一种高密度盐水冻胶堵剂及其制备方法技术

本发明专利技术公开了一种高密度盐水冻胶堵剂及其制备方法，涉及石油与天然气开采中的油田化学技术领域，由以下组分按质量百分比组成：主剂10％～70％、吸水树脂颗粒6％～12％，其余为清水。本发明专利技术的高密度盐水冻胶堵剂的适用温度为90～180℃，成胶时间可控在1～2小时，终凝强度从目测代码G到H可控。度从目测代码G到H可控。度从目测代码G到H可控。

【技术实现步骤摘要】
一种高密度盐水冻胶堵剂及其制备方法


[0001]本专利技术涉及石油与天然气开采中的油田化学
，广泛应用于高温高压、多压力层系油气井完井与修井暂堵防漏、射孔储层保护、堵水等施工作业中，是一种高密度盐水冻胶堵剂及其制备方法。

技术介绍

[0002]现今油气藏开发逐渐走向深层、超深层开发，井深增加，地质条件复杂多变，常伴随着众多挑战性的难题，如高温、高压、储层压力反转、“上喷下漏”等问题。针对存在异常高压储层的井，井筒井控安全需求和低压储层压井液漏失之间的矛盾是修完井作业面临的主要技术难点和成本增长点。
[0003]按照现有理论技术，对于存在异常高压的多压力层系油气井，进行井下作业时必须按照“就高不就低”的压井液密度选择原则先进行压井操作。在满足井控安全需求的同时，高密度压井液柱对低压储层会带来较高正压差。对于深井、超深井，这个压差值会放大。当压差值超过储层的破裂压力以后，高密度工作液会漏失进入低压储层。工作液漏失轻则增大压井液用量、增加成本，重则伤害储层、降低产量，非常严重的时候甚至会造成井控安全风险。所以在高温高压井修、完井作业中，能用于高密度压井的封堵防漏技术非常关键。
[0004]高温高压油藏对堵剂性能提出了更高要求：一方面堵剂需要克服高压地层修井、完井时高密度压井液带来的配伍和上浮问题，另一方面堵剂还需要满足耐温耐盐且现场配制方便、封堵强度可控、作业成本低廉、对环境友好等要求。
[0005]目前公开号为CN111454705A，公开了名称为高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用，堵剂由以下组分按质量百分比组成：主剂10％～90％、胶凝剂0.5％～9％，其余为清水；主剂为磷酸氢二钾、磷酸钾、焦磷酸钾中的一种或多种；胶凝剂为黄原胶、κ
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卡拉胶中的一种或多种。高密度盐水刺激交联型堵剂在90℃～180℃下的成胶时间在0.5～12h(可控)，终凝强度可达目测代码D～H(可控)，密度可控制在1.0～1.55g/cm3。高密度盐水刺激交联型堵剂现场配制方便、可操作性强、能够广泛应用于高温高压、多压力层系油气井完井与修井暂堵防漏、射孔储层保护、堵水等施工作业中。但是其是用生物聚合物，黄原胶、卡拉胶溶解配制，需要搅拌溶解均匀，增加了操作复杂性，对设备提出了要求，也存在溶解不充分造成无法有效交联的问题。
[0006]本专利技术采用吸水树脂颗粒吸收饱和盐水溶胀，配制更加简单且方便易操作。

技术实现思路

[0007]本专利技术的目的在于：针对上述存在的问题，提供一种高密度盐水冻胶堵剂及其制备方法。本专利技术所提供的冻胶堵剂现场配制方便，在高温高盐环境下能够确保成胶可控、降解时间可控且更高效、返排后岩心渗透率恢复效果好。
[0008]为解决上述技术问题，本专利技术的目的是通过以下技术方案实现的：
[0009]一种高密度盐水冻胶堵剂，由以下组分按质量百分比组成：主剂10％～70％、吸水
树脂颗粒6％～12％，其余为清水，所述堵剂体系直接采取高密度主剂盐水作为基液。需要说明的是本专利技术的吸水树脂颗粒为从山东优索化工科技有限公司购买的高分子吸水树脂。
[0010]进一步地，所述主剂为磷酸二氢钾、磷酸二氢钠、甲酸钾、焦磷酸钾、溴化钠其中的一种或多种混合物。
[0011]进一步地，所述堵剂体系密度可控制在1.2～1.6g/cm3。
[0012]高密度盐水冻胶堵剂的制备方法，包括一下步骤：
[0013]按各组分的质量百分比将主剂、吸水树脂颗粒依次加入到清水中，搅拌均匀，实验温度为中高温度：90℃～180℃，成胶时间可控制在1～2小时，依据目测代码法来判定堵剂的成胶时间与成胶强度，终凝强度可控制在高粘流动(目测代码强度C)到摇动不形变(目测代码强度H)，堵剂体系密度可控制在1.2～1.6g/cm3。
[0014]该高密度盐水刺激冻胶堵剂体系中任何组分无需提前制备，现场配制方便，可操作性强，主剂溶于清水后获得的盐水直接与吸水树脂颗粒发生交联反应，形成耐温耐盐、成胶强度可控的冻胶型堵剂。
[0015]成胶时间和成胶强度的判定方法依据Sydansk等人(1988)的冻胶强度(Gel Strength Codes简称GSC)目测代码表。通过观测冻胶成胶状态确定成胶时间，初凝时间一般指体系由A级原液变成束状B级流动冻胶(目测代码法，见表1)所经历的时间，终凝时间一般指体系由原液达到最终强度所经历的时间。一般情况下，成胶时间定义为堵剂体系成为流动性冻胶C级所经历的时间。
[0016]表1冻胶强度目测代码表
[0017][0018][0019]高密度盐水冻胶堵剂的热稳定性好，所有组分及堵剂均无毒无害且可控降解，堵剂体系对石油管材腐蚀性小，能够广泛应用于各类高温高压、多压力层系油气井完井与修井暂堵防漏、射孔储层保护、堵水调剖等施工作业中。
[0020]与现有技术相比，本专利技术的有益效果在于：
[0021](1)本专利技术高密度盐水冻胶堵剂的适用温度为90～180℃，与公开号为CN111454705A专利相比，成胶时间短且可控在1～2小时，终凝强度从目测代码G到H可控；
[0022](2)本专利技术的吸水树脂颗粒在高密度主剂盐水中仍可大量吸盐水，；且主剂含量及主剂盐水浓度更低时，冻胶成胶速度更快，冻胶终凝情况基本相同；
[0023](3)本专利技术的主剂和吸水树脂颗粒中各组分速溶性好、配制简单、可操作性好；各组分相对于溴盐堵剂和甲酸盐堵剂价格更低廉、堵剂配方经济性好；各组分在化学品安全技术说明书中均为无毒无害低腐蚀物质，对井筒环境友好、对生态环境友好；
[0024](4)本专利技术的高密度盐水刺激冻胶堵剂体系成胶前静止粘度小于100mPa.s，可泵入性良好。
附图说明
[0025]图1是实施例2中不同吸水颗粒含量老化12小时过后冻胶体系的弹性模量数值；
[0026]图2是实施例2中不同吸水颗粒含量老化12小时过后冻胶体系的粘性模量数值；
[0027]图3是实施例2中不同吸水颗粒含量老化12小时后冻胶体系的粘度
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剪切速率关系曲线。
具体实施方式
[0028]下面将对本专利技术做进一步的详细说明：本实施例在以本专利技术技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式，但本专利技术的保护范围不限于下述实施例。
[0029]一种高密度盐水冻胶型堵剂，由以下组分按质量百分比组成：主剂10％～70％、吸水树脂颗粒6％～12％，其余为清水，所述堵剂体系直接采取高密度盐水主剂作为基液。
[0030]所述主剂为磷酸二氢钾、磷酸二氢钠、甲酸钾、焦磷酸钾、溴化钠其中的一种或多种混合物。
[0031]吸水树脂颗粒在常温下对清水的吸水倍率为153用于高温高压、多压力层系油气井完井与修井暂堵防漏、射孔储层保护及堵水的高密度盐水冻胶堵剂，是根据储层地质特征、井温、用量设计制定的专属配方；按照质量百分比将各组分依次加入到清水中，搅拌均匀，在90℃～180℃下做瓶内实验，依据目测代码法来判定堵剂本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种高密度盐水冻胶堵剂，其特征在于：由以下组分按质量百分比组成：主剂10％～70％、吸水树脂颗粒6％～12％，其余为清水，所述堵剂体系直接采取高密度主剂盐水作为基液。2.根据权利要求1所述的高密度盐水刺激冻胶型堵剂，其特征在于：所述主剂为磷酸二氢钾、磷酸二氢钠、甲酸钾、焦磷酸钾、溴化钠其中的一种或多种混合物。3.根据权利要求1所述...

【专利技术属性】
技术研发人员：贾虎，戴尚坤，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：