CN104388068A - 一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 - Google Patents
一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104388068A CN104388068A CN201410673784.4A CN201410673784A CN104388068A CN 104388068 A CN104388068 A CN 104388068A CN 201410673784 A CN201410673784 A CN 201410673784A CN 104388068 A CN104388068 A CN 104388068A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temporary plugging
- oil
- plugging agent
- soluble temporary
- temperature oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 30
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 69
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 23
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 19
- KPAPHODVWOVUJL-UHFFFAOYSA-N 1-benzofuran;1h-indene Chemical compound C1=CC=C2CC=CC2=C1.C1=CC=C2OC=CC2=C1 KPAPHODVWOVUJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 10
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 10
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 stir 30min Substances 0.000 claims description 5
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 4
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 3
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 3
- 229920006306 polyurethane fiber Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 claims description 2
- 150000002632 lipids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 abstract 7
- IANQTJSKSUMEQM-UHFFFAOYSA-N 1-benzofuran Chemical compound C1=CC=C2OC=CC2=C1 IANQTJSKSUMEQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract 3
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 abstract 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 20
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 10
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002513 implantation Methods 0.000 description 3
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 2
- 239000008274 jelly Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010016825 Flushing Diseases 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 description 1
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009388 chemical precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
Abstract
本发明涉及一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于其是由重量百分比为沥青10%-40%、C9石油树脂20%-50%、古马隆树脂15%-50%、表面活性剂5%-15%、高分子纤维2%-15%、软化点添加剂1%-10%组成;其制备过程是:首先将沥青放入反应釜加热熔融,加入C9石油树脂和古马隆树脂,继续搅拌至完全熔融,继续加入表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂,搅拌30min,混合均匀,停止加热,冷却后收集得到颗粒,洗涤,过筛,得到不同粒径的油溶性暂堵剂。本发明可解决传统油溶性暂堵剂不耐高温的缺点,具有良好的油溶性、抗酸性、抗盐性、抗高温降解能力,并且软化点添加剂可调节软化点范围,能够起到保护油层的目的。
Description
技术领域
本发明属于石油化工领域,具体涉及一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法。
背景技术
在石油开发过程中,从钻开油气层到完井、固井、射孔、酸化、压裂、修井、洗井等各个环节,都不同程度的对油气层造成损害或污染。入井流体对油气层造成损害的主要原因是由于固相颗粒和外来液体的侵入,引起地层粘土水化膨胀、微粒运移及化学沉淀等,从而堵塞油流通道,使得井眼周围油层渗透率下降,降低了油层产能。暂堵技术是近年来钻井完井过程中保护产层不受污染的主要措施。这种技术主要是在钻井液完井液中加入足够与储层孔隙匹配的架桥和填充粒子;暂堵时,暂堵剂中的较硬的刚性材料作为架桥粒子,在地层岩石的孔隙喉道处架桥;暂堵剂中的较软材料在压力及温度作用下可软化变形,填充于由刚性材构架成的网状孔隙内,由此对地层产生物理堵塞,从而形成一条具有一定厚度的、较高强度和较低渗透率的暂堵带,在井筒内液柱压力大于地层压力情况下,井内液体就被阻挡在井内,起到暂堵的作用,减少钻井完井过程中外来流体对油层的损害程度,达到保护油层的目的。
在众多的暂堵剂中油溶性暂堵剂以其自身的优势受到了人们更广泛的关注。由于其具有很好的油溶性和可变形性,能够随着原油的采出而带出地层,故而对地层伤害比较小,近年来得到人们的高度重视,成为重点研究的方向之一。
目前使用的油溶性树脂类的暂堵剂主要是具有较高熔点的树脂类产品,有松香和松香改性物、聚氨酯、油溶性树脂等。这些材料不溶于水,在原油中能较好的溶解,对油层伤害小;但是,现有油溶性暂堵剂抗高温性差,并不适合高温高压油藏,反而对储层造成更严重的伤害。因此,研究一种新型的高温油溶性暂堵剂具有重要的现实意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法,以解决传统油溶性暂堵剂不耐高温的缺点。
本发明所采用的技术方案如下:
一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于其由沥青、C9石油树脂、古马隆树脂、表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂组成,各组分的重量百分比为:
沥青:10%-40%
C9石油树脂:20%-50%
古马隆树脂:15%-50%
表面活性剂:5%-15%
高分子纤维:2%-15%
软化点添加剂:1%-10%。
进一步,所述表面活性剂为阳离子表面活性剂或非离子表面活性剂。
进一步,所述表面活性剂为聚氧乙基烷基苯基醚、聚氧乙基烷基醚、聚氧乙基脂肪酸醚酯、十二烷基三甲基氯化铵中的一种。
进一步,所述高分子纤维为聚乙烯醇纤维、改性聚酯纤维、聚氨酯纤维中的一种。
进一步,所述软化点添加剂为阳离子淀粉或褐煤中的一种。
一种高温油溶性暂堵剂的制备方法,其特征在于制备步骤如下所示:
(1)将沥青放入反应釜,加热熔融,加入一定质量的C9石油树脂和古马隆树脂,继续搅拌,直至完全熔融;
(2)往反应釜里加入一定质量的表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂,搅拌30min,混合均匀,停止加热,冷却后收集得到颗粒,用水洗涤,过筛,得到不同粒径的油溶性暂堵剂。
本发明的有益效果在于:
本发明的的一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法,可解决传统油溶性暂堵剂不耐高温的缺点,该暂堵剂具有良好的油溶性、抗酸性、抗盐性、抗高温降解能力,并且软化点由于软化点添加剂的添加范围可调,能够达到保护高温油层的目的。
具体实施方式
下面的实施例是对本发明的进一步说明,而不是限制本发明的范围。
实施例一:
按重量百分比选取原料
沥青:30%
C9石油树脂:30%
古马隆树脂:25%
表面活性剂:5%%
高分子纤维:2%%
软化点添加剂:8%。
其中,上述表面活性剂为聚氧乙基烷基苯基醚,高分子纤维为聚乙烯醇纤维,软化点添加剂为阳离子淀粉。
制备方法如下所示:
(1)将沥青放入反应釜,加热熔融,加入一定质量的C9石油树脂和古马隆树脂,继续搅拌,直至完全熔融;
(2)往反应釜里加入一定质量的表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂,搅拌30min,混合均匀,停止加热,冷却后收集得到颗粒,用水洗涤,过筛,得到不同粒径的油溶性暂堵剂。
油溶性测定:用天平称取2份20g油溶性暂堵剂,分别置于150ml煤油中,一份放置于室温下,一份放置于85℃的恒温水浴中,每隔一段时间,分别用滤纸过滤、析干、洗涤、烘干、称重,并记录数据,分别计算出各时刻暂堵剂在煤油中的油溶率。测得的结果如表1所示:
表1 不同温度、不同时刻下暂堵剂的油溶性
软化点的测定:将丙三醇倒入烧杯,达到烧杯容量的1/4即可,将暂堵剂倒入,将烧杯放入电热炉加热,逐渐升高温度观察开始出现发软变稀变色现象时,记录此时的温度,即软化点。经试验,测得暂堵剂的软化点为140℃。
酸溶性试验:常温下配制10%的稀盐酸,取20g暂堵剂置于稀盐酸溶液中浸泡,分别在一段时间后滤去酸液,用滤纸吸干暂堵剂表面酸液,洗涤、烘干,测定剩余的暂堵剂颗粒在煤油中的溶解率。结果如表2所示:
表2 酸溶性试验数据
时间/h | 剩余质量/g | 剩余物油溶率/% |
1 | 20.0 | 99.95 |
4 | 20.0 | 99.95 |
7 | 20.0 | 99.95 |
24 | 19.1 | 99.95 |
48 | 18.9 | 99.80 |
抗盐性测试:用NaCl配置成不同矿化度的NaCl溶液,分别在室温和85℃条件下,将暂堵剂颗粒配置成的水基悬浮液加入NaCl溶液,观察溶液变化。结果如表3所示:
表3 抗盐性试验结果
矿化度(mg/L) | 室温下 | 85℃下 |
溶液状态 | 溶液状态 | |
3000 | 未分层 | 未分层 |
7000 | 未分层 | 未分层 |
10000 | 未分层 | 未分层 |
20000 | 未分层 | 未分层 |
40000 | 未分层 | 未分层 |
抗高温测定:取暂堵剂40g置于不同温度的干燥箱,试验温度分别为80℃、100℃、120℃、135℃、150℃,放置24h后,观察暂堵剂的状态。试验发现:试验温度在80℃、100℃、120℃时暂堵剂表面没有变化,当温度为135℃时,暂堵剂开始软化,当温度为150℃时,暂堵剂完全软化,相互粘连在一起。称取在不同温度下老化后的暂堵剂20g,测定其在煤油中的溶解率,老化后暂堵剂颗粒的溶解试验数据如表4所示。
表4 老化后暂堵剂颗粒的溶解试验
老化温度/℃ | 溶解质量/g | 油溶率/% |
80 | 20.0 | 100 |
100 | 20.0 | 100 |
120 | 19.8 | 99.0 |
135 | 18.1 | 90.5 |
150 | 14.3 | 71.5 |
实施例二:
按重量百分比选取原料
沥青:20%
C9石油树脂:30%
古马隆树脂:30%
表面活性剂:10%
高分子纤维:5%
软化点添加剂:5%。
其中,上述表面活性剂为十二烷基三甲基氯化铵,高分子纤维为聚氨酯纤维,软化点添加剂为褐煤。
制备方法如下所示:
(1)将沥青放入反应釜,加热熔融,加入一定质量的C9石油树脂和古马隆树脂,继续搅拌,直至完全熔融;
(2)往反应釜里加入一定质量的表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂,搅拌30min,混合均匀,停止加热,冷却后收集得到颗粒,用水洗涤,过筛,得到不同粒径的油溶性暂堵剂。
油溶性测定:用天平称取2份20g油溶性暂堵剂,分别置于150ml煤油中,一份放置于室温下,一份放置于85℃的恒温水浴中,每隔一段时间,分别用滤纸过滤、析干、洗涤、烘干、称重,并记录数据,分别计算出各时刻暂堵剂在煤油中的油溶率。测得的结果如表5所示:
表5 不同温度、不同时刻下暂堵剂的油溶性
软化点的测定:将丙三醇倒入烧杯,达到烧杯容量的1/4即可,将暂堵剂倒入,将烧杯放入电热炉加热,逐渐升高温度观察开始出现发软变稀变色现象时,记录此时的温度,即软化点。经试验,测得暂堵剂的软化点为135℃。
酸溶性试验:常温下配制10%的稀盐酸,取20g暂堵剂置于稀盐酸溶液中浸泡,分别在一段时间后滤去酸液,用滤纸吸干暂堵剂表面酸液,洗涤、烘干,测定剩余的暂堵剂颗粒在煤油中的溶解率。结果如表6所示:
表6 酸溶性试验数据
时间/h | 剩余质量/g | 剩余物油溶率/% |
1 | 20.0 | 99.95 |
4 | 20.0 | 99.95 |
7 | 19.1 | 99.80 |
24 | 19.1 | 99.80 |
48 | 18.3 | 99.80 |
抗盐性测试:用NaCl配置成不同矿化度的NaCl溶液,分别在室温和85℃条件下,将暂堵剂颗粒配置成的水基悬浮液加入NaCl溶液,观察溶液变化。结果如表7所示:
表7 抗盐性试验结果
矿化度(mg/L) | 室温下 | 85℃下 |
溶液状态 | 溶液状态 | |
3000 | 未分层 | 未分层 |
7000 | 未分层 | 未分层 |
10000 | 未分层 | 未分层 |
20000 | 未分层 | 未分层 |
40000 | 未分层 | 未分层 |
抗高温测定:取暂堵剂40g置于不同温度的干燥箱,试验温度分别为80℃、100℃、120℃、135℃、150℃,放置24h后,观察暂堵剂的状态。试验发现:试验温度在80℃、100℃、120℃时暂堵剂表面没有变化,当温度为135℃时,暂堵剂开始软化,当温度为150℃时,暂堵剂完全软化,相互粘连在一起。称取在不同温度下老化后的暂堵剂20g,测定其在煤油中的溶解率,老化后暂堵剂颗粒的溶解试验数据如表8所示。
表8 老化后暂堵剂颗粒的溶解试验
老化温度/℃ | 溶解质量/g | 油溶率/% |
80 | 20.0 | 100 |
100 | 20.0 | 100 |
120 | 19.2 | 96.0 |
135 | 11.1 | 55.5 |
150 | 8.9 | 44.5 |
实施例三:
按重量百分比选取原料
沥青:20%
C9石油树脂:20%
古马隆树脂:50%
表面活性剂:5%
高分子纤维:2%
软化点添加剂:3%。
其中,上述表面活性剂为聚氧乙基烷基醚,高分子纤维为改性聚酯纤维,软化点添加剂为褐煤。
制备方法如下所示:
(1)将沥青放入反应釜,加热熔融,加入一定质量的C9石油树脂和古马隆树脂,继续搅拌,直至完全熔融;
(2)往反应釜里加入一定质量的表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂,搅拌30min,混合均匀,停止加热,冷却后收集得到颗粒,用水洗涤,过筛,得到不同粒径的油溶性暂堵剂。
对得到的暂堵剂进行了岩心模拟试验,考察了暂堵剂的注入浓度对其实际应用性能的影响。实验所用模拟油为煤油;所用地层水为自行配置的模拟地层水,其中:总矿化度为3425mg/L,组成为:Na+:3000mg/L,Ca2+:110mg/L,Mg2+:15mg/L,Cl-:300mg/L;实验所用岩心为5μm2左右的人造岩心;以0.02%-0.03%的十二烷基苯磺酸钠水溶液作为暂堵剂的分散剂,试验条件为:80℃,暂堵剂平均粒径为3.5μm,注入量为2PV,反排为50PV,试验结果如表9所示:
表9 不同暂堵剂浓度下暂堵与解堵数据
注入浓度/% | 暂堵率/% | 解堵率/% |
1 | 88.89 | 95.56 |
3 | 97.66 | 91.29 |
5 | 98.87 | 90.03 |
7 | 99.38 | 86.5 |
从表中可以看出随着暂堵剂浓度增加,暂堵率逐渐升高,但与此同时油相渗透率恢复值逐渐下降,说明暂堵剂浓度的增大,粒子架桥封堵的密度增大,暂堵率就会提高,用煤油反排时油相渗透率恢复也较慢。因此,考虑暂堵和解堵两方面的要求,选择3%-5%注入浓度为宜。
以上对本发明的实施例进行了详细说明,但所述内容仅为本发明的较佳实施例,不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明申请范围所作的均等变化与改进等,均应属于本发明的专利涵盖范围之内。
Claims (6)
1.一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于其由沥青、C9石油树脂、古马隆树脂、表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂组成,各组分的重量百分比为:
沥青:10%-40%
C9石油树脂:20%-50%
古马隆树脂:15%-50%
表面活性剂:5%-15%
高分子纤维:2%-15%
软化点添加剂:1%-10%。
2.根据权利要求1所述的一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于:所述表面活性剂为阳离子表面活性剂或非离子表面活性剂。
3.根据权利要求1所述的一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于:所述表面活性剂为聚氧乙基烷基苯基醚、聚氧乙基烷基醚、聚氧乙基脂肪酸醚酯、十二烷基三甲基氯化铵中的一种。
4.根据权利要求1所述的一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于:所述高分子纤维为聚乙烯醇纤维、改性聚酯纤维、聚氨酯纤维中的一种。
5.根据权利要求1所述的一种高温油溶性暂堵剂,其特征在于:所述软化点添加剂为阳离子淀粉或褐煤中的一种。
6.一种高温油溶性暂堵剂的制备方法,其特征在于制备步骤如下所示:
(1)将沥青放入反应釜,加热熔融,加入一定质量的C9石油树脂和古马隆树脂,继续搅拌,直至完全熔融;
(2)往反应釜里加入一定质量的表面活性剂、高分子纤维、软化点添加剂,搅拌30min,混合均匀,停止加热,冷却后收集得到颗粒,用水洗涤,过筛,得到不同粒径的油溶性暂堵剂。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410673784.4A CN104388068A (zh) | 2014-11-21 | 2014-11-21 | 一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201410673784.4A CN104388068A (zh) | 2014-11-21 | 2014-11-21 | 一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN104388068A true CN104388068A (zh) | 2015-03-04 |
Family
ID=52606032
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201410673784.4A Pending CN104388068A (zh) | 2014-11-21 | 2014-11-21 | 一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN104388068A (zh) |
Cited By (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105062443A (zh) * | 2015-07-24 | 2015-11-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN105441047A (zh) * | 2015-11-30 | 2016-03-30 | 长江大学 | 一种油溶性水力压裂暂堵转向剂及其制备方法 |
CN105694834A (zh) * | 2016-04-01 | 2016-06-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 |
CN106753296A (zh) * | 2016-11-28 | 2017-05-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种用于油水井重复压裂的油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN107619659A (zh) * | 2016-07-13 | 2018-01-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用 |
CN107828394A (zh) * | 2017-11-23 | 2018-03-23 | 长江大学 | 一种暂堵剂及其制备方法 |
CN105062443B (zh) * | 2015-07-24 | 2018-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN108641684A (zh) * | 2018-04-26 | 2018-10-12 | 廊坊庆兴化工有限公司 | 一种钻井液用复合树脂润滑防塌剂及其制备方法 |
CN108659799A (zh) * | 2018-05-25 | 2018-10-16 | 石家庄小钻科技有限公司 | 钻井液用防塌封堵剂阳离子改性沥青及其制备方法 |
CN108795400A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-11-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高温暂堵球及其制备方法和应用 |
CN109321221A (zh) * | 2018-11-01 | 2019-02-12 | 西安石油大油气科技有限公司 | 一种用于油水井的暂堵剂及其制备方法 |
CN110452675A (zh) * | 2019-07-16 | 2019-11-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种油溶性封堵剂及其制备方法和应用方法 |
CN110467909A (zh) * | 2019-07-18 | 2019-11-19 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种有机剖面调整剂及其制备方法 |
US10494562B1 (en) | 2018-10-19 | 2019-12-03 | China University Of Petroleum (East China) | Flow modifier particles, flow modifier, and preparation method and use thereof |
CN111394077A (zh) * | 2019-01-02 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 暂堵修井液及其制备方法 |
CN111592867A (zh) * | 2020-06-17 | 2020-08-28 | 西南石油大学 | 一种油基选择性暂堵剂 |
CN113480984A (zh) * | 2021-09-08 | 2021-10-08 | 中国石油大学(华东) | 一种保护储层的油溶性温敏树脂堵漏剂及制备方法与应用 |
CN115404059A (zh) * | 2022-09-16 | 2022-11-29 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种中低温裂缝性漏失地层用堵漏剂的制备方法及其应用 |
CN115820232A (zh) * | 2022-12-07 | 2023-03-21 | 四川劳恩新材料科技有限公司 | 一种可生物降解深井用暂堵剂的制备方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101348711A (zh) * | 2008-07-01 | 2009-01-21 | 中国海洋石油总公司 | 一种随钻堵漏剂及其制备方法 |
CN103045186A (zh) * | 2012-12-31 | 2013-04-17 | 中国地质大学(北京) | 一种钻井液用速散沥青粉及其制备方法 |
CN103725277A (zh) * | 2013-12-18 | 2014-04-16 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种纤维复合暂堵剂 |
-
2014
- 2014-11-21 CN CN201410673784.4A patent/CN104388068A/zh active Pending
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101348711A (zh) * | 2008-07-01 | 2009-01-21 | 中国海洋石油总公司 | 一种随钻堵漏剂及其制备方法 |
CN103045186A (zh) * | 2012-12-31 | 2013-04-17 | 中国地质大学(北京) | 一种钻井液用速散沥青粉及其制备方法 |
CN103725277A (zh) * | 2013-12-18 | 2014-04-16 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种纤维复合暂堵剂 |
Cited By (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105062443B (zh) * | 2015-07-24 | 2018-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN105062443A (zh) * | 2015-07-24 | 2015-11-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN105441047A (zh) * | 2015-11-30 | 2016-03-30 | 长江大学 | 一种油溶性水力压裂暂堵转向剂及其制备方法 |
CN105694834A (zh) * | 2016-04-01 | 2016-06-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 |
CN105694834B (zh) * | 2016-04-01 | 2018-09-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 |
CN107619659A (zh) * | 2016-07-13 | 2018-01-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用 |
CN106753296B (zh) * | 2016-11-28 | 2019-10-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种用于油水井重复压裂的油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN106753296A (zh) * | 2016-11-28 | 2017-05-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种用于油水井重复压裂的油溶性暂堵剂及其制备方法 |
CN107828394A (zh) * | 2017-11-23 | 2018-03-23 | 长江大学 | 一种暂堵剂及其制备方法 |
CN108641684A (zh) * | 2018-04-26 | 2018-10-12 | 廊坊庆兴化工有限公司 | 一种钻井液用复合树脂润滑防塌剂及其制备方法 |
CN108659799A (zh) * | 2018-05-25 | 2018-10-16 | 石家庄小钻科技有限公司 | 钻井液用防塌封堵剂阳离子改性沥青及其制备方法 |
CN108795400A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-11-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高温暂堵球及其制备方法和应用 |
CN108795400B (zh) * | 2018-06-22 | 2020-10-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高温暂堵球及其制备方法和应用 |
US10494562B1 (en) | 2018-10-19 | 2019-12-03 | China University Of Petroleum (East China) | Flow modifier particles, flow modifier, and preparation method and use thereof |
CN109321221A (zh) * | 2018-11-01 | 2019-02-12 | 西安石油大油气科技有限公司 | 一种用于油水井的暂堵剂及其制备方法 |
CN111394077A (zh) * | 2019-01-02 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 暂堵修井液及其制备方法 |
CN111394077B (zh) * | 2019-01-02 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 暂堵修井液及其制备方法 |
CN110452675A (zh) * | 2019-07-16 | 2019-11-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种油溶性封堵剂及其制备方法和应用方法 |
CN110467909A (zh) * | 2019-07-18 | 2019-11-19 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种有机剖面调整剂及其制备方法 |
CN111592867A (zh) * | 2020-06-17 | 2020-08-28 | 西南石油大学 | 一种油基选择性暂堵剂 |
CN113480984A (zh) * | 2021-09-08 | 2021-10-08 | 中国石油大学(华东) | 一种保护储层的油溶性温敏树脂堵漏剂及制备方法与应用 |
CN115404059A (zh) * | 2022-09-16 | 2022-11-29 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种中低温裂缝性漏失地层用堵漏剂的制备方法及其应用 |
CN115820232A (zh) * | 2022-12-07 | 2023-03-21 | 四川劳恩新材料科技有限公司 | 一种可生物降解深井用暂堵剂的制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104388068A (zh) | 一种高温油溶性暂堵剂及其制备方法 | |
CN102676141B (zh) | 一种钻井液用可变形封堵防塌剂 | |
CN104087274A (zh) | 多级封堵承压堵漏剂 | |
CN103937471B (zh) | 抗温钻井液随钻堵漏剂及其制备方法 | |
CN104087275B (zh) | 一种抗高温高盐微细凝胶颗粒调剖剂及其制备方法和应用 | |
CN105694834B (zh) | 一种清洁屏蔽暂堵剂及其热洗井方法 | |
CN105295872B (zh) | 一种适用于致密砂岩储层的钻井液 | |
CN104232037A (zh) | 一种油基钻井液裂缝堵漏剂 | |
Huang et al. | Damage mechanism and protection measures of a coalbed methane reservoir in the Zhengzhuang block | |
CN103409121A (zh) | 一种水溶性压裂转向暂堵剂及其制备方法 | |
CN103146362A (zh) | 钻井液用广谱型高效封堵剂 | |
CN111087984A (zh) | 纳米封堵水基钻井液及其制备方法和应用 | |
CA2929657C (en) | Composition and method for treating subterranean formations using inorganic fibers in injected fluids | |
CN105969327B (zh) | 一种保护低压裂缝性储层的堵漏材料及堵漏浆料 | |
US20220267662A1 (en) | Pressure-bearing plugging agent and preparation method and use thereof | |
Savari et al. | Improved lost circulation treatment design and testing techniques minimize formation damage | |
CN105586021A (zh) | 一种高性能油包水基钻井液及其制备方法 | |
CN105586020A (zh) | 一种全油基钻井液及其制备方法 | |
CN104232029A (zh) | 一种低渗透封堵剂 | |
US9528043B2 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
CN108225878A (zh) | 一种模拟页岩地层低渗透率的泥饼及其制备方法 | |
Sedaghatzadeh et al. | Experimental investigation of the application of Eucalyptus bark to prevent lost circulation in pay zones with acid dissolution capability | |
WO2010011222A1 (en) | Drilling fluid, drill-in fluid, completion fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles | |
CN112745815A (zh) | 防漏堵漏材料及其制备方法 | |
CN109206109A (zh) | 一种堵漏剂及其制备方法和应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20150304 |
|
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |