聚合物-颗粒复合凝胶（PCGTPA）在储气井暂堵中的创新应用：高温可调密度与低损伤特性研究

针对储气井长期运行中因压力波动和腐蚀导致的井筒完整性破坏问题，西南石油大学团队开发了一种密度可调（1.0–1.15 g/cm3）、耐高温（85–165°C）的聚合物-颗粒复合凝胶暂堵剂（PCGTPA）。该材料通过聚合物与颗粒协同作用，显著提升黏弹性模量并控制聚合物流失，FT-IR和SEM揭示了其交联机制与微观结构。实验证实PCGTPA具备压力承载、气窜抑制及低储层伤害特性，Na2S2O8可完全降解凝胶，为储气井维护提供了高效解决方案。

　　

研究背景与意义

中国天然气储运面临“西气东输”的供需地理差异，储气库作为调峰枢纽至关重要。然而，长期注采循环导致的井筒压力波动、流体侵蚀及高温腐蚀（≤165°C）易引发水泥环失效和气窜事故，传统暂堵材料如原位聚合物凝胶易流失，预交联颗粒（PPGs）存在桥堵不彻底等问题。西南石油大学团队为此开发了聚合物-颗粒复合凝胶暂堵剂（PCGTPA），其密度可调（1.0–1.15 g/cm³），适配中国95%储气库深度（<2500 m），相关成果发表于《Journal of Molecular Liquids》。

关键技术方法

研究通过傅里叶变换红外光谱（FT-IR）和扫描电镜（SEM）解析凝胶交联机制与微观结构；采用流变学实验评估黏弹性；压力承载实验模拟井筒条件；砂岩岩心测试储层兼容性；Na₂S₂O₈降解实验验证环保性。

研究结果

Gelation performance
温度与聚合物浓度显著影响凝胶时间：165°C下，2% AN113SH聚合物需4小时成胶，4%浓度缩短至2小时。SEM显示颗粒被凝胶网络包裹，形成交联一体化结构。

Rheological behavior
PCGTPA黏度可通过聚合物/颗粒比例调节，储能模量（G'）高于损耗模量（G''），表明其以弹性为主导，适用于动态压力环境。

Thermal stability
在165°C老化7天后，凝胶强度保持率>90%，优于传统泡沫凝胶（易受盐度影响）。

Degradation characteristics
Na₂S₂O₈可彻底降解凝胶，岩心渗透率恢复率达91.9%，远高于PPGs（易致水锁损伤）。

Temporary plugging mechanism
压力测试显示PCGTPA封堵压力梯度达21.12 MPa，颗粒-凝胶协同作用有效抑制聚合物流失（较传统材料减少40%）。

结论与意义

PCGTPA创新性地结合聚合物与颗粒优势，解决了储气井暂堵中高温稳定性差、材料流失及储层伤害三大难题。其可调密度与降解特性契合中国储气库低污染维护需求，微观机制研究为同类材料设计提供理论支撑。该技术有望推广至页岩气等高温储层改造领域，助力“双碳”目标下能源基础设施安全。