高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用技术

本发明专利技术公开了一种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21％‑53％、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‑卡拉胶中的一种或多种。高密度盐水刺激交联型堵剂在90℃～160℃下的成胶时间为0.5h～12h(可控)，终凝强度可达D～H(可控)。高密度盐水刺激交联型堵剂为凝胶体系，现场配制方便、可操作性强，能够广泛应用于高温、高压、多压力层系油气井的暂堵防漏、射孔储层保护、堵水调剖等施工作业中。

【技术实现步骤摘要】
高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用
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、多压力层系油气井的暂堵防漏、射孔储层保护、堵水调剖等施工作业中，是一种高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用。
技术介绍
现今油气藏开发对象逐渐向深层、超深层转移。在开发过程中井深增加，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。按照现有理论技术，对于存在异常高压储层的井，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，高密度压井液液柱会对低压储层带来较大的压差。当压差值超过储层的漏失阈值以后，高密度工作液会漏失进入储层。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。综上所述，掌握适用于高温高压及多压力层系油气井的压井堵漏技术非常关键。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性和上浮问题，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、作业成本低廉以及对环境友好等要求。目前主要应用的高密度堵剂主要有以下两种设计思路：(1)基于卤素盐设计制备的堵剂基于卤素盐(主要是溴化锌、氯化锌、溴化钠、溴化钙、氯化钙等)设计配制堵剂体系是传统高密度压井堵剂的设计思路。面对高温高压油气井，国际上各大钻井液公司仍将其作为重要的技术目标在进行技术攻关，技术配方严格保密。尽管都有自己的生产代码和命名方式，但其研制机理或者技术配置基本相同的。例如周志亮等使用磺化酚醛树脂(SMP-II)、碳酸钙、羧甲基纤维素等与溴化锌制备了高密度低伤害堵剂；彭科翔等使用磺化酚醛树脂(SMP-II)、磺化褐煤、磺化树脂型改性降滤失剂GJL-1与GJL-2等与溴化锌复配制备了降滤失型高密度堵剂。由于卤素盐特别是溴盐溶液在高温高密度下具有较强的腐蚀性，且难以降解，会在食物链中富集，对环境不友好。在环境保护越来越重要的今天，传统卤素盐型高密度堵剂亟待被新型低腐蚀低污染的堵剂配方所取代。(2)基于甲酸盐设计制备的堵剂基于甲酸盐(主要是甲酸钾、甲酸铯等)设计制备的堵剂主要有两种类型。一种是增粘型堵剂，其封堵原理是在甲酸盐水体系中加入高分子聚合物，使压井液体系粘度上升，从而达到降低压井液滤失和减缓压井液在低渗储层中漏失的作用，如卡博特专用液体公司研发的4mate系列丙烯酰胺-磺化甲基丙烷共聚物体系、黄原胶体系、羧甲基纤维素(CMC)体系等。这种类型的堵剂封堵性能有限，不能应用于压差较大的情况。另一种是桥堵型堵剂，其封堵原理是利用堵剂在甲酸盐水体系中的分散后以小颗粒存在的状态，在甲酸盐体系中溶入一种或几种小颗粒堵剂，在漏失层位形成桥接封堵，如细目碳酸钙、改性石墨G-Seal、多种纤维素与高强度颗粒复配的ZHFD-1等。这类堵剂颗粒的粒径选择非常重要，稍有不慎就会使颗粒进入储层造成储层损害。虽然基于甲酸盐配制的堵剂体系具有密度范围宽、储层保护效果好等优点，但是甲酸盐特别是甲酸铯成本很高。价格问题是制约基于甲酸盐配制的堵剂发展及应用的重要原因。相比于卤素盐和甲酸盐高密度压井液的局限性，本专利技术制备的堵剂可以应用在高温高盐油气藏的暂堵防漏、堵水调剖及射孔保护等作业中。本专利技术制备的堵剂与浓度为105mg/L的常规含K+、Na+、Cl-等盐溶液配伍，与浓度为2000mg/L的Mg2+、Ca2+等易结垢金属离子溶液配伍，能完成高温高盐坏境下的成胶、封堵与防漏任务。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用。本专利技术利用主剂盐水刺激胶凝剂交联(不需额外加入其它如酚醛、醋酸铬、聚乙烯亚胺等交联剂)，可提供用于高温高盐油藏及高温高压、多压力层系油气井暂堵屏蔽、射孔保护和调剖堵水等施工工艺配套使用的高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用。本专利技术所提供的堵剂现场配制方便，在高温高压高盐环境下能够快速成胶且降解时间可控、返排后渗透率恢复效果好。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：高密度盐水刺激交联型堵剂，由以下组分按质量百分比组成：主剂21％-53％、胶凝剂0.5％～9％，其余为清水。进一步地，所述主剂为磷酸氢二钾、磷酸钾、焦磷酸钾其中的一种或多种混合物。进一步地，所述胶凝剂为黄原胶、κ-卡拉胶其中的一种或多种混合物。高密度盐水刺激交联型堵剂的制备方法：按各组分的质量百分比将主剂、胶凝剂依次加入到清水中，搅拌均匀，实验温度为：90℃～160℃，成胶时间可控制在0.5小时～12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1.2g/cm3～1.55g/cm3。本专利技术中，主剂溶于清水后产生大量盐离子，盐离子与生物胶凝剂之间发生交联反应、不同的生物胶凝剂之间同时发生分子链纠缠产生协同效应、堵剂分子与水分子间形成氢键连接使堵剂体系具有吸水性，在以上三种反应的共同作用之下形成高密度盐水刺激交联型堵剂。该高密度盐水刺激交联型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刺激胶凝剂发生交联反应，在协同效应的共同作用下形成耐温耐盐、成胶强度可控的交联型堵剂。成胶时间和成胶强度的判定方法依据Sydansk等人(1988)的凝胶强度(GelStrengthCodes简称GSC)目测代码表。通过观测凝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级流动凝胶(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凝胶C级所经历的时间。表1凝胶强度目测代码表高密度盐水刺激交联型堵剂的热稳定性好，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、多压力层系油气井的暂堵防漏、射孔储层保护、堵水调剖等施工作业中。与现有技术相比，本专利技术的有益效果在于：(1)各组分速溶性好、配制简单、可操作性好；(2)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；(3)各组分的化学品安全技术说明书均满足食品级要求，无毒无害低腐蚀无污染，且可控降解、对井筒环境友好、对生态环境友好；(4)高密度盐水刺激交联型堵剂的适用温度为90℃～160℃，成胶时间可控在0.5小时～12小时，终凝强度从目测代码D到H可控，封堵任务结束后，堵剂可控降解；(5)高密度盐水刺激交联型堵剂体系成胶前静止粘度小于100mPa.s，可泵入性良好；降解后堵剂体系成为无固相液态，可随洗井本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.高密度盐水刺激交联型堵剂，其特征在于：/n由以下组分按质量百分比组成：/n主剂21％-53％、胶凝剂0.5％～9％，其余为清水。/n

【技术特征摘要】
20200217 CN 20201009498011.高密度盐水刺激交联型堵剂，其特征在于：
由以下组分按质量百分比组成：
主剂21％-53％、胶凝剂0.5％～9％，其余为清水。


2.根据权利要求1所述的高密度盐水刺激交联型堵剂，其特征在于：
所述主剂为磷酸氢二钾、磷酸钾、焦磷酸钾其中的一种或多种混合物。


3.根据权利要求1所述的高密度盐水刺激交联型堵剂，其特征在于：
所述胶凝剂为黄原胶、κ-卡拉胶其中的一种或多种混合物。
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【专利技术属性】
技术研发人员：贾虎，戴尚坤，赵金洲，卢志崇，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51