一种修复页岩气井套管微孔漏失工作液的研究

班 国

（中石化江汉石油工程有限公司 钻井一公司,湖北 潜江 433100）

当前，由于俄乌争端导致国际油价大幅上升，这给我国能源供给带来了极大的挑战,而我国页岩气储量在全球排名第一，它的高效开发能够有效降低这种“黑天鹅”事件对我国能源供给的冲击，同时页岩气作为一种清洁能源更符合国家提出的“低碳”经济理念。

在页岩气开发中，后期的增产措施对套管的气密封性要求较高，业内要求其抗内压值达到80%[1]；
但在涪陵页岩气井建产期间，发现完井后套管丝扣出现微孔漏失的比例逐渐增多，这一问题已经严重制约了区块的高效开发，成为作业者当前亟待解决的问题之一。从业内来看，对于套管微孔漏失，通常采取工程措施与化学措施并举的方法。化学方法常用的是采用热固性树脂[2,3]，通过穿透微孔驻留并胶结起到封堵的效果；
但是现阶段使用该材料在漏失区域能否有效驻留是一大难题。因此在优化工程措施的同时，还应找到一种渗透性能好且能有效驻留在漏失区域，且固化后强度较高的工作液来解决套管微孔漏失的问题。

实验设备：大功率搅拌机，D90-300A，北京探矿工程研究所；
电热鼓风干燥箱，101-2ES，北京市永光明医疗仪器有限公司；
激光粒度分析仪，LS-POP（9），珠海欧美克仪器有限公司；
水浴锅，TG-1280A，沈阳泰格石油仪器设备制造有限公司。

实验材料：基液为环氧树脂，湖北锡太化工股份有限公司。固化剂为二氨基二苯基甲烷，同创化学公司。支撑剂类型都是硅烷偶联剂：其中XCA，γ-巯丙基三甲氧基硅烷，产自湖北兴恒业科技有限公司；
GZC，γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷，日本信越化学工业株式会社；
DHA，乙烯基三硅烷，南京经天纬化工有限公司。稳定剂类型为聚氧乙烯醚：其中FN-1、聚乙二醇单乙醚，FN-2、聚乙二醇单十六烷基醚，产自湖北德科化学品有限公司；
DTR，脂肪醇聚氧乙烯醚，德国巴斯夫；
SWB，异戊烯醇聚氧乙烯醚，山东亿伟安化工科技有限公司。增强剂类型为2，4，6-三（二甲氨基甲基）苯酚，优选其中一种：STJ，武汉卡布达化工有限公司；
PZW，湖北科沃德化工有限公司；
HZS，康迪斯化工（湖北）有限公司；
ZJQ，新典化学材料（上海）有限公司；
SZJ，西亚化学科技（山东）有限公司；
DZQ，济南铭威化工有限公司。辅助稳定剂类型是聚硫橡胶：WXC、FA型聚硫橡胶，湖北科沃德化工有限公司；
WFQ、A 型聚硫橡胶，湖北东曹化学科技有限公司；
WDR、ST型聚硫橡胶，成都方正化工有限公司。

2.1 套管微孔漏失机理

地质和工程因素是造成套管微孔漏失的两大主因。地质因素主要是岩层蠕动产生形变及地应力发生变化导致套管变形；
工程因素主要是在钻井过程对套管的磨损；
射孔作业对套管射孔段的损坏；
井底酸性气体对套管的腐蚀；
大型增产措施造成的套管破损及套管运输装卸对套管的磨损等。

2.2 常规防治套管微孔漏失的措施

业内防治套管微孔漏失主要有工程方法与化学方法两种[4]。

工程技术方法贯穿整个油井的作业周期，常见的方法有：①科学设计井身结构；
例如有盐层等特殊地层，单层套管满足不了强度要求时，可采用加厚套管或双层组合套管。②在储层段，对于存在泥岩层的情况，可以对储层上下50m 处的套管按上覆地层压力1.2～1.25 倍的强度进行设计。③有效避免增产作业对套管的损伤；
压裂作业对套管会造成一定的损伤。压裂施工设计必须对套管强度进行校核，通常情况，正常的作业压力应不大于套管抗内压强度的80%。④最大限度控制套管的磨蚀；
在可控范围内较高频率配合改变转速、钻压，有助于改变侧向力最大值所处的深度，从而不至于将某一深度的套管磨穿；
钻具组合设计合理，避免作业时钻具屈曲过大，特别是一些需要侧钻的井，对于薄弱部位的保护更应加强，降低二次或多次磨损[5]。⑤套管内腐蚀防护。资料显示涪陵页岩气田套管内腐蚀主要在1500m 以上井段最为严重，该井段以上的套管防腐必须加强。掌握地层腐蚀流体的特性，包括压力，地层水氯离子含量值，温度等环境因素。对于含酸性腐蚀气体的井，可在完井管柱选材选择含3Cr 或抗硫材质的套管。后期开采若发现腐蚀气体量较大，可以在井下注入一定量的缓蚀剂来起到防腐的效果[6,7]。

固井结束后投产前的套管微孔漏失堵漏，化学技术方法是最主要的方法。目前，利用化学技术方法处理套管微孔漏失的问题主要采用热固性树脂或无机凝胶材料堵漏的方法，当前这两种方法存在的问题是堵剂在微孔驻留困难、同时胶结强度低，后期进行高压作业易发生重复漏失，故堵漏成功率低且时效性较短。为此，本研究研发一种用于套管微孔漏失的工作液，该工作液以环氧树脂乳化的纳米颗粒加固化剂为基础，通过加入支撑剂、增强剂、稳定剂及交联剂，能达到穿透裂缝并能有效驻留的效果，同时该堵漏液具有很好的流动性和稳定性，胶结性能较好。在室内对这几种材料进行了优选，确定最优配比，同时评价了性能。

2.3 堵漏工作液的设计理念

根据涪陵页岩气后期增产措施的要求，从简化施工、可操作性强、节约成本等方面考虑，对套管密封性修复进行了研究，主要以颗粒架桥理论以及粒径匹配理论为基础，优选各种材料，建立了套管密封性修复液体系，该体系能达到以下要求：1）能有效地封堵1mm 以下套管裂缝；
2）能够实现有效的泵送；
3）封堵修复后承压能力强，能满足90MPa 甚至更高压力压裂的要求；
4）具有很好的稳定性，不会带来井筒其他安全问题；
5）能够实现盲堵，不需要确定漏点具体位置，减少找漏施工程序，节约成本；
6）不需要钻塞，井筒清洁简单。

3.1 产生效果的机理

基液作为主剂，在体系中能够穿透微裂缝，固化后起到一定胶结作用。基液以环氧树脂乳化的纳米颗粒加固化剂为基础，其作用机理为：

①将环氧树脂乳化成稳定的纳米颗粒，配合树脂基稀释液，使其具有较低的黏度，确保能够有效渗入细微孔隙中。

②加入4%的固化剂，固化剂中含有活泼氢原子的胺类，可以与树脂中环氧基作用，使环氧基开环形成羟基，与环氧基再醚化反应，最后产生网状或梯形聚合物，形成基液。

③然后在基液中加入支撑剂、稳定剂和增强剂，在各助剂的协同作用下，实现工作液的固化时间、固化后的强度以及施工性能自由调节。

④为了达到更高的抗压强度，在工作液中加入交联剂，随着交联反应的进行，体系中的小分子通过交联键连接在一起，分子间作用增强，分子间隙变小，堆积程度更加紧密。当交联度达到一定值时，所有的分子通过交联键形成一个无限的3D 网状结构[8～10]。在将堵漏剂泵送到预定位置后，各添加剂反应形成小颗粒，小颗粒逐渐固化，形成高强度的屏障对微孔起到封堵的效果。

3.2 套管微孔密封修复液关键材料研究

3.2.1 支撑剂的研究

支撑剂主要的作用是在漏失区域形成较强的骨架结构，保证工作液能够很好地驻留，它的加入具有高度的灵活性。同时，后期与基液反应生成的固体颗粒在漏失区域形成阻隔带，恢复套管的密封性。本研究中主要评价了三种支撑剂，评价结果见表1。

评价方法为：先将0.5%稳定剂SWB 及2%的辅助稳定剂WXC 加入基液溶液，搅拌使其完全溶解,然后将4%支撑剂加入溶液中，让其在2000r/min 下搅拌1h，搅拌太快起泡严重，待溶液完全静止后观察其状态。

从表1 结果可以看出，GZC 支撑剂分散很好，流动状态良好，后期放置一个星期都没有分层，具有很好的稳定性；
而XCA 和DHT 支撑剂分散在稳定剂中很快就出现分层现象，不能保持良好的流动状态，稳定性差。因此在工作液中选择GZC 作为支撑剂。

3.2.2 稳定剂的筛选

（1）稳定剂的选择

稳定剂主要的作用是保证整个体系较好的稳定性，不会随着外部环境的变化出现结块、沉降等不利于施工的情况。在本研究中主要对稳定剂SWB、FN-1、FN-2、DTR 进行了评价。主要评价方法是先将4%的支撑剂GZC 加入到基液溶液中，然后加入0.5%的稳定剂，在2000r/min 下搅拌1h，待溶液完全静止后观察其状态。实验结果见表2。

从表2 可知，稳定剂SWB 对支撑剂GZC 的稳定效果最好。因此选择SWB 作为稳定剂。

（2）加量变化

前期实验中，将支撑剂GZC 加入到0.5%的SWB 基液溶液中，支撑剂的分散状态并未达到最佳，因此，需要优化稳定剂的加量。在室内对稳定剂SWB 的最佳加量进行了研究，评价结果见表3。

从表3 的实验结果可知，0.5%的SWB 加量已经使其能达到的最佳效果，但是在该加量下支撑剂GZC 的状态并不是很好，仍然会有少量沉淀。0.3%的SWB 能够保证初期支撑剂很好地分散，但随着时间的推移，会较快地出现分层；
当SWB 加量达到0.8%以上时，支撑剂不会出现分层，但是溶液无法流动；
因此，在室内还优选了一种辅助稳定剂，观察其对配制成的溶液性能的影响。

3.2.3 辅助稳定剂的筛选

在室内对WXC、WFQ、WDR 三种辅助稳定剂进行了优选，确定了合适的辅助稳定剂。主要评价方法是先将4%支撑剂GZC 加入到基液溶液中，然后加入0.5%的稳定剂SWB，最后加入2%的辅助稳定剂，在2000r/min 下搅拌1h，待溶液完全静止后观察其状态。实验结果见下表。

从表4 可知，辅助稳定剂WXC 的稳定效果最好，放置1w 后都未出现分层的现象；
而WFQ 与WDR 静置一定时间后都出现了分层。因此，选择WXC 为辅助稳定剂，并对其进行加量变化的评价。评价结果见表5。

从表5 实验结果可知，在2%和3%加量下配制的溶液状态都很好，为节约成本，确定辅助稳定剂的加量为2%。

通过以上实验确定了稳定剂SWB、支撑剂GZC和稳定剂WXC 的合适加量，并按该加量配制了一定量的混合溶液，如图1，为后面的性能评价做准备。混合液的配方为：以0.5%的稳定剂SWB 溶液为基础，加入2%的辅助稳定剂WXC 和4%的支撑剂GZC。

3.2.4 增强剂的筛选

增强剂主要是为了提高堵漏工作液凝固后的胶结强度，它与图1 中的混合液反应，使支撑剂呈现出颗粒状，封堵微孔。实验室对增强剂进行了筛选。评价方法是将6%的增强剂加入到配制好的混合溶液中，在2000r/min 下搅拌20min，使增强剂分散均匀。然后将其放置在恒温60℃水浴锅中，24h后观察状态的变化，具体实验结果见表6。

从表6、图2 的结果可知，增强剂STJ 的增强效果最好，形成的支撑剂颗粒未出现粘壁及沉降现象，且分布均匀，整个工作液的流动状态良好。

支撑剂与图1 中的混合液反应形成颗粒可以根据增强剂加量及反应时间进行调节。在室内对增强剂加量对颗粒形成时间的影响进行了实验，实验结果见表7。

从表7 可知，堵漏工作液中形成的颗粒的数量及强度可以通过增强剂的量及反应时间来控制，搅拌时间越长，颗粒粒径越小，强度更高。图3 为STJ加量为2%，反应24h 后，将工作液在150℃烘干的实物及粒径图。

通过实验，在室内构建了套管微孔堵漏工作液，该工作液由基液、稳定剂SWB、支撑剂GZC、稳定剂WXC 按比例配成的混合液和增强剂STJ 组成，恒温条件下，在工作液中加入一定量的增强剂，工作液就会形成一些均匀分布的小颗粒，同时具有一定的抗压强度，且能够在工作液中自由流动，不影响正常施工作业。在室内对工作液的抗压强度也进行了进一步的评价。

实验采用P110 套管切割后作为模拟套管使用，将套管上下连接部采用螺母连接，使套管内形成密封空间；
套管下部螺纹与螺母设计时不密封，人为给定渗漏通道，在套管中装入堵漏工作液，在套管上部通过管线与增压泵相连，通过增压泵进行增压，将堵漏剂体系挤入渗漏通道内，当有堵漏工作液渗出时，停止加压，等待24h，将堵漏工作液从套管中清理干净，然后用清水试压，观察堵漏效果与承压能力[11]。在室内评价了不同STJ 加量下的堵漏工作液的抗压强度,实验结果见图4。

从图4 结果可知，当增强剂加量达到3%时，工作液的抗压强度还达不到90MPa，如果提高加量，工作液的施工性能势必会大幅下降；
为了提高工作液的抗压强度，考虑在体系中加入交联剂。图5 为加入0.25%的交联剂JC 后，不同STJ 加量下堵漏工作液的抗压强度。

从图5 可知，交联剂的加入明显增加了堵漏工作液的抗压强度，为了得到室内堵漏工作液交联剂的最优加量，于室内在STJ 加量为3%时，评价了不同交联剂加量对堵漏工作液抗压强度的影响。

从图6 可以看出，当JC 加量达到0.4%后，继续加大其加量，堵漏工作液的抗压强度变化不大，说明当增强剂STJ 加量为3%时，交联剂JC 最大加量为0.4%较适宜。

通过实验，确定了最优化的修复页岩气井套管微孔漏失工作液的配方为：基液+4%支撑剂GZC+0.5%稳定剂SWB+2%辅助稳定剂WXC+3%增强剂STJ+0.4%交联剂JC，该套管微孔堵漏工作液能有效封堵1mm 以下套管裂缝，施工性能好，且封堵修复后承压能力强，能满足90MPa 甚至更高压力压裂的要求。

（1）页岩气井的套管微孔漏失堵漏，化学技术主要采用热固性树脂或无机凝胶材料堵漏的方法，但两种方法存在堵剂在微孔驻留困难、同时胶结强度低，后期进行高压作业易发生重复漏失的问题，需要技术优化。

（2）本研究以环氧树脂乳化的纳米颗粒加固化剂为基液，利用研究的支撑剂、稳定剂、辅助稳定剂、增强剂、交联剂能够延长堵漏剂的驻留时间，提高固化后的强度。

（3）构建了性能优异的修复页岩气井套管微孔漏失工作液的配方为：基液+4%支撑剂GZC+0.5%稳定剂SWB+2%辅助稳定剂WXC+3%增强剂STJ+0.4%交联剂JC。该工作液能有效封堵1mm 以下套管裂缝；
施工性能好，且封堵修复后承压能力强，能满足90MPa 甚至更高压力压裂的要求。