CN111454705A - 高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用 - Google Patents

Abstract

本发明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‑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。

Description

高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用

技术领域

本发明涉及石油与天然气开采中的油田化学技术领域，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，是一种高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用。

背景技术

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。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。

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。

目前现场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的高温高压井设计思路。由于缺乏针对深储层的应对策略，面对高温高压井，国际上各大泥浆公司仍将其作为重要的技术目标在进行着相关的技术攻关，相互之间技术角逐且各自为政，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正在逐渐被新型低伤害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在规模应用。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溶解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。这类堵剂颗粒的大小选择非常重要，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、储保效果好等优点，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。

发明内容

本发明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。本发明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)，研制出可供高温高盐油藏及高温高压、多压力层系油气井暂堵防漏、射孔保护和堵水等施工工艺使用的高密度盐水刺激交联型堵剂及其制备方法和应用。本发明所提供的堵剂现场配制方便，在高温高盐环境下能够确保成胶且降解时间可控、返排后岩心渗透率恢复效果好。

为解决上述技术问题，本发明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10％～90％、胶凝剂0.5％～9％，其余为清水或盐水。

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，实验温度为中高温度：90℃～160℃，成胶时间可控制在0.5～12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1.0～1.55g/cm³。

本发明中，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共价键交联反应、不同的生物胶凝剂之间同时发生分子链纠缠产生复配效应、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，在复配效应协同下形成耐温耐盐、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(GelStrength Codes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。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

(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0.5～12小时，终凝强度从目测代码C到H可控，封堵任务结束后，堵剂可控在20～168小时完全降解；

(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，静止粘度小于50mPa.s，可随洗井循环排出，基本无残留，储保效果好。

附图说明

图1是实施例1中不同胶凝剂含量老化3天过后的弹性模量与粘性模量数值；

图2是实施例2中胶凝剂含量为2％的配方在初始、2天后及5天后的粘剪关系曲线；

图3是实施例6中高密度盐水刺激交联型堵剂在不同温度下的剪切粘度曲线；

图4是实施例7中高密度盐水刺激交联型堵剂在不同温度下的弹性模量曲线；

图5是实施例7中高密度盐水刺激交联型堵剂在不同温度下的粘性模量曲线；

图6是实施例8中岩心返排时间与渗透率恢复率关系曲线。

具体实施方式

下面将对本发明做进一步的详细说明：本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式，但本发明的保护范围不限于下述实施例。

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10％～90％、胶凝剂0.5％～9％，其余为清水。

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。

所述胶凝剂为黄原胶、κ-卡拉胶其中的一种或多种混合物。

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刺激交联型堵剂，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℃～160℃下做瓶内实验，依据目测代码法来判定堵剂的成胶时间与成胶强度。

实施例1：

高密度盐水刺激交联型堵剂做暂堵剂，其组成按质量百分比组成如下：焦磷酸钾90％、黄原胶+κ-卡拉胶5～8％、其余为清水，实验温度为120℃，成胶情况见表2。

表2实施例1制备的堵剂成胶情况

如表2所示，堵剂的成胶时间在2～4小时，终凝强度为G，12天未发生脱水收缩。

如图1所示，从不同胶凝剂含量老化3天过后的弹性模量与粘性模量数值可以看出：可以通过调整胶凝剂的含量构建不同强度的暂堵剂体系。

实施例2：

高密度盐水刺激交联型堵剂做射孔保护液，其组成按质量百分比组成如下：焦磷酸钾90％、黄原胶+κ-卡拉胶浓度为1.5％～3％、其余为清水，实验温度为160℃，成胶情况见表3。

表3实施例2制备的堵剂成胶情况

如表3所示，堵剂的成胶时间在4～8小时，终凝强度在D或者E，堵剂配方在第三天开始逐渐脱水降解，脱水开始后48小时降解为无固相低粘液体。

如图2所示，从胶凝剂含量为2％的堵剂体系在初始、2天后及5天后的粘剪关系曲线可以看出：堵剂体系在初始时粘度小于100mPa.s，泵入性良好；2天后粘度大幅度提高，呈高粘状态；5天后降解为无固相液态，粘度不足50mPa.s，可以免破胶通过洗井循环替出。

实施例3：

高密度盐水刺激交联型堵剂做暂堵剂，其组成按质量百分比组成如下：焦磷酸钾90％、黄原胶+κ-卡拉胶浓度为6％～8％、其余为清水，实验温度为90℃，成胶情况见表4。

表4实施例3制备的堵剂成胶情况

如表4所示，堵剂的成胶时间在2～4小时，终凝强度为F～H，7天未发生脱水收缩，可做不同强度的暂堵剂或堵水剂使用。

实施例4：

高密度盐水刺激交联型堵剂做射孔保护液，其组成按质量百分比组成如下：焦磷酸钾90％、黄原胶+κ-卡拉胶浓度为2.5％～4％、其余为清水，实验温度为90℃，成胶情况见表5。

表5实施例4制备的堵剂成胶情况

如表5所示，堵剂的成胶时间在2～4小时，终凝强度为C～E，7天未发生脱水收缩，可做不同强度的射孔保护液使用。

实施例5：

高密度盐水刺激交联型堵剂做暂堵剂，其组成按质量百分比组成如下：焦磷酸钾90％、黄原胶+κ-卡拉胶浓度为2.5％～4％、其余为清水，实验温度为90℃，成胶情况见表6。

表6实施例5制备的堵剂成胶情况

如表6所示，堵剂的成胶时间在2～4小时，终凝强度为C～E，7天未发生脱水收缩，可做不同强度的暂堵剂或堵水剂使用。

实施例6：高密度盐水刺激交联型堵剂在不同温度下的剪切粘度关系

本例高密度盐水刺激交联型堵剂的配方为密度1.5g/cm³的主剂溶液+3％胶凝剂，将制备好的高密度盐水刺激交联型堵剂分别放置于90℃、120℃、140℃、160℃的烘箱中老化4小时后，分别对样品粘度进行观察，得到图3。4小时是堵剂泵注至目标层位的假定时间，图3表征了堵剂体系通过井筒或套管泵注到达目标层位后的状态和规律。老化4小时后堵剂样品呈粘度随温度的升高而降低的规律，各样品粘度达到10⁴mPa.s级别，呈半凝固状，堵剂不易漏失进地层并具有相当的承压能力。

实施例7：高密度盐水刺激交联型堵剂在不同温度下的粘弹性规律

本例高密度盐水刺激交联型堵剂的配方为密度1.5g/cm³的主剂溶液+6％胶凝剂，将制备好的高密度盐水刺激交联型堵剂分别放置于90℃、120℃、140℃、160℃的烘箱中老化后4小时，分别对样品弹性模量及粘性模量进行观察，得到图4和图5。堵剂弹性模量在10³Pa量级，强度较高，能够完成大压差油气井暂堵屏蔽任务(实施例8可以看出堵剂暂堵后岩层在20MPa压差下无工作液漏失)。

实施例8：

本例高密度盐水刺激交联型堵剂的配方为密度1.5g/cm³的主剂溶液+6％胶凝剂，将岩心(饱和地层水)置于一体化驱替设备中，在模拟井筒端面覆盖足够多的高密度盐水刺激交联型堵剂，高密度盐水刺激交联型堵剂之上注满清水以模拟井筒工作液；在岩心前端施加压强模拟井筒压差，观察记录岩心后端的漏失情况，岩心承压能力见表7。

表7岩心承压能力数据表

在20MPa压差下封堵2小时后，岩心与凝胶接触端面形成滤饼。由于致密滤饼的存在，凝胶侵入岩心深度较浅(3mm-5mm)且工作液漏失量及滤失量小。在对岩心封堵端面进行滤饼刮除操作后，岩心渗透率能够很快得到恢复。

岩心封堵后返向返排的渗透率恢复情况如表8及图6所示。在20MPa压差下封堵2小时后，对岩心封堵端面进行滤饼刮除，然后将岩心放置于驱替装置中用气体反向驱替。这一步骤是模拟现场返排后的刮井流程及储层油气诱喷过程。经实验结果可以推测：储层经过20MPa封堵后在约3MPa负压差诱喷2小时以上，储层渗透率可恢复到封堵前的80％。

表8岩心渗透率恢复情况表

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，这些具体实施方式都是基于本发明整体构思下的不同实现方式，而且本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.高密度盐水刺激交联型堵剂，其特征在于：

所述堵剂体系直接采取高密度盐水主剂作为基液，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。

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。

4.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：

所述堵剂体系密度可控制在1.0～1.55g/cm³。

5.根据权利要求1-4任一项所述的高密度盐水刺激交联型堵剂的制备方法，其特征在于：

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℃，依据目测代码法来判定堵剂的成胶时间与成胶强度。

6.权利要求1-4任一项所述的高密度盐水刺激交联型堵剂应用于高温高压、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。

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