CN104481480B - 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 - Google Patents
一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104481480B CN104481480B CN201410729975.8A CN201410729975A CN104481480B CN 104481480 B CN104481480 B CN 104481480B CN 201410729975 A CN201410729975 A CN 201410729975A CN 104481480 B CN104481480 B CN 104481480B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- blocking agent
- resin
- agent solution
- soluble
- 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.)
- Active
Links
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 title claims abstract description 76
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 56
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 52
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 52
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 26
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 33
- 239000012046 mixed solvent Substances 0.000 claims description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 5
- 239000010721 machine oil Substances 0.000 claims description 5
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 claims description 5
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920005990 polystyrene resin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920002785 Croscarmellose sodium Polymers 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims 1
- MJEMIOXXNCZZFK-UHFFFAOYSA-N ethylone Chemical compound CCNC(C)C(=O)C1=CC=C2OCOC2=C1 MJEMIOXXNCZZFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 229920006389 polyphenyl polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 4
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 2
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 206010034719 Personality change Diseases 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 229920003020 cross-linked polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004703 cross-linked polyethylene Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920006327 polystyrene foam Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000004224 protection Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K8/502—Oil-based compositions
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
本发明涉及一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液，所述方法包括步骤：将10重量份油溶性较差的树脂加入到5～15重量份有机溶剂中，40～60℃搅拌溶解，得堵剂溶液；或进一步加入10～200重量份柴油，搅拌混合，得堵剂溶液；其中所述有机溶剂选自甲苯、二甲苯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、丙酮中的一种或多种；以稀原油和/或柴油为携带液，将堵剂溶液按照其中树脂占携带液重量0.8％～2.5％的量加入携带液中，得堵剂油液，并将堵剂油液从油套环空挤入地层；用顶替液将堵剂油液顶入地层深部；关井1～2天，正常开井生产。本发明堵剂中无固体颗粒，可以实现深部堵水；油溶性差，有一定选择性，有效期长；原管柱施工，工艺简单。
Description
技术领域
本发明涉及一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液，具体涉及一种利用油溶性较差的树脂实施油层深部选择性堵水的方法及所用的堵剂溶液，属于油田堵水领域。
背景技术
油井堵水是指从油井控制水的产出，其目的是提高油井的开采效率。我国自上个世纪50年代开始进行油井堵水技术的探索和研究，经过多年发展，已形成机械和化学两大类堵水调剖技术，相应地研制成功八大类近百种堵水、调剖化学剂，研制了直井、斜井和机械采油井多种机械堵水调剖管柱，配套和完善了数值模拟技术、堵水调剖目标筛选技术等七套技术，达到年施工2000井次，增产原油60×104t的工业规模，为我国高含水油田挖潜、提高油田的开采效率做出了重要贡献。
化学堵水法是在地面向出水层注入化学堵剂，利用堵剂与油层发生的物理和化学反应的产物封堵油层的方法。按照化学堵剂的化学性质，化学堵水可分为选择性堵水和非选择性堵水。其中，选择性堵水技术是具有选择性的控水稳油技术，靠堵剂自身的选择性来达到堵水不堵油的目的，堵剂在水层可以有效控制出水，而对油层不产生污染和伤害。选择性堵剂分为水基堵剂、油基堵剂、稠油类堵剂等。常见的水基化学堵水剂有聚丙烯酰胺(PAM)、部分水解聚丙烯腈(HPAN)等，常见的油基堵剂包括有机硅类堵剂、聚氨酯等，稠油类堵剂包括活化稠油、偶合稠油和稠油固体粉末等。
油溶性树脂堵水技术是利用油溶性树脂能溶于原油、但遇水形成团状物质起堵塞作用的原理，达到堵水不堵油的目的，具有一定的选择性。有关油溶性树脂堵水剂的相关研究如下：
“油溶性树脂暂堵剂的研究”(李克华、赵修太，西部探矿工，2001，S1)公开了使用油溶性树脂暂堵剂是一种保护油气层的重要方法，它是利用树脂的油溶性来达到对油气层暂堵的目的。“水基油溶性堵剂室内研究”(丁锐、孟凡涛，油田化学，2001，2)公开了采用沥青、油溶树脂和适当的改性剂制备的水基油溶性堵剂并对其性能进行了实验对比考察，岩心实验结果表明，水基油溶性堵剂的堵水性能优于活性稠油，更优于水基冻胶堵剂，软化点接近于或低于岩心(地层)温度的堵剂，颗粒平均直径可以大于岩心孔隙平均直径，而软化点比岩心(地层)温度高20℃以上时，直径比岩心孔隙直径小的颗粒才能进入岩心孔隙发挥封堵作用，沥青和石油树脂的软化点可由于加入不易软化的物质而升高，也可由于加入油类物质而降低。“乳化油溶性树脂选择性堵调剂的研究与应用”(巨登峰、谢刚等，石油地质与工程，2012，5：119-122)公开了一种油溶性树脂调堵剂，这种调堵剂可与任意比例的水混溶，具有良好的流动性，容易注入地层，进入地层后油溶性树脂颗粒产生聚集形成团状物堵塞所占的空间，或附着于岩石表面，改变岩石表面的润湿性，形成对水流的机械堵塞，实现减少产水增产原油的目的。
虽然现有技术利用油溶性树脂作为堵剂能够部分解决选择性堵水的问题，但这些现有油溶性树脂堵剂的缺点是：堵剂核心以固态形式存在，不能达到油层深部，无法进行油层深部选择性堵水。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种利用以溶液形式携带油溶性物质进行油层深部选择性堵水的方法。
本发明的另一目的在于提供一种用于油层深部选择性堵水的堵剂溶液。
为达上述目的，本发明提供了油井深部选择性堵水方法，该方法主要是利用油溶性较差的树脂实施油层深部选择性堵水，将油溶性较差的树脂配制成有机溶剂混合溶液或进一步包括柴油的混合液，然后与原油和/或柴油混合输送到油层深部实现选择性堵水。
具体而言，本发明提供了一种油井深部选择性堵水方法，该方法包括步骤：
(1)配制堵剂溶液：将10重量份油溶性较差的树脂加入到5～15重量份有机溶剂中，40～60℃搅拌溶解，得堵剂溶液；或进一步加入10～200重量份的柴油，搅拌混合，得堵剂溶液；其中所述有机溶剂选自甲苯、二甲苯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、丙酮中的一种或多种，所述油溶性较差的树脂为微溶于原油、汽油、柴油、煤油或机油的树脂；
(2)以稀原油和/或柴油为携带液，将步骤(1)配制的堵剂溶液按照其中油溶性较差的树脂占携带液重量0.8％～2.5％的量加入携带液中，得堵剂油液，并将堵剂油液从油套环空挤入地层；
(3)用顶替液将步骤(2)注入的堵剂油液顶入地层深部；
(4)关井1～2天，正常开井生产。
本发明的方法中，采用油溶性相对较差的树脂，旨在减缓在原油中的溶解速度，延长堵剂有效期。本发明中所述的油溶性差的树脂是指微溶于原油或由原油制备得到的产品(如汽油、柴油、煤油、机油等)的树脂。所述的微溶是指在20℃时，树脂在100g原油或由原油制备得到的产品的溶解度为0.01～1.0g。该方法中将所述树脂先行配制成液体，再用原油和/或柴油携带至油层深部，在有大量水的情况下，树脂从原油和/或柴油中析出形成固体堵塞，可以长期封堵出水通道，在出油通道所述树脂会缓慢软化、溶胀、溶解，而不影响原油的产出，在返出过程中，再遇大量地层水，还可以形成固体堵塞，如此反复，达到选择性堵水的目的。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，其中所述的有机溶剂优选混合溶剂，如甲苯与二甲苯的混合苯，为降低成本，该混合苯可直接商购获得；特别优选体积比为二甲苯：乙酸甲酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂或体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂。本发明所述的油溶性较差的树脂在这些混合溶剂中溶解后，再和原油和/或柴油混合，能够获得无固相堵水剂。堵剂溶液中选择性添加的柴油主要是为了使堵剂溶液在应用时能够更好地与携带液混合均匀，大幅度降低堵剂粘度，提高泵入性。所述携带液可以为稀原油和/或柴油，优选为稀原油，其相比于柴油可降低成本。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，所述油溶性较差的树脂可以是强吸水的也可以是不吸水的，二者原理略有不同，吸水性树脂以堵塞为主，初期封堵强度高，但会在水中逐渐溶胀、溶解而失去作用。不吸水树脂以缩小油层孔道为主，在水中没有性状变化，有效期长。具体而言，适用于本发明的油溶性较差的树脂可以选自聚苯乙烯树脂、热固性丙烯酸树脂、聚丙烯酸钠、聚丙烯腈钠、聚丙烯酰胺类共聚物、乙烯与马来酸酐共聚物、交联羧甲基纤维素、聚乙烯醇共聚物、交联聚环氧乙烷和淀粉接枝聚丙烯腈共聚物中的一种或多种，优选聚丙烯酸钠、聚苯乙烯树脂。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，所述稀原油为粘度100mPa.s以下的原油。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，步骤(2)中携带液(稀原油和/或原油)中还添加有占携带液重量0.5～1％的油包水型乳化剂。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，注入地层的堵剂油液温度60～80℃。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，堵剂油液注入地层的用量为50～180m3。
根据本发明的具体实施方案，本发明的油井深部选择性堵水方法中，步骤(3)中顶替液为原油、清水或油田回注污水，其用量为100～500m3。本发明中所采用的顶替液用量较一般堵水方法中顶替液使用量大，其目的在于使堵剂油液能进入油层深部，以达到深部堵水的目的。
另一方面，本发明提供了一种堵剂溶液，该堵剂溶液是油溶性较差的树脂与有机溶剂的混合液或进一步包括柴油的混合液，其中，以油溶性较差的树脂为10重量份计，有机溶剂为5～15重量份，进一步包括的柴油可为10～200重量份；其中所述的有机溶剂选自甲苯、二甲苯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、丙酮中的一种或多种，优选体积比为二甲苯：乙酸甲酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂或体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂，其中所述的油溶性较差的树脂为微溶于原油、汽油、柴油、煤油、机油中的树脂。具体而言，该堵剂溶液是按照以下方法配制得到的：将10重量份油溶性较差的树脂加入到5～15重量份有机溶剂中，40～60℃搅拌溶解，得堵剂溶液；或进一步加入10～200重量份的柴油，搅拌混合，得堵剂溶液。
本发明中，所述的“深部”可参考深部调剖技术领域，通常而言，可以和近井地带区分开，处理半径大于10米或处理量超过1000方都可以定义为深部。
综上所述，本发明提供了一种利用油溶性较差的树脂实施油层深部选择性堵水的方法。本发明的具有如下优点：
(1)堵剂中无固体颗粒，可以实现深部堵水；
(2)油溶性差，有一定选择性，有效期长；
(3)原管柱施工，工艺简单。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明技术方案的实施和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
实施例1堵剂溶液的配制及评价
将回收得到的废旧尿布湿颗粒(主要是高吸水性聚丙烯酸钠)、废旧聚乙烯泡沫塑料分别加入到按表一方案k～n中各混合溶剂中，加热至40℃～60℃，搅拌溶解。实验表明，废旧尿布湿颗粒及废旧聚乙烯泡沫塑料均能在表一各混合溶剂中快速溶解，冷却至室温后未析出。可以提高生产时率。
表一、混合溶剂各组分配比
实施例2
欢西油田某井，1088.50米～1115.00米19米/4层，第13次注汽。平均渗透率2913.1mD(毫达西)，日产液53.7m3，日产油1.1吨，含水98％。油井高含水，决定采取油层深部选择性堵水。
实施步骤如下：
1、回收废旧尿不湿，剥开废旧尿不湿外面的织物，取出填充物(主要是高吸水性聚丙烯酸钠、淀粉接枝聚丙烯腈共聚物等高吸水性树脂)，晾干备用；
2、堵剂溶液的配制：有机溶剂为二甲苯、乙酸乙酯及丙酮按照体积比2:4:1混合得到的混合液，水浴加热至50℃，将10重量份上述晾干备用的废旧尿不湿填充物颗粒加入到10重量份所述有机溶剂中，边加边搅拌，直至废旧尿不湿填充物颗粒全部溶解，进一步加入100重量份的柴油，搅拌混合均匀，得堵剂溶液，备用；
3、现场准备70℃、粘度42mPa.s的原油100方，以原油的重量为100％计，先加入重量为1％油酸，再加入20wt％的配制好的堵剂溶液，搅拌均匀，得到堵剂油液；
4、用水泥车将堵剂油液从油套环空挤入地层(油井保持原管柱)；
5、用油田回注污水100方，将堵剂油液顶替至油层深部；
6、关井2天，正常开井生产。
实施后，日产液38.9方，日产油2.4吨，含水93.8％，累增油126吨，降水1480方，有效期102天，效果明显。
实施例3
欢西油田某井，1063.40米～1111.80米23米/10层，第15次注汽。平均渗透率1329.8mD(毫达西)，日产液25.8方，日产油0.5吨，含水98％。油井高含水，决定采取油层深部选择性堵水。
实施步骤如下：
1、回收废弃聚苯乙烯泡沫，清除表面杂物，备用；
2、堵剂溶液的配制：有机溶剂为二甲苯、乙酸乙酯及丙酮按照体积比2:4:1混合得到的混合液，水浴加热至50℃，将10重量份上述备用的废旧聚乙烯泡沫塑料加入到10重量份所述有机溶剂中，边加边搅拌，直至备用的废旧聚乙烯泡沫塑料全部溶解，进一步加入100重量份的柴油，搅拌混合均匀，得堵剂溶液，备用；
3、现场准备70℃，粘度42mPa.s的原油125方，以原油的重量为100％计，先加入1％油酸，以原油的重量为100％计，按20wt％比例将配制好的堵剂溶液加入其中，得到堵剂油液；
4、用水泥车将堵剂油液从油套环空挤入地层(油井保持原管柱)；
5、用油田回注污水100方将堵剂油液顶替至油层深部；
6、关井1天，正常开井生产；
实施后，日产液15.9方，日产油1.4吨，含水91.2％，累增油86吨，降水480方，有效期94天，达到增油降水的目的。
Claims (10)
1.一种油井深部选择性堵水方法，该方法包括步骤：
(1)配制堵剂溶液：将10重量份油溶性较差的树脂加入到5～15重量份有机溶剂中，40～60℃搅拌溶解，加入10～200重量份的柴油，搅拌混合，得堵剂溶液；其中所述有机溶剂选自甲苯、二甲苯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、丙酮中的一种或多种，所述油溶性较差的树脂为微溶于原油、汽油、柴油、煤油或机油的树脂；
(2)以稀原油为携带液，将步骤(1)配制的堵剂溶液按照其中油溶性较差的树脂占携带液重量0.8％～2.5％的量加入携带液中，得堵剂油液，并将堵剂油液从油套环空挤入地层；
步骤(2)中携带液中还添加有占携带液重量0.5～1％的油包水型乳化剂；
(3)用顶替液将步骤(2)注入的堵剂油液顶入地层深部；
(4)关井1～2天，正常开井生产；
所述油溶性较差的树脂选自聚苯乙烯树脂、热固性丙烯酸树脂、聚丙烯酸钠、聚丙烯腈钠、聚丙烯酰胺类共聚物、乙烯与马来酸酐共聚物、交联羧甲基纤维素、聚乙烯醇共聚物、交联聚环氧乙烷和淀粉接枝聚丙烯腈共聚物中的一种或多种。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述有机溶剂为体积比为二甲苯：乙酸甲酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂或体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述油溶性较差的树脂选自聚丙烯酸钠或聚苯乙烯树脂。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述稀原油为粘度100mPa.s以下的原油。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)中注入地层的堵剂油液温度60～80℃。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)中堵剂油液注入地层的用量为50～180m3。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(3)中顶替液为原油、清水或油田回注污水，其用量为100～500m3。
8.一种堵剂溶液，该堵剂溶液是油溶性较差的树脂与有机溶剂及柴油的混合液，其中，以油溶性较差的树脂为10重量份计，有机溶剂为5～15重量份，柴油为10～200重量份；其中所述的有机溶剂选自甲苯、二甲苯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、丙酮中的一种或多种，所述的油溶性较差的树脂为微溶于原油、汽油、柴油、煤油或机油的树脂。
9.根据权利要求8所述的堵剂溶液，其中，所述有机溶剂选自体积比为二甲苯：乙酸甲酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝1：2：1的混合溶剂、体积比为甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂或体积比为二甲苯：乙酸乙酯：丙酮＝2：4：1的混合溶剂。
10.根据权利要求8或9所述的堵剂溶液，该堵剂溶液是按照以下方法配制得到的：将10重量份油溶性较差的树脂加入到5～15重量份有机溶剂中，40～60℃搅拌溶解，加入10～200重量份的柴油，搅拌混合，得堵剂溶液。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410729975.8A CN104481480B (zh) | 2014-12-04 | 2014-12-04 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410729975.8A CN104481480B (zh) | 2014-12-04 | 2014-12-04 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104481480A CN104481480A (zh) | 2015-04-01 |
| CN104481480B true CN104481480B (zh) | 2017-03-08 |
Family
ID=52756072
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410729975.8A Active CN104481480B (zh) | 2014-12-04 | 2014-12-04 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104481480B (zh) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106014332B (zh) * | 2016-06-16 | 2018-07-31 | 陕西友邦石油工程技术有限公司 | 一种低渗油田耦合调驱方法 |
| CN108035697B (zh) * | 2017-12-01 | 2020-07-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种冷却法油基选择性堵水方法 |
| CN110617043A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-12-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用聚苯乙烯单体改善油藏水驱效果的方法 |
| CN114086922B (zh) * | 2020-08-24 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种沥青堵塞砾石充填防砂井产能恢复方法 |
| CN114479800A (zh) * | 2020-11-12 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐超高温颗粒堵剂及制备方法 |
| CN113185959B (zh) * | 2021-03-15 | 2022-11-25 | 中海石油（中国）有限公司天津分公司 | 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102134986A (zh) * | 2011-04-29 | 2011-07-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 堵水压裂增产方法 |
| CN102199420A (zh) * | 2010-03-26 | 2011-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井分段压裂用暂堵剂及其制备方法 |
| CN102268975A (zh) * | 2011-06-30 | 2011-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种乳化稠油堵水施工工艺 |
| CN102585787A (zh) * | 2012-01-13 | 2012-07-18 | 李良川 | 一种高效脲醛树脂堵水剂及其应用 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7757768B2 (en) * | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
| US20140024561A1 (en) * | 2012-07-18 | 2014-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Absorbent Polymers, and Related Methods of Making and Using the Same |
-
2014
- 2014-12-04 CN CN201410729975.8A patent/CN104481480B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102199420A (zh) * | 2010-03-26 | 2011-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井分段压裂用暂堵剂及其制备方法 |
| CN102134986A (zh) * | 2011-04-29 | 2011-07-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 堵水压裂增产方法 |
| CN102268975A (zh) * | 2011-06-30 | 2011-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种乳化稠油堵水施工工艺 |
| CN102585787A (zh) * | 2012-01-13 | 2012-07-18 | 李良川 | 一种高效脲醛树脂堵水剂及其应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104481480A (zh) | 2015-04-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104481480B (zh) | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 | |
| CN103937475B (zh) | 二氧化碳酸化解堵剂及酸化后残液不返排工艺 | |
| CN102587858B (zh) | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 | |
| CN103821474B (zh) | 一种超低渗透油藏深部调剖方法 | |
| CN109294541B (zh) | 一种火驱井自降解暂堵剂及其制备方法与应用 | |
| CN105089600B (zh) | 暂堵转向材料辅助水平井进行拖动式水力喷射改造的方法 | |
| CN110593838B (zh) | 一种两相温度响应相变压裂工艺 | |
| CN109372466A (zh) | 利用天然地温场实现液-固-液相态转化的暂堵转向方法 | |
| CN104531105B (zh) | 一种低压砂岩储层气井的暂堵修井液及配制方法 | |
| CN104119853A (zh) | 一种高强度高耐温空气泡沫压裂液的制备方法 | |
| US10202540B2 (en) | Zirconium gel particle combination flooding system and preparation method thereof | |
| CN110591684B (zh) | 一种两相温度响应相变压裂液体系 | |
| CN109971443B (zh) | 一种三相泡沫封窜剂及其制备方法、稠油开采调堵方法 | |
| CN104479656A (zh) | 一种用于酸化处理的变粘酸液 | |
| CN104453771B (zh) | 用废弃聚苯乙烯泡沫塑料实施油井深部选择性堵水的方法 | |
| CN102120929A (zh) | 一种气井控水剂的制备方法 | |
| CN106634927A (zh) | 一种兼具洗油作用的自生酸诱导增粘调控体系及制备方法 | |
| CN103525393A (zh) | 一种速溶型酸液稠化剂及其制备方法与应用 | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| CN109826590A (zh) | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 | |
| CN105154056A (zh) | 一种适用于非常规储层的lpg无水压裂液制备方法与应用 | |
| CN102618232B (zh) | 用于缝洞型油藏的堵剂 | |
| CN116731693A (zh) | 一种绒囊暂堵剂 | |
| CN103666440B (zh) | 一种酸液速溶稠化剂及其制备方法 | |
| CN106281298A (zh) | 一种制备自悬浮陶粒的新方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |