[发明专利]一种高含硫气井用封堵剂

说明书

本发明涉及一种高含硫气井用封堵剂，属于油气井堵水封窜用化学产品技术领域。一种高含硫气井用封堵剂，由高抗硫G级水泥、硅粉、微硅、羧基丁苯胶乳、消泡剂、稳定剂、膨胀剂、分散剂、缓凝剂、水，按照如下质量百分比混合而成：40～55％的高抗硫G级水泥、13～18％的硅粉、1.5～3％的微硅、8～11％的羧基丁苯胶乳、0.1～0.3％的消泡剂、1.5～3％的稳定剂、1～2.2％的膨胀剂、1～2.2％的分散剂、1.5～2.2％的缓凝剂、17.4～18.1％的水。有益效果是：封堵剂89℃时的塑性粘度在20mpa·s以下，能够在高含硫气井中通过连续油管顺利泵入井下；封堵剂固化水泥石腐蚀前后的抗压强度均大于25MPa，腐蚀前后的渗透率均小于1.2×10^‑6μm²，在地层内实现长期驻留，满足高含硫气井堵水要求。

技术领域

本发明涉及一种高含硫气井用封堵剂，属于油气井堵水封窜用化学产品技术领域。

背景技术

随着高含硫气田气井边底水入侵日益严重，不仅增加了地面集输系统腐蚀控制难度，而且加重了回注压力及处理成本，采取气井堵水控制地层出水量，是实现气井稳产的关键技术。气井堵水普遍采用机械管柱和化学堵水相结合的工艺措施，实现高含硫气井长期有效封堵的关键是化学堵水剂。高含硫气井一般垂深6000m左右，井温为130℃左右、H₂S含量为12％-14％、CO₂含量为8％-10％，要求堵剂具有良好的防腐耐温性能，由于高含硫气井井型多，井身结构复杂，受永久式不动管柱影响，堵水需采用外径为38.1mm的连续油管作业，封堵位置垂深6000m左右，根据连续油管最小泵压10MPa计算，堵水剂的塑形粘度最大不能超过60mpa.s，因此要求堵水剂具有良好的流变性能，避免泵入中因摩阻过大造成泵压过高破坏连续油管；根据超深高含硫气井储层特征，通过计算堵水剂的抗压强度至少在16MPa以上。

ZL201110148574.X公开了一种油气井储层堵水、堵漏、暂闭封堵镁氧水泥浆及制备方法，由氧化镁、水、水溶性调和剂、水溶性硼酸盐、糖类缓凝剂、酸溶硬质填料、降失水剂、发泡剂和稳定剂按一定配比组成，该堵剂体系在密度0.8～2.2g/cm³的范围内可调，在20～150℃之间，都表现良好的高温应用性能，可用于普通油气井堵水、堵漏、暂闭封堵地层，解决钻完井过程中储层孔洞或高渗透区域漏失、储层段出水及油水层的同时封堵等问题，但该堵水剂含有羟乙基纤维素，导致堵水剂的塑形粘度大于90mpa.s，流变性能差，在深井内通过连续油管泵入堵水剂时易导致泵压过高从而损坏连续油管；同时该堵水剂含有大量的氧化镁及酸溶硬质填料，在含有大量H₂S的酸性地层水中易被酸溶，导致其抗压强度低，无法满足高含硫气田气井堵水要求。

发明内容

本发明的目的是为了解决在高含硫气井中，现有无机堵水剂存在的流变性能差、通过连续油管泵入时泵压过高易损坏连续油管、封堵抗压强度低、不耐酸盐腐蚀等缺陷，提供一种高含硫气井封堵剂。

本发明通过以下技术方案加以实现：

一种高含硫气井封堵剂，由高抗硫G级水泥、硅粉、微硅、羧基丁苯胶乳、消泡剂、稳定剂、膨胀剂、分散剂、缓凝剂、水，按照如下质量百分比混合而成：40～55％的高抗硫G级水泥、13～18％的硅粉、1.5～3％的微硅、8～11％的羧基丁苯胶乳、0.1～0.3％的消泡剂、1.5～3％的稳定剂、1～2.2％的膨胀剂、1～2.2％的分散剂、1.5～2.2％的缓凝剂、17.4～18.1％的水。

所述的硅粉粒径范围为150～180目之间。

所述的微硅密度在2.2～2.3g/cm³之间。

所述的羧基丁苯胶乳由苯乙烯、丁二烯乳液和丙烯酸聚合而成，其结构通式为：

其中n表示苯乙烯与丁二烯的聚合度，聚合度为5～15。