CN108587587B - 一种高强度可降解的油气井暂堵球及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球及其制备方法与应用，所述高强度可降解的油气井暂堵球主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4‑二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4‑二氨基二苯酰胺的质量比为1‑2:1‑2:0.5‑1:2‑3:1‑2:0.5‑1:0.5‑1。该暂堵球可溶解或降解性能好，对溶解或降解水质环境无选择，适应的地理环境和温度环境范围广，具有良好的承压强度、弹性变形能力和对炮眼的密封性能，对不规则尺寸的炮眼亦能形成良好的密封封堵、封堵成功率高。
Description
技术领域
本发明涉及一种高强度可降解的油气井暂堵球及其制备方法与应用，属于石油开采技术领域。
背景技术
页岩油气藏是一种典型超低渗透率、低孔隙度非常规天然油气藏，该资源在我国油气资源里占有很大比重，但其地质条件特殊，开发难度较大，常规开发技术无法适用于页岩油气藏，目前可通过体积压裂技术，将页岩储层打碎，增加裂缝复杂化，增大泄气面积，提高产能，该项技术已成功解决井况页岩油气藏水平井段储层压裂改造难题。
然而由于页岩油气藏地质布井，井间距为300m，距离较近，大规模压裂使得未压裂邻井套管易发生变形；而且现场压裂施工过程中多次起下工具，也会导致部分页岩油气井井筒完整性出现问题，甚至导致套管变形，使得后期压裂作业不能顺利下入桥塞、连续油管不能顺利钻磨桥塞，甚至部分井段被迫放弃压裂作业，影响页岩油气井单井产量。
或者某些页岩油气井，由于钻井作业未能钻遇优质储层，或压裂时选层不当，或受限于压裂改造时的施工材料及设备功率等作业方面因素的影响，未能实现全井筒范围内的有效改造，导致完井指数低，也有部分页岩油气井在后期排采时，生产制度选择不当，导致储层裂缝因导流能力大幅度降低而逐渐失效，从而影响页岩油气井单井产量。
为了使井筒完整性受损的页岩油气新井改造完全，或者减少井下工具下放次数，或者页岩油气水平井老井重获高产，均需对目标井段进行笼统暂堵体积压裂，该技术是使用暂堵材料封堵已改造井段，开启新缝，扩大有效改造体积，从而获得高产。该技术成功的前提条件为暂堵材料成功封堵已改造井段，因而对暂堵材料的性能提出了较高要求。本项发明的目的在于制备一种高强度可降解油气井暂堵球，能够封堵已压裂射孔段射孔孔眼，压裂施工后可降解，无残渣，不影响下一步生产，满足现场压裂需求。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种高强度可降解的油气井暂堵球。
本发明的目的还在于提供上述高强度可降解的油气井暂堵球的制备方法。
本发明的目的还在于提供上述高强度可降解的油气井暂堵球在油气井暂堵处理中的应用。
本发明的目的还在于提供应用上述高强度可降解的油气井暂堵球对油气井暂堵的处理方法。
为达到上述目的，本发明提供一种高强度可降解的油气井暂堵球，其中，所述高强度可降解的油气井暂堵球主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1。
在本发明较为优选的实施方式中，所述高强度可降解的油气井暂堵球主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为2:1.8:1:2.3:1.8:0.6:0.5。
在本发明较为优选的实施方式中，所述高强度可降解的油气井暂堵球主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.9:1.8:1:2.2:1.6:0.6:0.7。
在本发明较为优选的实施方式中，所述高强度可降解的油气井暂堵球主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.6:0.8。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，优选地，所述热塑性聚合物包括热塑性聚醚酯、聚乙烯醇以及聚甲基丙烯酸甲酯中的一种或几种的组合。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，优选地，所述热塑性聚合物为热塑性聚醚酯。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，优选地，所述热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比5-9:1-4合成制备得到的；
更优选地，所述热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3合成制备得到的。在本发明较为优选的实施方式中，该热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3合成(本领域常规方法)制备得到，通过聚碳酰亚胺进一步提高聚醚酯弹性体材料的力学性能、绝缘性能、耐高温性能，以此获得相较热塑性聚醚酯原料，热塑性参数、弹性变形性能比等指标更优的热塑性聚醚酯。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，所述聚丙烯酰胺为胶合剂；所述聚乙烯蜡为分散剂；所述碳化硼为耐温材料；所述热塑性聚合物(如热塑性聚醚酯)为弹性体；所述田菁胶为稳定剂；所述苯并***为防光照剂；所述4,4-二氨基二苯酰胺为刚化剂。
具体而言，所述聚丙烯酰胺用以胶合其余组分；所述聚乙烯蜡用以承载互溶其余组分；所述碳化硼用以提高强度产品的耐热性；所述田菁胶用以提高产品结构稳定性；所述苯并***用以抵抗光照作用；所述4,4-二氨基二苯酰胺用以增强产品的刚性能力，优化产品抗压性能；所述热塑性聚醚酯(热塑性聚醚酯)用以使产品形成可靠的热塑性与弹性变形能力。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，用于制备热塑性聚醚酯的原料聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺均为本领域常规物质，均可以通过商购获得。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，优选地，所述反应条件为140-250℃条件下，35-50MPa压力容器内反应3-7小时；更优选为反应5小时。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，优选地，该油气井暂堵球的制备还包括将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中，得到不同尺寸的高强度可降解油气井暂堵球的操作。
在本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球中，优选地，所述的高强度可降解油气井暂堵球的直径为5mm-20mm。
其中，在本发明较为优选的实施方式中，本领域技术人员可以根据作业需要合理设置该高强度可降解油气井暂堵球的直径，如其直径具体可为5.5mm、9.0mm、11.0mm、13.5mm、15.0mm、18.0mm。
本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球的暂堵压裂实施原理在于：该高强度可降解的油气井暂堵球遵循流体向阻力最小方向流动的原则，在施工过程中随着压裂液流入井底，封堵已压开层段形成的低压区的射孔孔眼，使后续压裂液不能向已压开区域射孔孔眼进入，迫使压裂液转向流入未压裂的高应力区域，促使新缝的产生形成复杂缝网，并在施工完成后，在压裂要求时间范围内实现降解，不对地层产生污染且不影响生产。
本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球可封堵经过支撑剂打磨后不规则炮眼，提高封堵效率，同时具备很高的承压能力；封堵性能好，可封堵各种形状的炮眼；可溶性好，在压裂液中可以完全溶解，无残留；操作和投入方法简单，不会给操作人员和压裂设备带来负担等优点。
本发明还提供了所述的高强度可降解的油气井暂堵球的制备方法，其中，所述方法包括将如下主要成分放入反应釜中进行反应：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1。
在上述制备方法中，优选地，该方法还包括将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中进而得到不同尺寸的高强度可降解的油气井暂堵球的操作。
在上述制备方法中，优选地，所述反应釜中反应条件设置为：温度140-250℃，压力35-50MPa，反应3-7小时；更优选为反应5小时。
在本发明较为优选的实施方式中，制备过程中，反应温度为160℃，反应压力为38MPa，反应时间为5小时。
在本发明较为优选的实施方式中，制备过程中，反应温度为170℃，反应压力为35MPa，反应时间为5小时。
在本发明较为优选的实施方式中，制备过程中，反应温度为160℃，反应压力为40MPa，反应时间为5小时。
本发明还提供了所述的高强度可降解的油气井暂堵球在油气井暂堵处理中的应用。
本发明还提供了应用所述的高强度可降解的油气井暂堵球对油气井暂堵的处理方法，其中，所述方法包括如下步骤：将所述高强度可降解油气井暂堵球预置于与压裂***液动阀相连的立管中，压裂前或压裂中途打开液动阀，该高强度可降解的油气井暂堵球进入高压管汇，随压裂液注入井筒中，在一定排量下观察压力变化，当压力有明显变化时，则说明暂堵球已封堵孔眼，可进行下一步压裂施工。
在上述处理方法中，优选地，所述立管的长度为0.5±0.1m。
在上述处理方法中，优选地，所述排量为6-18m3/min。
在上述处理方法中，本领域技术人员可以常规判断压力有明显变化，如在本发明具体实施方式中，当压力突升幅度不小于2MPa可以判断为压力有明显变化。
在应用所述高强度可降解的油气井暂堵球对油气井暂堵的处理方法中，具体投送方式可参照东方宝麟科技发展(北京)有限公司自行研发技术，即一种适用于深层页岩气水平井的混合暂堵体积压裂方法(CN106437662A)中所述的压裂装备、方法、流程(详见图7)实施高强度可降解油气井暂堵球的投送作业，其区别在于，在本发明所提供的压裂***中，液动阀1和液动阀2上面分别连接一个长度为0.5m的立管，用于放置两组高强度可降解的油气井暂堵球。
在本发明具体实施方式中，所述的高强度可降解的油气井暂堵球对油气井暂堵的处理方法具体包括：在液动阀1和液动阀2上面分别连接一个长度为0.5m的立管，在立管中分别放置两组暂堵球，压裂前投放与液动阀1相连接的立管中的第一组暂堵球，压裂中途投放与液动阀2相连接的立管中的第二组暂堵球；
压裂前，开启液动阀1，立管里面的第一组暂堵球进入高压管汇中，迅速提排量至6-18m3/min，暂堵球随着压裂液进入井筒，稳定排量至6-18m3/min，压力有明显变化时，则说明暂堵球已封堵孔眼，可进行下一步压裂施工；
压裂液量至1000-1500m3时，降排量至6-18m3/min，开启液动阀2，投送第二组暂堵球，保持排量不变，观察压力变化，待压力有明显变化时，则说明暂堵球已封堵孔眼，可进行下一步压裂施工。
综上所述，本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球具有如下优点：该高强度可降解的油气井暂堵球可溶解或降解性能好，对溶解或降解水质环境无选择，适应的地理环境和温度环境范围广，具有良好的承压强度、弹性变形能力和对炮眼的密封性能，对不规则尺寸的炮眼亦能形成良好的密封封堵、封堵成功率高，在作业时具有优异的灵活性和可靠性，对光线适应性良好，具备较强抵抗能力，完全适用于国内页岩气水平井压裂市场对暂堵转向为压裂目的压裂技术要求。
附图说明
图1是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在90℃条件下的溶解曲线图。
图2是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在130℃条件下的溶解曲线图。
图3是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在150℃条件下的溶解曲线图。
图4是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在130℃下座封于直径为9mm球座的承压曲线图。
图5是本发明实施例3所得高强度可降解的油气井暂堵球在130℃下座封于直径为10mm球座的承压曲线图。
图6是本发明对比例2所得油气井暂堵球在130℃下座封于直径为9mm球座的承压曲线图。
图7是本发明应用例中高强度可降解油气井暂堵球的投放示意图。
图8是本发明应用例中应用本发明所提供的该高强度可降解的油气井暂堵球的加砂压裂曲线(第2次施工)。
图9是本发明应用例中应用本发明所提供的该高强度可降解的油气井暂堵球的加砂压裂曲线(第3次施工)。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为2:1.8:1:2.3:1.8:0.6:0.5。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在160℃条件下，38MPa下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为9.0mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球A。
实施例2
本实施例提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.9:1.8:1:2.2:1.6:0.6:0.7。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在170℃条件下，35MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为11.0mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球B。
实施例3
本实施例提供了一种高强度可降解的油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶、苯并***和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.6:0.8。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在160℃条件下，40MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为13.5mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球C。
对比例1
本实施例提供了一种油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.8。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在170℃条件下，40MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为13.5mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球D。
对比例2本实施例提供了一种油气井暂堵球，其制备方法包括以下步骤：
物料比例：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和苯并***，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚醚酯、田菁胶和苯并***的质量比为1.8:1.7:1:2.4:1.7:0.6。
其中，热塑性聚醚酯由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3进行合成。
将上述成分按照比例放入反应釜中后，在170℃条件下，40MPa压力下反应5小时。
将反应所得物质加热至熔融状态，倒入至球形模具中，可得到直径为13.5mm的高强度可降解油气井暂堵球，记为暂堵球E。
测试例1
对本发明实施例3所得暂堵球C进行溶解性能测试，其中，试验压力为20MPa，测试温度分别为90℃、130℃、150℃，测试温度为90℃、130℃、150℃条件下，暂堵球C的溶解曲线分别如图1-3所示，从图1-3中可以看出，暂堵球C在90℃、130℃、150℃条件下均能完全溶解，并且温度越高，溶解越快。通常情况下，页岩气储层的温度在90℃-130℃之间，因此本实施例3所制备得到的高强度可降解油气井暂堵球(暂堵球C)在此温度区间开始降解时间为3h-12h，且初期溶解速率慢，能满足现场压裂需求。
测试例2
再对本发明实施例3所得暂堵球C进行承压性能测试，测试温度为130℃，将该暂堵球C分别座封于直径为9mm和10mm的球座上，加压至70MPa左右反复多次打压，观察现象，其承压曲线如图4-5所示，实验结果显示，在试验过程中高强度可降解油气井暂堵球(暂堵球C)虽有变形但并未出现破碎现象，由此证明本发明实施例3所得高强度可降解油气井暂堵球具备承压70MPa能力。
测试例3
再对本发明实施例1-3所得暂堵球A-C进行弹性变形性能测试，试验结果如下表1所示，在试验条件压力为70MPa的情况下，以下三种试验对象(暂堵球A-C)的平均变形率为11.81％，恢复率为93.11％，该数据充分说明本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球具有良好的弹性变形能力，可用来封堵不规则的射孔孔眼。
表1
测试例4将实施例3所得暂堵球C和对比例1所得暂堵球D放置强烈太阳光下曝晒8h，随后分别对其进行弹性变形性能测试。试验结果如下表2所示，在试验条件压力为70MPa的情况下，从表2中可以看出，暂堵球D较暂堵球C的变形率及其恢复率大幅度下降，弹性变形能力减弱。
表2
测试例5
对对比例2所得暂堵球E进行承压性能测试，测试温度为130℃，将暂堵球E座封于直径为9mm的球座上，逐渐升压，观察现象，其承压曲线如图6所示，如图6的实验结果显示，压力为50MPa时，暂堵球碎裂，说明本发明对比例2所得暂堵球E的承压低于50MPa，其承压能力远低于本发明所提供的高强度可降解的油气井暂堵球。
应用例
以某页岩气水平井为例，某一井段长为350m，组织3次施工，单次规模按照液量为3000m3、砂量为180-200t；排量为10-12m3/min；施工压力≤75MPa控制，理论孔眼总数240孔，选用“9.0mm+11.0mm+13.5mm”暂堵球，该暂堵球分别由本发明实施例1-3制备得到，具体压裂施工步骤如下：
第1次施工：施工前将该次施工所需暂堵球分别置于与液动阀1连接的立管中，暂堵球数量为94个9.0mm暂堵球、98个11.0mm暂堵球、48个13.5mm。施工时先小排量将酸替入地层，然后提升至目标排量进行加砂作业，施工液量为1480m3时，降排量至8.2m3/min，打开液动阀1，投放立管中的暂堵球，待暂堵球封堵已压裂射孔孔眼，待施工压力有明显变化时再逐渐提升至目标排量进行加砂作业，完成本次施工。
第2次施工：施工前将该次施工所需两组暂堵球分别置于与液动阀1、液动阀2连接的立管中，立管1里面第一组暂堵球数量为156个9.0mm暂堵球、122个11.0mm暂堵球、48个13.5mm暂堵球，立管2里面第二组暂堵球数量为125个9.0mm暂堵球、115个11.0mm暂堵球、14个13.5mm暂堵球。
施工前打开液动阀1，投放第一组暂堵球，迅速提排量至15.0m3/min，待暂堵球封堵已压裂射孔孔眼，施工压力有明显变化时继续进行加砂作业；施工液量至998m3时，保持排量不变，打开液动阀2，投放第二组暂堵球，待暂堵球封堵已压裂射孔孔眼，施工压力有明显变化进行加砂作业，完成本次施工。加砂压裂曲线如图8所示，图8中，施工压力曲线对应图中左侧纵坐标，施工压力的单位为MPa，施工排量曲线对应图中右侧第一列纵坐标，施工排量单位为m3/min，砂比或者加砂浓度对应图中右侧第二列纵坐标，砂比单位为％。从图8中可以看出，第一次暂堵球到位压力由48.2MPa升至51.5MPa，上涨3.3MPa，第二次暂堵球到位压力由52.7MPa升至71.3MPa，上涨18.6MPa，由此可见本发明所提供的高强度可降解油气井暂堵球具有良好的封堵性能。
第3次施工：施工前将该次施工所需两组暂堵球分别置于与液动阀1、液动阀2连接的立管中，立管1里面第一组暂堵球数量为156个9.0mm暂堵球、122个11.0mm暂堵球、48个13.5mm暂堵球，立管2里面第二组暂堵球数量为125个9.0mm暂堵球、115个11.0mm暂堵球、14个13.5mm暂堵球。
施工前打开液动阀1，投放第一组暂堵球，迅速提排量至16.0m3/min，待暂堵球封堵已压裂射孔孔眼，施工压力有明显变化时继续进行加砂作业；施工液量为924m3时，保持排量不变，打开液动阀2，投放第二组暂堵球，待暂堵球封堵已压裂射孔孔眼，施工压力有明显变化进行加砂作业，完成本次施工。加砂压裂曲线如图9所示，图9中，施工压力曲线对应图中左侧纵坐标，施工压力的单位为MPa，施工排量曲线对应图中右侧第一列纵坐标，施工排量单位为m3/min，砂比或者加砂浓度对应图中右侧第二列纵坐标，砂比单位为％。从图9中可以看出，第一次暂堵球到位压力由50.4MPa升至56.3MPa，上涨5.9MPa，第二次暂堵球到位压力由51.9MPa升至71.5MPa，上涨19.6MPa，由此可见本发明所提供的高强度可降解油气井暂堵球具有良好的封堵性能。
Claims (16)
1.一种高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述高强度可降解的油气井暂堵球主要由如下成分经反应制备而成：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1。
2.根据权利要求1所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述热塑性聚合物包括热塑性聚醚酯、聚乙烯醇以及聚甲基丙烯酸甲酯中的一种或几种的组合。
3.根据权利要求1所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述热塑性聚合物为热塑性聚醚酯。
4.根据权利要求3所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比5-9:1-4合成制备得到的。
5.根据权利要求4所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述热塑性聚醚酯是由聚醚酯弹性体与聚碳酰亚胺按照质量比7:3合成制备得到的。
6.根据权利要求1所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述反应条件为140-250℃条件下，35-50MPa压力容器内反应3-7小时。
7.根据权利要求6所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述反应条件为140-250℃条件下，35-50MPa压力容器内反应5小时。
8.根据权利要求1所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，该油气井暂堵球的制备还包括将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中，得到不同尺寸的高强度可降解油气井暂堵球的操作。
9.根据权利要求1-8任意一项所述的高强度可降解的油气井暂堵球，其特征在于，所述的高强度可降解油气井暂堵球的直径为5mm-20mm。
10.权利要求1-9任意一项所述的高强度可降解的油气井暂堵球的制备方法，其特征在于，所述方法包括将如下主要成分放入反应釜中进行反应：聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺，所述聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、碳化硼、热塑性聚合物、田菁胶、苯并***及4,4-二氨基二苯酰胺的质量比为1-2:1-2:0.5-1:2-3:1-2:0.5-1:0.5-1；
将反应所得可降解材料加热至熔融状态，倒入至球形模具中进而得到不同尺寸的高强度可降解的油气井暂堵球的操作。
11.根据权利要求10所述的制备方法，其特征在于，所述反应釜中反应条件设置为：温度140-250℃，压力35-50MPa，反应3-7小时。
12.根据权利要求11所述的制备方法，其特征在于，所述反应釜中反应条件设置为：温度140-250℃，压力35-50MPa，反应5小时。
13.权利要求1-9任意一项所述的高强度可降解的油气井暂堵球在油气井暂堵处理中的应用。
14.应用权利要求1-9任意一项所述的高强度可降解的油气井暂堵球对油气井暂堵的处理方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：将所述高强度可降解油气井暂堵球预置于与压裂***液动阀相连的立管中，压裂前或压裂中途打开液动阀，该高强度可降解的油气井暂堵球进入高压管汇，随压裂液注入井筒中，在一定排量下观察压力变化，当压力有明显变化时，则说明暂堵球已封堵孔眼，可进行下一步压裂施工。
15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，所述立管的长度为0.5±0.1m。
16.根据权利要求14或15所述的方法，其特征在于，所述排量为6-18m3/min。
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