[发明专利]一种气井组合使用的弹性凝胶暂堵压井液及施工工艺

说明书

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。

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。