中的体积膨胀倍数稍有下降。当NaCl质量浓度在2 0 g/L时，体积膨胀倍数从清水中的8.8 下降至2.2，当NaCl质量浓度到12 0 g/L时，体积膨胀倍数降至1.5，再继续升高NaCl质量浓度,PAG-2不再吸水膨胀，体积膨胀倍数基本不变。10864200图3 PAG-2的体积膨胀倍数与NaCl质量浓度的关系2.1.4PAG-2的高温老化将含有PAG-2和6 0 0 mg/L的Na2SO;溶液和不同盐浓度的盐水溶液放置于热滚炉中，分别在12 0 和14 0 下热滚老化2 4 h后，其凝胶体积的增加倍数见表2,Na2SO3的加入是为了消除溶液中极少量的氧气，提高PAG-2的热稳定性。由表2可以看出，在清水和4 0 g/LNaCl溶液中，长时间的高温受热使PAG-2的凝胶体积有所增加，但在4 0 g/LCaCl2和含16 0 g/LNaCl与4 0 g/LCaCl2的混合盐水溶液中老化前后PAG-2的凝胶体积增加倍数基本不变或变化很小。结果表明,PAG-2在清水和盐水中具有良好的高温热稳定性，高温老化不会使PAG-2凝胶在多价盐水溶液中脱水。温度/120140石油化工应用22023年2.1.5老化时间对PAG-2的影响将含有PAG-2和600 mg/L的NaSO,溶液、4 0 g/L NaCl和含16 0 g/LNaCl与4 0 g/LCaCl2的混合盐水溶液放置于热滚炉中，在14 0 下热滚老化12 0 h后，其凝胶体积的增加倍数见图4。由图4 可以看出，在清水和4 0 g/L的NaCl溶液中,PAG-2的凝胶体积随老化时间的增加而增加,在含有CaCl和NaCl的混合盐水溶液中,凝胶体积随老化时间的增加而缓慢增加。结果表明，长时间的高温老化不会使凝胶在清水和盐水中脱水和碳化。这说明PAG-2的井下使用温度能达到14 0。国内文献报道目前已用于油田井下堵漏的PAG的使用温度低于120 7-8 1,PA G 在高于12 0 的温度下会发生降解或碳化,生成胶质,失去堵漏功能。1.51.20.910.62040NaCl质量浓度/(gL-)溶液清水40 g/LNaCl40 g/L CaCl,160 g/L NaCl+40 g/L CaCl清水40 g/LNaCl40 g/L CaCl160 g/L NaCl+40 g/L CaCl2第4 2 卷一清水40 g/L NaCl6080100120140表2 PAG-2的抗老化初始凝胶体积/mL150150150150150150150150一米一混合盐水*0.300图4 老化时间对PAG-2凝胶体积的影响2.2吸水堵漏复合暂堵剂的承压堵漏单组分暂堵剂能封堵裂缝的尺寸及效果与加入暂堵剂的浓度和粒度有关。单组分暂堵剂一般可封堵比其自身粒度直径大2 3 倍的裂缝，而单组分暂堵剂的适宜浓度则因暂堵剂尺寸的不同而存在差异，而且其封堵能力也是有限的。一般暂堵剂有核桃壳、PAG和无机固体材料，而无机固体材料比核桃壳和PAG具有更高的承压能力，不同类型材料的复合能对裂缝的暂堵增效。因此,为了增强PAG的封堵能力,把PAG与核桃老化后凝胶体积/mL2101951501502402101651652448老化时间/h凝胶体积增加倍数0.40.3000.60.40.10.17296120第8 期壳和无机固体材料碳酸钙复配使用，形成核桃壳/PAG/碳酸钙复合暂堵剂。核桃壳的粗、中和细颗粒尺寸分别为2.0 5.0 mm0.51.0mm和0.1 0.5 mm。碳酸钙的粗、中和细颗粒尺寸分别为5.0 9.0 mm、2.0 5.0 m m 和0.52.0 mm。综合考虑PAG吸水膨胀后的体积膨胀倍数和堵漏强度，以下实验是在PAG吸水12 0 min后开始测定其堵漏性能。PAG在水中的质量浓度为4 0 g/L,其颗粒尺寸与裂缝的尺寸相匹配，复合暂堵剂在清水中的总质量浓度为15 0 3 0 0 g/L,另外，在堵漏浆液中加入质量浓度为2 5 g/L的胍胶,以增加堵漏浆液的黏性,悬浮复合暂堵剂。不锈钢裂缝岩心的裂缝宽度为1.5 和4.0mm。对这2 个裂缝宽度的堵漏实验所用的材料配比如下：(1)裂缝宽度1.5 mm所用的复合材料配比为核桃壳（细):碳酸钙（细):PAG(细)=5:1:2(质量比）。(2)裂缝宽度4.0 mm所用的复合材料配比为核桃壳：碳酸钙（细):PAG=8:1:3（质量比）,其中核桃壳的尺寸级别配比为中：细=3:1（质量比）PAG的尺寸配比为中：细=1:2(质量比）。核桃壳/PAG/碳酸钙复合暂堵剂在宽1.5 和4.0mm裂缝中的堵漏实验结果见图5、图6。对于宽1.5mm的裂缝，初始压力升至2.0 MPa，瞬间漏失8 5 mL后堵住不漏，然后压力逐渐升至6.5 MPa时堵住没漏，继续升至7.0 MPa时，暂堵剂最后被击穿。对于宽4.0 mm的裂缝，初始压力升至4.0 MPa，瞬间漏失10 0 mL后堵住不漏，压力逐渐升至10.0 MPa时堵住没漏，继续升至12.0 MPa时暂堵剂被击穿。结果显示,核桃壳/PAG/碳酸钙复合暂堵剂比单组分的PAG具有强得多的堵漏承压能力,在裂缝性地层中至少能承压6.5 MPa,远高于高温高压下堵漏材料试8765321心00图5 复合暂堵剂在宽1.5 mm裂缝中的承压随挤注时间的变化王磊等超深稠油井修井暂堵剂的吸水性能和承压堵漏13017验的行业标准3.5 MPa，这说明这种复合材料能适用于裂缝性地层的堵漏。核桃壳在漏失通道中能形成“桥架”,起桥接堵漏作用，而PAG吸水后形成具有黏弹性的凝胶,受压可变形,能适应任何形状的孔隙和裂缝，随压差的不断升高,堵漏效果更好,在加压过程中PAG不断地被挤入到裂缝通道，起堵塞、压实填充作用，同时，继续吸水膨胀，封堵作用越来越好，当压力达到突破压力后，封堵层被击穿，流体漏失。在未对漏失通道形成很好的匹配之前，会有一些间歇漏失，一旦形成比较致密的封堵后，再升压就不易被破堵。口3 结论(1)高分子膨胀材料(PAG)的体积膨胀倍数与吸水时间和溶剂有关，清水的吸水膨胀平衡时间远长于盐水，而盐的加人严重削弱了PAG的体积膨胀倍数，多价金属盐如CaCl2的影响尤其严重，在PAG的浆液中宜用清水配制。(2)PAG能耐温14 0,在盐水中14 0 条件下老化5 d后，其凝胶没有脱水和碳化，高温受热反而使凝胶体积略有增加。(3)核桃壳/PAG/碳酸钙复合暂堵剂具有较高的承压能力，复合材料中各材料的颗粒尺寸应与裂缝宽度相匹配,由PAG形成的复合材料应能封堵一般的超深稠油井碳酸盐岩裂缝-溶洞性漏层。参考文献：1王伟志,张斯文,杨中强.塔河油田碳酸盐岩油藏井控压井技术探讨 J.西部探矿工程，2 0 17,2 9(2：15-17,2 0.2艾磊，宫臣兴，谢江锋，等.超分子聚合物堵漏技术在长庆油田恶性漏失井的应用 J.钻井液与完井液,2 0 2 1,3 8 6)：705-714.141210PdN/澳864206090挤注时间/min工1201501800图6 复合暂堵剂在宽4.0 mm裂缝中的承压随挤注时间的变化306090挤注时间/min1201501801833张云华，蒋卓颖，李雨威，等.粉煤灰低密度水泥浆在塔河油田堵漏中的应用 J.石油与天然气化工，2 0 18,4 7(1：79-82.4王中华.聚合物凝胶堵漏剂的研究与应用进展 J.精细与专用化学品，2 0 11,19(4)：16-2 0.5 走赵洪波，单文军，朱迪斯，等.裂缝性地层漏失机理及堵漏材料新进展 J.油田化学，2 0 2 1,3 8（4)：7 4 0-7 4 6.6张桂意，高国强，柴德民，等.预交联水膨体调剖剂的室内评价与应用 J.精细石油化工进展，2 0 0 3,4 4)：4-8.石油化工应用2023年7白宝君，刘伟，李良雄，等.影响预交联凝胶颗粒性能特点的内因分析 J.石油勘探与开发，2 0 0 2,2 9(2):10 3-10 5.8王刚，樊洪海，刘晨超，等.新型高强度承压堵漏吸水膨胀树脂研发与应用 J.特种油气藏，2 0 19,2 6(2):14 7-15 1.9MAGZOUB M I,SALEHI S,HUSSEIN I A,et al.Loss circu-lation in drilling and well construction:The significance ofapplications of crosslinked polymers in wellbore strengthen-ing:A review J.Journal of Petroleum Science&Engineer-ing,2020,185:106653.第4 2 卷(上接第4 页）对各种环境条件和井漏形式的变化，需要进一步完善机器学习算法的准确性。此外,数据的质量和数量也对机器学习的效果产生重要影响，需要进一步改进数据采集和处理的方法，以获得更可靠的训练集。(2)未来,随着技术的不断发展和数据的积累,机器学习在井漏监测中将发挥更加重要的作用。机器学习与领域专家的合作尤为重要，将领域知识与数据驱动的方法相结合，以建立更精确、可靠的井漏监测系统来实现及时发现和预警井漏的工程问题，从而大大降低钻井经济成本和时间成本，可以更好的保证石油工人的安全，提高钻井工程的整体水平。参考文献：1赵洪波，单文军，朱迪斯，等.裂缝性地层漏失机理及堵漏材料新进展 J.油田化学,2 0 2 1,3 8（4)：7 4 0-7 4 6.2暴丹.裂缝地层致密承压封堵机理与钻井液堵漏技术研究D.青岛：中国石油大学（华东）,2 0 2 0.3谢平，蒋丽雯，赵尧，等.基于神经网络的井涌井漏实时预测方法研究 J.现代计算机：专业版，2 0 18，（11):2 3-2 8.4孙金声，白英睿，程荣超，等.裂缝性恶性井漏地层堵漏技术研究进展与展望J.石油勘探与开发,2 0 2 1,4 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