CN111205839A - 一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺，包括1#弹性凝胶和2#弹性凝胶；1#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物1.5～3份、有机交联剂1.0～1.5份、无机增韧剂4～6份、稳定剂0.2～0.5份以及水100份；2#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物2～5份、有机交联剂1.0～1.5份、稳定剂0.2～0.5份以及水100份。本发明的组合弹性凝胶暂堵压井液成胶后抗压≥20MPa、理论滤失量＜200mL/h，性能稳定时间＞30天，在确保较高承压能力的同时，有效降低在地层、井筒等地方的吸附滞留，满足地层压力系数相对较低的气井暂堵防漏与储层保护技术需求。

Description

一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺

技术领域

本发明涉及天然气开发技术领域，特别涉及一种用于气井修井的组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺。

背景技术

修井作业是维持气井正常生产的重要手段之一。在气井生产过程中，地层出砂、脏物沉淀、生产管柱窜漏、油管断脱、气井水淹等情况会导致气井不能正常生产。另外，套管变形、腐蚀、破裂，油管腐蚀穿孔，断落，油管堵塞等原因也会造成气井停产，甚至报废。为了使这些气井处于良好生产状态，就需要对他们进行修井作业，使其恢复正常生产。

气井的修井主要有两种作业方法，一是不压井带压修井，即不放喷井口装置控制，使气井在带压条件下完成修井作业，保证气井不喷。该技术对气井生产影响小，可以实现真正意义上的油气层保护，但对设备和配套队伍的要求高，作业费用也相对较高。另一种是利用压井液的压井修井，这是修井施工中最基本、最常用的技术，目前常用的压井方法主要有常规清洁盐水压井、强凝胶暂堵压井、绒囊暂堵压井和固相颗粒压井等，但这些方法在使用过程中也是各有利弊，如：

常规清洁盐水压井作业时，存在漏失量大、复产困难等问题；

强凝胶暂堵压井技术的成胶强度>10000mPa·s，但可控性差，破胶难度大，风险较高；

绒囊暂堵压井技术是使变形绒囊进入储层，在孔喉内聚结形成渗透率低且具有承压能力的封堵层，但是该技术配方复杂，泡沫绒囊承压＜7MPa，且需全过程循环，费用较高；

固相颗粒压井方法可以暂堵较大孔喉储层，防止压井液大量漏失，但是固相通过性差，易卡堵，损伤难以恢复等缺点。

一般情况下，压井液会通过井壁、井底进入近井地带，导致地层伤害、渗透率降低，油气井产能降低。漏失严重时还会造成井喷，带来作业不安全和环境污染等问题。因此如何解决压井液漏失严重、地层伤害大和返排困难等问题是压井技术的难点。

发明内容

为解决碳酸盐岩储层气井老井经过长时间生产，由于储层压力系数低、酸蚀溶孔/裂缝发育情况不明确等，修井过程中存在常规修井入井液量大、复产周期长，强凝胶可控性差、破胶难度大，绒囊费用高，固相颗粒通过性差、易卡堵等问题，本发明的目的是提供了一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺，实现碳酸盐岩储层气井老井暂堵，降低储层伤害，及时恢复气井产能。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，包括1#弹性凝胶和2#弹性凝胶；

其中，1#弹性凝胶母液按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物1.5～3份、有机交联剂1.0～1.5份、无机增韧剂4～6份、稳定剂0.2～0.5份以及水100份；

2#弹性凝胶母液按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物2～5份、有机交联剂1.0～1.5份、稳定剂0.2～0.5份以及水100份。

本发明进一步的改进在于，所述的抗温抗盐聚合物均是聚丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-烷基丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、N、N-二乙基丙烯酰胺、乙烯基吡咯烷酮与丙烯酰胺共聚物的一种或两种混合物。

本发明进一步的改进在于，所述的有机交联剂均是丙烯酸、丙烯酸羟乙酯、多聚甲醛、甲基丙烯酸、六次甲基四胺、羟甲基丙烯酰酯、聚乙烯亚胺与醋酸铬中一种或两种以上混合物。

本发明进一步的改进在于，所述的无机增韧剂是蒙脱土、膨润土、纳米二氧化硅的一种或两种混合物。

本发明进一步的改进在于，所述的稳定剂均是硫脲。

本发明进一步的改进在于，1#弹性凝胶和2#弹性凝胶均在80～130℃成胶，成胶时间为4～6h，耐温不低于160℃，性能稳定时间＞30天；1#和2#弹性凝胶的弹性模量是黏性模量的10～15倍。

一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液的施工工艺，将气井井筒压力放压至10MPa以下，关闭油套管闸阀；连接泵注管线至油管或套管，开油管闸阀或套管闸阀，泵注清水清洗油管或油套环空，然后泵注的1#弹性凝胶和2#弹性凝胶；根据地层压力和井口压力差值，计算推送清水用量，并从油管或油套环空注入，关闭油管闸阀或套管闸阀；关井侯凝后，打开油套管放喷阀门，进行点火放喷，火焰熄灭，表明产层已暂堵；

关闭油管放喷阀门，从油管或套管泵注清水，置换井筒气体并点火放喷，直至套管放喷阀门返液；

然后，进入下一步修井作业，修井作业完成后，采用物理捣碎法或注破胶剂法破胶，随气井返排液排出。

本发明进一步的改进在于，按照气井射孔段顶端至人工井底井段、油管喇叭口至人工井底井段的长度，采用公式(1)和公式(2)分别计算1#弹性凝胶的用量V_1#与2#弹性凝胶的用量V_2#；

V_1#＝A₁(L_井底-L_孔顶)×πD²/4 (1)

V_2#＝A₂(L_井底-L_喇叭口)×πD²/4 (2)

式中：D——套管内径；

L_井底——人工井底深度：

L_孔顶——储层射孔段顶部深度；

L_喇叭口——油管喇叭口下入深度；

A₁——1#弹性凝胶体积系数；

A₂——2#弹性凝胶体积系数。

本发明进一步的改进在于，以600～700L/min排量泵注清水清洗油管或油套环空；

从油管或油套环空以200～300L/min排量注入推送清水；

控制泵速为300～400L/min，从油管或套管泵注清水。

本发明进一步的改进在于，采用物理捣碎法破胶的具体过程为：将油管工具串下至暂堵段将弹性凝胶捣碎，实现破胶；

采用注破胶剂法破胶的具体过程为：将体积为暂堵凝胶总体积的质量浓度20％的过硫酸铵溶液推至暂堵段，浸泡4～5h，实现破胶。

与现有技术相比，本发明提供的技术方案带来的有益效果是：本发明中1#弹性凝胶由抗温抗盐聚合物、有机交联剂、无机增韧剂和稳定剂组成，成胶原理为无机增韧剂溶解于水中形成承压骨架，借助抗温抗盐聚合物分子物理化学作用充填在无机增韧剂层间，在交联剂和温度作用下，通过共价键交联反应形成凝胶；其母液粘度略高于聚合物溶液粘度，剪切速率为200S^-1时的表观粘度降低到800mPa·s内,便于泵送；成胶后转变为刚性凝胶(翻转时，凝胶表面不发生形变)，常温下弹性模量G`11500Pa，粘性模量G``1150Pa，弹性模量G`是黏性模量G``的10倍，具有高弹低黏的特征，不易在储层裂缝、溶孔等地方内滞留，在裂缝、溶孔等狭小空间内，局部承压强度高，可以达到20MPa以上，用于储层近井地带的酸蚀溶孔、裂缝等暂堵。2#弹性凝胶由抗温抗盐聚合物、有机交联剂和稳定剂组成，成胶原理借助抗温抗盐聚合物主链上的酰胺基具有的交联反应活性较高，与有机交联剂通过共价键或配位共价键反应生成三维网状结构液体胶塞；母液粘度与聚合物粘度相当，剪切速率为200S<sup>-1</sup>时的表观粘度降低到350mPa·s内，便于泵送；成胶后转变为刚性凝胶(翻转时，凝胶表面不发生形变)，弹性模量G`(160Pa)是黏性模量G``(12Pa)的15倍，具有良好的弹性变形特性和抗剪切特性，降低在井壁、地层等地方内滞留的同时，不易在井筒、炮眼等大空间内被突破，用于井筒内油管喇叭口下部井段和炮眼的暂堵。通过2种弹性凝胶组合实现对老井储层的暂堵，降低入井液体对储层的伤害，完成后续修井作业。

本发明中1#和2#弹性凝胶均以温度为成胶触发点，母液到达目的位置后，依靠储层本身的自然热量在4～6小时内交联、起强成为凝胶，形成暂堵。其中，1#弹性凝胶依靠井筒内自身和上部液柱产生的压力，逐步推至并进入储层近井地带的溶孔或裂缝，充实溶孔或裂缝，成胶后其高弹低黏的特征，确保不深入地层，由于多层硅酸盐类材料增韧增强，保证暂堵带承受正压差不低于20MPa，在储层近井地带形成暂堵层。2#弹性凝胶在油管喇叭口至人工井底井段分布，成胶后依靠自身胶体强度和弹性变形特性抵消井筒上部液柱与储层之间的压差，并且抗剪切性能强，不易被突破，用于封堵尺寸较大的井筒和炮眼，在井筒和炮眼处形成暂堵段。依靠上述两种凝胶组合的方式，确保承压能力不低于20MPa，可用于生产时间较长、压力系数较低(≥0.3)的生产气井。两种凝胶滤失量均较低，理论漏失量不超过200mL/h，降低井下作业施工期间井筒的补液量。上述两种弹性凝胶成胶后，性能稳定时间超过30天，为暂堵后的后续井下作业留下充足的作业时间。同时明确暂堵施工用量和施工工艺，用于现场施工指导和参考，确保暂堵施工成功率。

具体实施方式

下面通过具体实施例进行详细说明。

一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺，由2种弹性凝胶组成，1#弹性凝胶由抗温抗盐聚合物、有机交联剂、无机增韧剂和稳定剂组成，成胶原理为无机增韧剂溶解于水中形成承压骨架，借助抗温抗盐聚合物分子物理化学作用充填在无机增韧剂层间，在交联剂和温度作用下，通过共价键交联反应形成凝胶；其母液粘度略高于聚合物溶液粘度，剪切速率为200S^-1时的表观粘度降低到800mPa·s内，便于泵送；成胶后转变为刚性凝胶(翻转时，凝胶表面不发生形变)，常温下弹性模量G`11500Pa，粘性模量G``1150Pa，弹性模量G`是黏性模量G``的10倍，具有高弹低黏的特征，不易在储层裂缝、溶孔等地方内滞留，在裂缝、溶孔等狭小空间内，局部承压强度高，可以达到20MPa以上，用于储层近井地带的酸蚀溶孔、裂缝等暂堵。2#弹性凝胶由抗温抗盐聚合物、有机交联剂和稳定剂组成，成胶原理借助抗温抗盐聚合物主链上的酰胺基具有的交联反应活性较高，与有机交联剂通过共价键或配位共价键反应生成三维网状结构液体胶塞；母液粘度与聚合物粘度相当，剪切速率为200S<sup>-1</sup>时的表观粘度降低到350mPa·s内，便于泵送；成胶后转变为刚性凝胶(翻转时，凝胶表面不发生形变)，弹性模量G`(160Pa)是黏性模量G``(12Pa)的15倍，具有良好的弹性变形特性和抗剪切特性，降低在井壁、地层等地方内滞留的同时，不易在井筒、炮眼等大空间内被突破，用于井筒内油管喇叭口下部井段和炮眼的暂堵。通过2种弹性凝胶组合实现对老井储层的暂堵，降低入井液体对储层的伤害，完成后续修井作业。

一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，组合使用的弹性凝胶暂堵压井液由1#弹性凝胶和2#弹性凝胶组合。

其中，1#弹性凝胶母液由以下组份按照重量份组成：抗温抗盐聚合物1.5～3份、有机交联剂1.0～1.5份、无机增韧剂4～6份、稳定剂0.2～0.5份，水100份。制备过程为：向水中加入稳定剂，搅拌3min，然后加入无机增韧剂，搅拌5min，再加入抗温抗盐聚合物，搅拌20min，最后加入有机交联剂，搅拌30min，得到1#弹性凝胶。

2#弹性凝胶母液由以下组份按照重量份组成：抗温抗盐聚合物2～5份、有机交联剂1.0～1.5份、稳定剂0.2～0.5份，水100份。制备过程为：向水中加入稳定剂，搅拌3min，然后加入抗温抗盐聚合物，搅拌20min，再加入有机交联剂，搅拌30min，得到2#弹性凝胶；

1#和2#弹性凝胶中所述的抗温抗盐聚合物是聚丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-烷基丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、N、N-二乙基丙烯酰胺、乙烯基吡咯烷酮与丙烯酰胺共聚物的一种或两种混合物。

1#和2#弹性凝胶中所述的有机交联剂是丙烯酸、丙烯酸羟乙酯、多聚甲醛、甲基丙烯酸、六次甲基四胺HMTA、羟甲基丙烯酰酯、聚乙烯亚胺、醋酸铬其中一种、两种或两种以上混合物。

1#弹性凝胶中所述的无机增韧剂是蒙脱土、膨润土、纳米二氧化硅的一种或两种混合物。

1#和2#弹性凝胶中所述的稳定剂是硫脲。

1#弹性凝胶和2#弹性凝胶均在80～130℃成胶，成胶时间4～6h，耐温不低于160℃，稳定时间＞30天。

1#和2#弹性凝胶均具有高弹低黏的特征，弹性模量是黏性模量的10～15倍，通过弹性变形提高承压能力，较低的黏性模量减少在管柱表面、储层近井地带的滞留。

1#弹性凝胶用于储层裂缝、溶孔等狭小空间内暂堵，对于缝宽1mm左右的裂缝岩心，施加压力20MPa，120min内滤失速率在8.5～14mL/h，漏失量较低。

2#弹性凝胶用于井筒内喇叭口以下射孔炮眼暂堵，在直径12mm炮眼内，施加压力达到20MPa时，滤失速率约为180mL/h，滤失量较低。

可采用物理法破胶，将油管工具串下至暂堵段将弹性凝胶捣碎，实现破胶，排液复产时当返排压差达到1MPa时可随液体返至地面。

亦可采用化学法破胶，将体积约为暂堵凝胶总体积相当的质量浓度20％的过硫酸铵溶液推至暂堵段，浸泡4～5h，实现破胶。

一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液的施工工艺为：按照气井射孔段顶端至人工井底井段、油管喇叭口至人工井底井段的长度分别计算1#、2#弹性凝胶的理论用量，考虑到其在配液罐、注入管线、油套管等内壁的滞留和沿程损失，实际用量按照理论用量的2.5～3倍配制。

采用公式(1)和公式(2)分别计算1#弹性凝胶与2#弹性凝胶的用量。

V_1#＝A₁(L_井底-L_孔顶)×πD²/4 (1)

V_2#＝A₂(L_井底-L_喇叭口)×πD²/4 (2)

式中：D——套管内径，m；

L_井底——人工井底深度，m：

L_孔顶——储层射孔段顶部深度，m；

L_喇叭口——油管喇叭口下入深度，m；

A₁——1#弹性凝胶体积系数，考虑到泵注沿程损失及射孔段漏失，取值2～3；

A₂——2#弹性凝胶体积系数，考虑到泵注沿程损失，取值1.5～2.5。

配制弹性凝胶遵循以下工序，配制1#弹性凝胶：清水→稳定剂(搅拌3分钟)→无机增韧剂(搅拌5分钟)→抗温抗盐聚合物(搅拌20分钟)→交联剂(搅拌30分钟)。

配制2#弹性凝胶：清水→稳定剂(搅拌3分钟)→抗温抗盐聚合物(搅拌20分钟)→交联剂(搅拌30分钟)，配制完成后，一直保持搅拌，确保组分分散均匀。

将气井井筒压力放压至10MPa以下，关闭油套管闸阀，记录井口油套压；连接泵注管线至油管(或套管)，开油管闸阀(或套管闸阀)，大排量600～700L/min泵注适量的清水清洗油管(或油套环空)，然后泵注配制的1#和2#弹性凝胶；根据地层压力和井口压力差值，计算推送清水用量，从油管(或油套环空)小排量200～300L/min注入，关闭油管闸阀(或套管闸阀)，记录油套压；关井侯凝12小时左右，查看并记录油套压，打开油套管放喷阀门，进行点火放喷，火焰熄灭，表明产层已暂堵。关闭油管放喷阀门，控制泵速300～400L/min，从油管(或套管)泵注约井筒容积左右的清水，置换井筒气体并点火放喷，直至套管放喷阀门返液。上述施工完成后，进入下一步修井作业。作业过程中需及时补液，确保井筒内充满液体，确保施工安全。修井作业完成后，暂堵压井液采用物理捣碎法或注破胶剂法破胶，随气井返排液排出，恢复气井产能。

下面为具体实施例。

实施例1

依据A井的地层压力系数和井身结构，人工井底3300m，油管下深3100m，预测地层压力15MPa，井口油、套压6MPa，7″套管和2 ⁷/8″油管组合为例，计算所需弹性凝胶暂堵压井液的用量，然后进行弹性凝胶暂堵压井液合成和修井作业。

1)准备好2个带搅拌器的5m³配液罐，清洗干净；

2)先向1#配液罐中加入4m³清水，再加入20kg稳定剂(硫脲)，搅拌均匀。然后加入200kg的无机增韧剂(蒙脱土)，搅拌均匀。边搅拌边加入100kg的抗温抗盐聚合物(聚丙烯酰胺)，最后加入50kg有机交联剂(丙烯酸)，加完后一直搅拌，充分搅拌均匀；放置时间不超过2h。

3)先向2#配液罐中加入4m³清水，加入20kg稳定剂(硫脲)，然后边搅拌边加入100kg的抗温抗盐聚合物(聚丙烯酰胺)，搅拌均匀，最后加入50kg有机交联剂(丙烯酸)，加完后一直搅拌，充分搅拌均匀；放置时间不超过2h。

4)现场准备150m³清水或常规压井液，放置备用。

5)油管卸压，观察套压是否跟随油压下降，确定油套联通后，关闭油管闸阀。

6)反循环压井。打开套管闸阀，从油套环空替入清水15m³，用于清洗井筒，观察记录油、套压，待压力平衡，记录平衡后的油、套压；随后替入1#弹性凝胶4m³，其次替入2#弹性凝胶4m³，最后替入14m³清水或常规压井液，将组合使用的弹性凝胶暂堵压井液推至储层附近，观察记录油、套压，待压力平衡后，候凝4～6h。

7)打开油、套管放喷阀门，将井筒内的天然气放喷燃烧，观察、记录油套压，压力降至0MPa后，表明已形成暂堵带，关闭油、套管放喷阀门。

8)打开套管闸阀，小排量300～400L/min泵入清水，打开油管放喷阀门并点火，直至火焰熄灭并返液，暂堵成功。关闭套管闸阀和油管放喷阀门，进入下一步作业工序。作业过程中需及时补液，确保井筒内充满液体，确保施工安全。

8)后续修井作业完成后，配制20％质量浓度的过硫酸铵溶液8m³，从油套环空注入，用49m³清水推至储层附近，浸泡4～5h破胶。

试验效果为：组合使用的弹性凝胶暂堵压井液液密度1.00～1.05/cm³，漏失率2.36m³/天，破胶返排率100％。

实施例2

依据B井的地层压力系数和井身结构，以人工井底3200m，油管下深3080m，预测地层压力15MPa，井口油、套压6MPa，7″套管和2 ⁷/8″油管组合为例，计算所需弹性凝胶暂堵压井液的用量，然后进行弹性凝胶暂堵压井液合成和修井作业。

1)准备好2个带搅拌器的5m³配液罐，清洗干净；

2)先向1#配液罐中加入2.4m³清水，加入12kg稳定剂(硫脲)，搅拌均匀。然后加入120kg的无机增韧剂(纳米二氧化硅)，一直搅拌。边搅拌边加入48kg的抗温抗盐聚合物(聚丙烯酰胺)，最后加入24kg有机交联剂(丙烯酸)，加完后一直搅拌，充分搅拌均匀；放置时间不超过2h。

3)先向2#配液罐中加入2m³清水，加入10kg稳定剂(硫脲)，然后边搅拌边加入40kg的抗温抗盐聚合物(聚丙烯酰胺)，最后加入20kg有机交联剂(丙烯酸)，加完后一直搅拌，充分搅拌均匀；放置时间不超过2h。

4)现场准备150m³清水或常规压井液，放置备用。

5)套管卸压，降至2MPa左右，关闭套管闸阀。

6)正循环压井。从油管替入清水10m³，用于清洗井筒，观察记录油、套压，待压力平衡，记录平衡后的油、套压；随后替入1#弹性凝胶2.4m³，其次替入2#弹性凝胶2m³，最后替入2.7m³清水或常规压井液，将组合使用的弹性凝胶暂堵压井液推至储层附近，观察记录油、套压，待压力平衡后，候凝4～6h。

7)打开油、套管放喷阀门，将井筒内的天然气放喷燃烧，观察、记录油套压降至0MPa后，表明储层已形成暂堵带，关闭油、套管放喷阀门。

8)打开油管闸阀，小排量300～400L/min泵入清水，打开套管放喷阀门并点火，直至火焰熄灭并返液，暂堵成功。关闭油管闸阀和套管放喷阀门，进入下一步作业工序。作业过程中需及时补液，确保井筒内充满液体，确保施工安全。

9)后续修井作业完成后，配制20％浓度的过硫酸铵溶液5m³，从作业管柱注入，用9.5m³清水推至储层附近，浸泡4～5h破胶。

试验效果为：组合使用的弹性凝胶暂堵压井液液密度1.00～1.05/cm³，漏失率1.45m³/天，破胶返排率100％。

实施例3

1#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物1.5份、有机交联剂1.5份、无机增韧剂6份、稳定剂0.3份以及水100份；

2#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物2份、有机交联剂1.0份、稳定剂0.5份以及水100份。

其中，所述的抗温抗盐聚合物均是聚丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸。

所述的有机交联剂均是丙烯酸。

所述的无机增韧剂是蒙脱土。

所述的稳定剂均是硫脲。

实施例4

1#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物2份、有机交联剂1份、无机增韧剂5份、稳定剂0.5份以及水100份；

2#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物5份、有机交联剂1.2份、稳定剂0.4份以及水100份。

其中，所述的抗温抗盐聚合物均是2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸与N-烷基丙烯酰胺的混合物。

所述的有机交联剂均是丙烯酸羟乙酯与多聚甲醛的混合物。

所述的无机增韧剂是纳米二氧化硅与膨润土的混合物。

所述的稳定剂均是硫脲。

实施例5

1#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物3份、有机交联剂1.2份、无机增韧剂4份、稳定剂0.2份以及水100份；

2#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物3份、有机交联剂1.5份、稳定剂0.2份以及水100份。

其中，所述的抗温抗盐聚合物均是二甲基二烯丙基氯化铵、N、N-二乙基丙烯酰胺、乙烯基吡咯烷酮与丙烯酰胺共聚物的混合物。

所述的有机交联剂均是甲基丙烯酸、六次甲基四胺、羟甲基丙烯酰酯、聚乙烯亚胺与醋酸铬的混合物。

所述的无机增韧剂是纳米二氧化硅。

所述的稳定剂均是硫脲。

本发明提供的组合弹性凝胶暂堵压井液成胶后抗压≥20MPa、理论滤失量＜200mL/h，性能稳定时间＞30天，其高弹低粘的特征在确保较高承压能力的同时，有效降低在地层、井筒等地方的吸附滞留，满足地层压力系数相对较低(不低于0.3)的气井暂堵防漏与储层保护技术需求，并明确其施工工艺，确保暂堵成功率。

Claims (10)

1.一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，其特征在于，包括1#弹性凝胶和2#弹性凝胶；

其中，1#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物1.5～3份、有机交联剂1.0～1.5份、无机增韧剂4～6份、稳定剂0.2～0.5份以及水100份；

2#弹性凝胶按照重量份数计包括：抗温抗盐聚合物2～5份、有机交联剂1.0～1.5份、稳定剂0.2～0.5份以及水100份。

2.根据权利要求1所述的一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，其特征在于，所述的抗温抗盐聚合物均是聚丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-烷基丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、N、N-二乙基丙烯酰胺、乙烯基吡咯烷酮与丙烯酰胺共聚物的一种或两种混合物。

3.根据权利要求1所述的一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，其特征在于，所述的有机交联剂均是丙烯酸、丙烯酸羟乙酯、多聚甲醛、甲基丙烯酸、六次甲基四胺、羟甲基丙烯酰酯、聚乙烯亚胺与醋酸铬中一种或两种以上混合物。

4.根据权利要求1所述的一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，其特征在于，所述的无机增韧剂是蒙脱土、膨润土、纳米二氧化硅的一种或两种混合物。

5.根据权利要求1所述的一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，其特征在于，所述的稳定剂均是硫脲。

6.根据权利要求1所述的一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液，其特征在于，1#弹性凝胶和2#弹性凝胶均在80～130℃成胶，成胶时间为4～6h，耐温不低于160℃，性能稳定时间＞30天；1#和2#弹性凝胶的弹性模量是黏性模量的10～15倍。

7.一种根据权利要求1-6中任意一项所述的气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液的施工工艺，其特征在于，

将气井井筒压力放压至10MPa以下，关闭油套管闸阀；连接泵注管线至油管或套管，开油管闸阀或套管闸阀，泵注清水清洗油管或油套环空，然后泵注的1#弹性凝胶和2#弹性凝胶；根据地层压力和井口压力差值，计算推送清水用量，并从油管或油套环空注入，关闭油管闸阀或套管闸阀；关井侯凝后，打开油套管放喷阀门，进行点火放喷，火焰熄灭，表明产层已暂堵；

关闭油管放喷阀门，从油管或套管泵注清水，置换井筒气体并点火放喷，直至套管放喷阀门返液；

然后，进入下一步修井作业，修井作业完成后，采用物理捣碎法或注破胶剂法破胶，随气井返排液排出。

8.根据权利要求7所述的气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液的施工工艺，其特征在于，按照气井射孔段顶端至人工井底井段、油管喇叭口至人工井底井段的长度，采用公式(1)和公式(2)分别计算1#弹性凝胶的用量V_1#与2#弹性凝胶的用量V_2#；

V_1#＝A₁(L_井底-L_孔顶)×πD²/4 (1)

V_2#＝A₂(L_井底-L_喇叭口)×πD²/4 (2)

式中：D——套管内径；

L_井底——人工井底深度：

L_孔顶——储层射孔段顶部深度；

L_喇叭口——油管喇叭口下入深度；

A₁——1#弹性凝胶体积系数；

A₂——2#弹性凝胶体积系数。

9.根据权利要求7所述的气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液的施工工艺，其特征在于，以600～700L/min排量泵注清水清洗油管或油套环空；

从油管或油套环空以200～300L/min排量注入推送清水；

控制泵速为300～400L/min，从油管或套管泵注清水。

10.根据权利要求7所述的气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液的施工工艺，其特征在于，采用物理捣碎法破胶的具体过程为：将油管工具串下至暂堵段将弹性凝胶捣碎，实现破胶；

采用注破胶剂法破胶的具体过程为：将体积为暂堵凝胶总体积的质量浓度20％的过硫酸铵溶液推至暂堵段，浸泡4～5h，实现破胶。