CN105331343B - 非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 - Google Patents
非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105331343B CN105331343B CN201510809631.2A CN201510809631A CN105331343B CN 105331343 B CN105331343 B CN 105331343B CN 201510809631 A CN201510809631 A CN 201510809631A CN 105331343 B CN105331343 B CN 105331343B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- profile control
- agent
- control agent
- drilling cuttings
- water
- 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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 275
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 157
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 152
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 88
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims abstract description 60
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 26
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 24
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 claims description 24
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 22
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 16
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 claims description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical class [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 3
- VZOPRCCTKLAGPN-ZFJVMAEJSA-L potassium;sodium;(2r,3r)-2,3-dihydroxybutanedioate;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[K+].[O-]C(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O VZOPRCCTKLAGPN-ZFJVMAEJSA-L 0.000 claims description 3
- 229940074446 sodium potassium tartrate tetrahydrate Drugs 0.000 claims description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims 1
- 125000002467 phosphate group Chemical group [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 claims 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 abstract description 7
- MPPQGYCZBNURDG-UHFFFAOYSA-N 2-propionyl-6-dimethylaminonaphthalene Chemical compound C1=C(N(C)C)C=CC2=CC(C(=O)CC)=CC=C21 MPPQGYCZBNURDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- MOMKYJPSVWEWPM-UHFFFAOYSA-N 4-(chloromethyl)-2-(4-methylphenyl)-1,3-thiazole Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1C1=NC(CCl)=CS1 MOMKYJPSVWEWPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 235000019983 sodium metaphosphate Nutrition 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N aluminum;sodium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[Na+].[Al+3] ANBBXQWFNXMHLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 2
- 229910001388 sodium aluminate Inorganic materials 0.000 description 2
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 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 description 1
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043237 diethanolamine Drugs 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 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
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
本发明提供了一种非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用。以占调剖剂的重量百分比计，该调剖剂包括：1～10％的钻屑，0.1～0.5％的悬浮剂，0.1～0.4％的分散剂、0.1～0.5％的固化剂以及84.1～98.6％的水，悬浮剂为有机聚合物，在使用前将钻屑和水先制备成固含量15～20wt％的钻屑浆液。本发明提供的含钻屑的非树脂型调剖剂具有良好的调剖性能，并且使用简便。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域，具体而言，涉及一种非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用。
背景技术
钻屑是在钻井作业中被钻头破碎后随钻井液被带到地面的岩石碎块。目前最常见的处理钻屑的方式为固化填埋，即在固化池中投加固化剂，使钻井泥浆及钻屑达到一定固化强度后覆土填埋。上述方法最大的缺点在于固化周期较长，且处理成本高昂。
现有制备调剖剂的方案中，调剖剂多采用高压污水枪将废弃泥浆搅匀，然后通过潜污泵输送至使用现场。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用，以解决现有技术中钻屑不适用于制备调剖剂的问题。
为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种非树脂型调剖剂，以占调剖剂的重量百分比计，该调剖剂包括：1～10％的钻屑，0.1～0.5％的悬浮剂，0.1～0.4％的分散剂，0.1～5％的固化剂以及84.1～98.6％的水，悬浮剂为有机聚合物，调剖剂中，将钻屑和水先形成固含量15～20wt％的钻屑浆液。
进一步地，以占调剖剂的重量百分比计，调剖剂还包括0.01～0.3％的缓凝剂。
进一步地，缓凝剂为无机缓凝剂；优选为选自磷酸盐和/或氟硅酸盐。
进一步地，钻屑的粒径小于0.1mm。
进一步地，悬浮剂为有机聚合物，优选为聚丙烯酰胺和/或羟甲基纤维素钠盐；优选地，分散剂为酒石酸钾钠和/或六偏磷酸钠；优选地，固化剂为硅酸钠和/或偏硅酸钠。。
进一步地，调剖剂中钻屑的粒度小于0.1mm。
本发明另一方面提供了一种上述调剖剂在石油开采过程中的应用。
进一步地，上述应用包括：将用于形成调剖剂的钻屑和用于制备调剖剂的部分水混合形成固含量为15～20wt％的钻屑浆液；将钻屑浆液与用于形成调剖剂的悬浮剂、分散剂、可选的缓凝剂、固化剂和剩余的水进行混合形成调剖剂；采用三段塞式注入工艺将上述调剖剂注入，上述三段塞包括前置段塞、主段塞和后置段塞，前置段塞使用的调剖剂为第一调剖剂，主段塞使用的调剖剂为第二调剖剂和后置段塞使用的调剖剂为第三调剖剂，且第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂中至少两种的组份含量不同。
进一步地，三段塞式注入工艺中，按占第一调剖剂的重量百分比计，第一调剖剂包括2～5％的钻屑，0.1～0.3％的悬浮剂，0.1～0.2％的分散剂，0.1～0.5％的固化剂，0～0.1％的缓凝剂及93.9～97.7％的水；优选地，按占第一调剖剂的重量百分比计，第一调剖剂包括3～4％的钻屑，0.1～0.2％的悬浮剂，0.15～0.2％的分散剂，0.2～0.3％的固化剂，0.05～0.1％的缓凝剂及95.2～96.5％的水。
进一步地，按占第二调剖剂的重量百分比计，第二调剖剂包括5～10％的钻屑，0.3～0.5％的悬浮剂，0.2～0.4％的分散剂，2～5％的固化剂，0.1～0.3％的缓凝剂及84.1～92％的水；优选地，按占第二调剖剂的重量百分比计，第二调剖剂包括6～8％的钻屑，0.3～0.4％的悬浮剂，0.25～0.35％的分散剂，3～4％的固化剂，0.15～0.25％的缓凝剂及87～90.3％的水。
进一步地，按占第三调剖剂的重量百分比计，第三调剖剂包括1～3％的钻屑，0.1～0.3％的悬浮剂，0.1～0.2％的分散剂，2～5％的固化剂，0.1～0.3％的缓凝剂及91.2～96.7％的水；优选地，按占第三调剖剂的重量百分比计，第三调剖剂包括2～3％的钻屑，0.2～0.3％的悬浮剂，0.15～0.2％的分散剂，3～4％的固化剂，0.2～0.3％的缓凝剂及92.2～94.45％的水。
应用本发明的技术方案，将钻屑制成钻屑浆液在一定程度上能够提高钻屑的流动性，从而便于实现钻屑的机械化运输，降低劳动成本。含水率太低钻屑浆液粘度较大，不便于运输，而含水率太高又不能用于后续的调剖剂的制备。将钻屑浆液的固含量限定在上述范围内，钻屑泥浆具有较为合适的粘度，便于运输，且具有较好的运输经济性。分散剂的加入有利于提高调剖剂的分散稳定性；悬浮剂为有机聚合物，悬浮剂与固化剂共同使用使得调剖剂能够固化，从而起到调节剖面的作用，以实现封堵高渗透层的目的。同时将调剖剂中各组分限定在上述范围内，各组分之间的协同作用使得本发明提供的调剖剂即使不含有树脂也能够实现提高调剖剂封堵高渗透层的性能，调整注水剖面及提高其增油降水的性能。综上所述，本发明提供的调剖剂具有良好的调剖性能，并且使用简便。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了本发明提供的一种优选实施方式中钻屑浆液的制备工艺示意图；以及
图2示出了本发明提供的一种优选实施方式中调剖剂的制备工艺示意图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
11、储泥池；12、螺旋输送机；13、进水管；14、研磨输送泵；15、收集罐；16、泥浆泵；151、收集罐出口；21、调剖井场收集罐；22、加药装置；23、搅拌罐；24、液压回注泵；25、注水井。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
正如背景技术所描述，现有技术中只针对钻井泥浆的调剖剂，然而钻井泥浆含有的大颗粒废弃物，同时所含杂质较多使得含钻井泥浆的调剖剂的调剖效果较差。同时由于含水率低且颗粒粒径大，钻屑具有非常差的流动性，因而钻屑不适合用于制备调剖剂使用。为了解决上述技术问题，本发明提供了一种非树脂型调剖剂，以占调剖剂的重量百分比计，该调剖剂包括：1～10％的钻屑，0.1～0.5％的悬浮剂，0.1～0.4％的分散剂，0.1～5％的固化剂以及84.1～98.6％的水，悬浮剂为有机聚合物，且调剖剂中，将钻屑与水混合形成固含量为15～20wt％的钻屑浆液。
将钻屑制成钻屑浆液在一定程度上能够提高钻屑的流动性，从而便于实现钻屑的机械化运输，降低劳动成本。含水率太低钻屑浆液粘度较大，不便于运输，而含水率太高又不能用于后续的调剖剂的制备。将钻屑浆液的固含量限定在上述范围内，钻屑泥浆具有较为合适的粘度，便于运输，且具有较好的运输经济性。分散剂的加入有利于提高调剖剂的分散稳定性；悬浮剂为有机聚合物，悬浮剂与固化剂共同使用使得调剖剂能够固化从而起到调节剖面的作用，以实现封堵高渗透层的目的。同时将调剖剂中各组分限定在上述范围内，各组分之间的协同作用使得本发明提供的调剖剂即使不含有树脂也能够实现提高调剖剂封堵高渗透层的性能，调整注水剖面及提高其增油降水的性能。综上所述，本发明提供的调剖剂具有良好的调剖性能，并且使用简便。
本发明中在实际制备过程中，将本发明先将钻屑进行研磨制成钻屑浆液；然后再将钻屑浆液与悬浮剂、分散剂和固化剂进行混合制备调剖剂，最后将调剖剂前驱物进行熟化，制得调剖剂。该方法省去了钻屑的废弃泥浆的等待固化步骤，有利于环境保护；同时回收后的泥浆无需固化，省去了大量的泥浆固化费用；回收的废弃泥浆经过调配后作为无机堵剂使用，满足实现地层深处的远距离封堵，提高整体堵调工艺效果。此外，熟化过程还有利于使不同批次的调剖剂的质量较为均一，同时也使得调剖剂的各项性能更加地稳定。
在钻屑浆液制备过程中，将螺旋输送机的一端置于储泥池的钻屑中，另一端与研磨输送泵入口相连，将钻屑输送至研磨设备中进行研磨浆化。研磨设备进口端同时与进水管相连，将研磨后浆液进行稀释，以便于泵输送。经研磨浆化并稀释后钻屑液体储存于带搅拌的收集罐中，由泥浆泵将搅拌均匀的液体泵入密闭罐车中，运至调剖现场。这有效地节约了运输成本和人力成本。此外，在制备钻屑浆液和/或调剖剂的过程中使用的水优选为油田回注水，这不仅有利于有效利用回注水节约水资源，同时由于回注水含杂质较少，这有利于提高钻屑浆液和调剖剂的悬浮稳定性。
具有上述组成的调剖剂具有良好的调剖性能。在一种优选的实施方式中，以占调剖剂的重量百分比计，调剖剂还包括0.01～0.3％的缓凝剂。缓凝剂的加入有利于调节调剖剂的固化时间，而将缓凝剂的用量限定在上述范围内有利于将固化时间控制在更加合适的范围内。优选地，缓凝剂为无机絮凝剂。无机絮凝剂中的杂志含量较低，絮凝效果较好。更优选地，上述缓凝剂包括但不限于磷酸盐和/或氟硅酸盐。上述缓凝剂来源广、成本低且缓凝性能良好，因而采用上述缓凝剂有利于降低调剖剂的成本。
在一种优选的实施方式中，调剖剂中钻屑的粒度小于0.1mm。钻屑的粒度在0.1mm以上时，钻屑对于待调剖面的渗透性能较差，从而在一定程度上使得调剖性能受到限制，使用量较大。而将钻屑浆液中钻屑的粒径孔限定在0.1mm以下，有利于进一步提高调剖剂的调剖性能，同时节约调剖剂的用量，进而节约成本。
本发明提供的调剖剂中，可以选择本领域常用的悬浮剂、分散剂和固化剂。在一种优选的实施方式中，悬浮剂包括但不限于聚丙烯酰胺和/或羟甲基纤维素钠盐；优选地，分散剂包括但不限于酒石酸钾钠和/或六偏磷酸钠；优选地，固化剂包括但不限于硅酸钠和/或偏硅酸钠。上述组分成本较低且纯度较高，同时采用上述组分有利于更进一步提高调剖剂的综合性能。
本发明另一方面提供了一种上述调剖剂在石油开采过程中的应用。
将钻屑制成钻屑浆液在一定程度上能够提高钻屑的流动性，从而便于实现钻屑的机械化运输，降低劳动成本。而含水率低于90％的钻屑浆液粘度较大，不合适作为调剖剂使用，而含水率较高又不能起到调剖的效果。将钻屑浆液的含水量限定上述范围内，有利于提高调剖剂的耐冲刷性等综合性能。分散剂的加入有利于提高调剖剂的分散稳定性；悬浮剂为有机聚合物，悬浮剂与固化剂共同使用使得调剖剂能够固化从而起到调节剖面的作用，以实现封堵高渗透层的目的。同时将调剖剂中各组分限定在上述范围内，各组分之间的协同作用使得本发明提供的调剖剂即使不含有树脂也能够实现提高调剖剂封堵高渗透层的性能，调整注水剖面及提高其增油降水的性能。
在一种优选的实施方式中，上述应用包括：将用于形成调剖剂的钻屑和用于制备调剖剂的部分水混合形成固含量为15～20wt％的钻屑浆液；将钻屑浆液与用于形成调剖剂的悬浮剂、分散剂、可选的缓凝剂、固化剂和剩余的水进行混合形成调剖剂；采用三段塞式注入工艺将上述调剖剂注入，上述三段塞包括前置段塞、主段塞和后置段塞，前置段塞使用的调剖剂为第一调剖剂，主段塞使用的调剖剂为第二调剖剂和后置段塞使用的调剖剂为第三调剖剂，且第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂中至少两种的组份含量不同。采用段塞注入方式且采用不同的调剖剂作为不同的段塞有利于含钻屑的调剖剂发挥更大调剖效果，进而达到深度调剖效果。
具体结合附图为：钻屑浆液的制备工艺流程如图1所示，钻屑从储泥池11中由螺旋输送机12输送至研磨输送泵14中，同时进水管13开始进水，钻屑经研磨浆化后储存于收集罐15中，经收集罐出口151由泥浆泵16泵入密闭罐车中转运至调剖井场。制备过程中，螺旋输送机12的安装倾角应低于30°。
调剖剂的制备工艺流程如图2所示，具体的过程如下：钻屑浆体运至调剖井场收集罐21中，按照不同配方通过加药装置22将悬浮剂、分散剂、可选的缓凝剂及固化剂加入到钻屑中，并在搅拌罐23中充分搅拌均匀，同时注入现场回注水进行稀释和熟化。配制完成的调剖剂由液压回注泵24泵入注水井25。
在调剖剂注入过程中，注入泵优选为TPB液压调剖注入泵。TPB液压调剖注入泵是将电动机的高速旋转机械能通过恒功率变量油泵转换成液压油的压力能，再由液压振荡器将液压油的压力能通过活塞直接转换成工作液的压力能，实现了能量之间的高效率传递。它改变了传统的机械传动链，减少了机械传动环节，从而有利于降低调剖剂的剪切破坏效果，实现更优化地注入程序，进而提高调剖剂的调剖效果。
在一种优选的实施方式中，三段塞式注入工艺中，按占第一调剖剂的重量百分比计，第一调剖剂包括2～5％的钻屑，0.1～0.3％的悬浮剂，0.1～0.2％的分散剂，0.1～0.5％的固化剂，0～0.1％的缓凝剂及93.9～97.7％的水。作为前置段塞的第一调剖剂中含有较高浓度的聚合物段塞，这有利于降低地层的吸附量，保证主段塞不被地层水稀释；同时有利于调整油层的纵向渗透率级差，使主段塞充分发挥作用。优选地，按占第一调剖剂的重量百分比计，第一调剖剂包括3～4％的钻屑，0.1～0.2％的悬浮剂，0.15～0.2％的分散剂，0.2～0.3％的固化剂，0.05～0.1％的缓凝剂及95.2～96.5％的水。将第一调剖剂中各组分的含量限定在上述范围内有利于进一步降低地层的吸附量；同时有利于进一步调整油层的纵向渗透率级差。
在一种优选的实施方式中，三段塞式注入工艺中，按占第二调剖剂的重量百分比计，第二调剖剂包括5～10％的钻屑，0.3～0.5％的悬浮剂，0.2～0.4％的分散剂，2～5％的固化剂，0.1～0.3％的缓凝剂及84.1～92％的水。作为主段塞的第二调剖剂中钻屑浆液含量较高，这有利于调整平面和层内非均质性，从而提高剖面的面积和体积及效率。优选地，按占第二调剖剂的重量百分比计，第二调剖剂包括6～8％的钻屑，0.3～0.4％的悬浮剂，0.25～0.35％的分散剂，3～4％的固化剂，0.15～0.25％的缓凝剂及87～90.3％的水。将第二调剖剂中各组分的含量限定在上述范围内有利于进一步提高剖面的面积和体积及效率。
在一种优选的实施方式中，三段塞式注入工艺中，按占第三调剖剂的重量百分比计，第三调剖剂包括1～3％的钻屑，0.1～0.3％的悬浮剂，0.1～0.2％的分散剂，2～5％的固化剂，0.1～0.3％的缓凝剂及91.2～96.7％的水。作为后置段塞的第三调剖剂中含有较多的固化剂，这有利于提高调剖剂的封堵能力，同时使主段塞和后续注水之间建立一个保护隔离带，以免注入水侵入到主段塞破坏其稳定性和冲刷钻屑浆液调剖剂。优选地，按占第三调剖剂的重量百分比计，第三调剖剂包括2～3％的钻屑，0.2～0.3％的悬浮剂，0.15～0.2％的分散剂，3～4％的固化剂，0.2～0.3％的缓凝剂及92.2～94.45％的水。将第三调剖剂的用量限定在上述范围内，有利于进一步提高调剖剂的封堵能力，从而进一步保证主段塞的稳定性和抗冲刷性。三段塞各段注入量应按照实施井实际情况确定，一般三段塞的注入重量比为1:5～20:0.1～0.5范围内。
以下结合具体实施例对本发明作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本发明所要求保护的范围。
实施例1至7中钻屑浆液及调剖剂的制备及注入方法如下：
钻屑从储泥池11中由螺旋输送机12输送至研磨输送泵14中，同时进水管13开始进水，钻屑经研磨浆化后储存于收集罐15中，经收集罐出口151由泥浆泵16泵入密闭罐车中转运至调剖井场。制备过程中，螺旋输送机12的安装倾角应低于30°，如图1所示。
钻屑浆体运至调剖井场收集罐21中，按照不同配方通过加药装置22将悬浮剂、分散剂、可选的缓凝剂及固化剂加入到钻屑中，并在搅拌罐23中充分搅拌均匀，同时注入现场回注水进行稀释和熟化。配制完成的调剖剂由液压回注泵24泵入注水井25，如图2所示。
实施例1至7及对比例1中使用的原料及生产厂家见表1。
表1
| 名称 | 厂家 |
| 聚丙烯酰胺(分子量大于500万) | 山东万达化工 |
| 十二烷基磺酸钠 | 鲁科化工 |
| 六偏磷酸钠 | 鲁科化工 |
| 硅酸钠 | 苏州华航化工 |
| 氟硅酸钠， | 新欣源化工 |
实施例1至7及对比例1中封堵效率的测试方法为调剖剂堵水率测定方法，参照调剖剂性能评价方法SY/T 5590-2004，所用仪器为岩心流动试验仪.。
实施例1
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液分别制备第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂。
采用三段塞调剖工艺。第一调剖剂包括2g钻屑，0.1g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，0.5g硅酸钠(固化剂)以及97.2g水；
第二调剖剂包括5g钻屑，0.3g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.4g六偏磷酸钠(分散剂)，5g硅酸钠(固化剂)，0.1g氟硅酸钠(缓凝剂)以及89.2g水；及
第三调剖剂包括1g钻屑，0.1g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.1g六偏磷酸钠(分散剂)，2g硅酸钠(固化剂)、0.1g氟硅酸钠(缓凝剂)以及96.7g水。三段塞注入重量比为1:10:0.5，封堵效率见表2。
实施例2
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液分别制备第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂。
采用三段塞调剖工艺。第一调剖剂包括5g钻屑，0.3g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，0.1g硅酸钠(固化剂)以及94.4g水；
第二调剖剂包括10g钻屑，0.5g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，2g硅酸钠(固化剂)，0.3g氟硅酸钠(缓凝剂)以及87g水；及
第三调剖剂包括3g钻屑，0.3g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，5g硅酸钠(固化剂)、0.3g氟硅酸钠(缓凝剂)以及91.2g水。三段塞注入重量比为1:10:0.5，封堵效率见表2。
实施例3
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液分别制备第一调剖剂和第二调剖剂。
采用两段塞调剖工艺。第一调剖剂包括5g钻屑，0.3g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，0.1g硅酸钠(固化剂)以及94.4g水；
第二调剖剂包括10g钻屑，0.5g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，2g硅酸钠(固化剂)，0.3g氟硅酸钠(缓凝剂)以及87g水。二段塞注入重量比为1:10，封堵效率见表2。
实施例4
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液制备调剖剂。
采用单一段塞调剖工艺。调剖剂包括10g钻屑，0.5g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，2g硅酸钠(固化剂)，0.3g氟硅酸钠(缓凝剂)以及87g水。封堵效率见表2。
实施例5
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液分别制备第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂。
采用三段塞调剖工艺。第一调剖剂包括3g钻屑，0.2g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.15g六偏磷酸钠(分散剂)以及0.3g硅酸钠(固化剂)以及96.35g水；
第二调剖剂包括6g钻屑，0.4g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.35g六偏磷酸钠(分散剂)，4g硅酸钠(固化剂)，0.2g氟硅酸钠(缓凝剂)以及89.05g水；及
第三调剖剂包括2g钻屑，0.2g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，3g硅酸钠(固化剂)，0.2g氟硅酸钠(缓凝剂)以及94.4g水。三段塞注入重量比为1:10:0.5，封堵效率见表2。
实施例6
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液分别制备第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂。
采用三段塞调剖工艺。第一调剖剂包括4g钻屑，0.15g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.2g六偏磷酸钠(分散剂)，0.2g硅酸钠(固化剂)以及95.45g水；
第二调剖剂包括8g钻屑，0.3g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.25g六偏磷酸钠(分散剂)，1g硅酸钠(固化剂)，0.1g氟硅酸钠(缓凝剂)以及90.35g水；及
第三调剖剂包括2g钻屑，1g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.1g六偏磷酸钠(分散剂)，3g硅酸钠(固化剂)，0.25g氟硅酸钠(缓凝剂)以及93.9g水。三段塞注入重量比为1:10:0.5，封堵效率见表2。
实施例7
本实施例中钻屑使用前先与水混合制成固含量为15wt％的钻屑浆液，具体的组成为15wt％的钻屑和85wt％的水，钻屑的粒度小于0.1mm。采用上述钻屑浆液分别制备第一调剖剂、第二调剖剂和第三调剖剂。
采用三段塞调剖工艺。第一调剖剂包括5g钻屑，0.05g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.02g六偏磷酸钠(分散剂)，0.02g硅酸钠(固化剂)以及94.91g水；
第二调剖剂包括12g钻屑，0.1g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.1g六偏磷酸钠(分散剂)，1g硅酸钠(固化剂)，0.05g氟硅酸钠(缓凝剂)以及86.75g水；及
第三调剖剂包括5g钻屑，0.05g聚丙烯酰胺(悬浮剂)，0.05g六偏磷酸钠(分散剂)，1g硅酸钠(固化剂)，0.05g氟硅酸钠(缓凝剂)以及93.85g水。三段塞注入重量比为1:10:0.5，封堵效率见表2。
对比例1
采用三段塞调剖工艺。第一调剖剂包括1g铝酸钠和1g硫酸钙及98g钻井泥浆；第二调剖剂包括0.2g碳酸钠和0.3g酚醛树脂及99.5g钻井泥浆；第三调剖剂包括1g的铝酸钠、1g硫酸钙、0.2g亚硫酸钠、0.15g酚醛树脂、1g二乙醇胺、1.5g氯化铵及95.15g钻井泥浆。三段塞注入重量比为1:10:0.5。封堵效率见表2。
表2
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：可以看出本发明提供的非树脂型调剖剂具有良好的封堵性能。
将钻屑浆液的固含量限定在上述范围内，钻屑泥浆具有较为合适的粘度，便于运输，且具有较好的运输经济性。分散剂的加入有利于提高调剖剂的分散稳定性；悬浮剂为有机聚合物，悬浮剂与固化剂共同使用使得调剖剂能够固化从而起到调节剖面的作用，以实现封堵高渗透层的目的。同时将调剖剂中各组分限定在上述范围内，各组分之间的协同作用使得本发明提供的调剖剂即使不含有树脂也能够实现提高调剖剂封堵高渗透层的性能，调整注水剖面及提高其增油降水的性能。综上所述，本发明提供的调剖剂具有良好的调剖性能，并且使用简便。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (13)
1.一种调剖剂在石油开采过程中的应用，其特征在于，所述应用包括：
将用于形成所述调剖剂的钻屑和用于制备所述调剖剂的部分水混合形成固含量为15～20wt％的钻屑浆液；
将所述钻屑浆液与用于形成所述调剖剂的悬浮剂、分散剂、可选的缓凝剂、固化剂和剩余的水进行混合形成所述调剖剂；
采用三段塞式注入工艺将上述调剖剂注入，所述三段塞包括前置段塞、主段塞和后置段塞，所述前置段塞使用的调剖剂为第一调剖剂，所述主段塞使用的调剖剂为第二调剖剂和所述后置段塞使用的调剖剂为第三调剖剂，所述第一调剖剂、所述第二调剖剂和所述第三调剖分别独立地选自以下组成：
以占所述调剖剂的重量百分比计，所述调剖剂包括：1～10％的钻屑，0.1～0.5％的悬浮剂，0.1～0.4％的分散剂，0.1～5％的固化剂以及84.1～98.6％的水，且所述调剖剂中，将所述钻屑和部分所述水先形成固含量为15～20wt％的钻屑浆液；所述悬浮剂为聚丙烯酰胺和/或羟甲基纤维素钠盐；且所述第一调剖剂、所述第二调剖剂和所述第三调剖剂中至少两种调剖剂的组份含量不同。
2.根据权利要求1所述的应用，其特征在于，以占所述调剖剂的重量百分比计，所述调剖剂还包括0.01～0.3％的缓凝剂。
3.根据权利要求2所述的应用，其特征在于，所述缓凝剂为无机缓凝剂。
4.根据权利要求3所述的应用，所述缓凝剂为磷酸盐和/或氟硅酸盐。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的应用，其特征在于，所述钻屑的粒径小于0.1mm。
6.根据权利要求1至4中任一项所述的应用，其特征在于，所述分散剂为酒石酸钾钠和/或六偏磷酸钠。
7.根据权利要求1至4中任一项所述的应用，其特征在于，所述固化剂为硅酸钠和/或偏硅酸钠。
8.根据权利要求1所述的应用，其特征在于，所述三段塞式注入工艺中，按占所述第一调剖剂的重量百分比计，所述第一调剖剂包括2～5％的钻屑，0.1～0.3％的悬浮剂，0.1～0.2％的分散剂，0.1～0.5％的固化剂，0～0.1％的缓凝剂及93.9～97.7％的水。
9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于，所述按占所述第一调剖剂的重量百分比计，所述第一调剖剂包括3～4％的所述钻屑，0.1～0.2％的所述悬浮剂，0.15～0.2％的所述分散剂，0.2～0.3％的所述固化剂，0.05～0.1％的所述缓凝剂及95.2～96.5％的水。
10.根据权利要求1或8所述的应用，其特征在于，按占所述第二调剖剂的重量百分比计，所述第二调剖剂包括5～10％的所述钻屑，0.3～0.5％的所述悬浮剂，0.2～0.4％的所述分散剂，2～5％的所述固化剂，0.1～0.3％的缓凝剂及84.1～92％的水。
11.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，按占所述第二调剖剂的重量百分比计，所述第二调剖剂包括6～8％的所述钻屑，0.3～0.4％的所述悬浮剂，0.25～0.35％的所述分散剂，3～4％的所述固化剂，0.15～0.25％的缓凝剂及87～90.3％的水。
12.根据权利要求10所述的应用，其特征在于，按占所述第三调剖剂的重量百分比计，所述第三调剖剂包括1～3％的所述钻屑，0.1～0.3％的所述悬浮剂，0.1～0.2％的所述分散剂，2～5％的所述固化剂，0.1～0.3％的所述缓凝剂及91.2～96.7％的水。
13.根据权利要求12所述的应用，其特征在于，按占所述第三调剖剂的重量百分比计，所述第三调剖剂包括2～3％的所述钻屑，0.2～0.3％的所述悬浮剂，0.15～0.2％的所述分散剂，3～4％的所述固化剂，0.2～0.3％的所述缓凝剂及92.2～94.45％的水。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510809631.2A CN105331343B (zh) | 2015-11-19 | 2015-11-19 | 非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510809631.2A CN105331343B (zh) | 2015-11-19 | 2015-11-19 | 非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN105331343A CN105331343A (zh) | 2016-02-17 |
| CN105331343B true CN105331343B (zh) | 2019-06-28 |
Family
ID=55282116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510809631.2A Active CN105331343B (zh) | 2015-11-19 | 2015-11-19 | 非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN105331343B (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107313758A (zh) * | 2017-09-04 | 2017-11-03 | 中国石油化工股份有限公司华东油气分公司泰州采油厂 | 一种提高油田采收率的调驱方法 |
| US11603723B2 (en) * | 2019-08-30 | 2023-03-14 | Nov Canada Ulc | Cuttings processing unit |
| CN113698918B (zh) * | 2020-05-23 | 2022-10-21 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种合成基钻井液岩屑资源化利用方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5277519A (en) * | 1992-10-22 | 1994-01-11 | Shell Oil Company | Well drilling cuttings disposal |
| CN101735782A (zh) * | 2009-12-15 | 2010-06-16 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 利用油田废水处理后泥浆为原料制备调剖堵水剂的方法 |
| CN102994057A (zh) * | 2012-12-12 | 2013-03-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐调剖剂及其制备方法 |
| CN104153731A (zh) * | 2014-07-11 | 2014-11-19 | 东营市华翰石油技术开发有限公司 | 一种钻井废弃泥浆回用堵水调剖工艺方法 |
| CN105618460A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-06-01 | 西南科技大学 | 含油钻屑降解固化一体化处理方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150322762A1 (en) * | 2014-05-07 | 2015-11-12 | Ramesh Varadaraj | Drill Cuttings Re-Injection |
-
2015
- 2015-11-19 CN CN201510809631.2A patent/CN105331343B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5277519A (en) * | 1992-10-22 | 1994-01-11 | Shell Oil Company | Well drilling cuttings disposal |
| CN101735782A (zh) * | 2009-12-15 | 2010-06-16 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 利用油田废水处理后泥浆为原料制备调剖堵水剂的方法 |
| CN102994057A (zh) * | 2012-12-12 | 2013-03-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐调剖剂及其制备方法 |
| CN104153731A (zh) * | 2014-07-11 | 2014-11-19 | 东营市华翰石油技术开发有限公司 | 一种钻井废弃泥浆回用堵水调剖工艺方法 |
| CN105618460A (zh) * | 2015-12-30 | 2016-06-01 | 西南科技大学 | 含油钻屑降解固化一体化处理方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 废弃泥浆在油田开发中的应用研究;李月爱等;《化学工程师》;20131231(第5期);36-38 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105331343A (zh) | 2016-02-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105368421B (zh) | 非树脂型调剖剂及其在石油开采过程中的应用 | |
| CN101434836B (zh) | 压裂液连续混配方法 | |
| CN104153731B (zh) | 一种钻井废弃泥浆回用堵水调剖工艺方法 | |
| CN105331343B (zh) | 非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 | |
| CN103897674B (zh) | 一种井眼清洁液及制备方法 | |
| CN1252781A (zh) | 一种高料浆浓度、快凝和快硬的回填方法和材料 | |
| CN103074049A (zh) | 一种使用原油采出污水配制的压裂液及其配制方法 | |
| CN102703044A (zh) | 新型水泥浆堵漏液 | |
| CN109053099A (zh) | C100高石粉机制砂钢管混凝土及制备工艺 | |
| CN103102128A (zh) | 用于地下结构堵水的注浆材料及其制备方法 | |
| CN112521119A (zh) | 一种煤基固废充填膏体的制备方法及充填系统 | |
| CN105112040A (zh) | 一种气井耐高温可回收清洁压裂液的压裂方法 | |
| CN102093898A (zh) | 复合土壤固化剂 | |
| CN103396771A (zh) | 一种基于纳米材料的可降解钻井液 | |
| CN113217090A (zh) | 一种大规模低浓度尾砂干排处置和膏体处置联合处置方法 | |
| CN106285524B (zh) | 煤矿下向钻孔高分子泥浆排渣系统、方法及高分子泥浆 | |
| CN108395183A (zh) | 一种地基处理工程用混合浆液及其制备方法 | |
| CN101633836B (zh) | 一种地面预注浆加固用速凝早强水泥浆液 | |
| CN1039872A (zh) | 可泵送高浓度全尾砂浆制备工艺 | |
| CN109722235B (zh) | 使用稠油热采水配制的胍胶压裂液体系及其制备方法 | |
| CN110872501B (zh) | 一种钻井用堵漏剂及其应用 | |
| CN103015927A (zh) | 一种废弃钻井液优化处理重复利用方法 | |
| CN106866067B (zh) | 一种掺合锗废渣的井下充填材料的生产线和生产方法 | |
| CN103952130A (zh) | 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法 | |
| CN109020374A (zh) | 多固相改性黏土膏浆制备工艺及设备 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20240516 Address after: No. 218-2-307, Xinxing Road, Karamay District, Karamay City, Xinjiang Uygur Autonomous Region 834000 Patentee after: Kelamayi Guo Kan Petrotechnik Ltd. Country or region after: China Address before: Room 1012, floor 418, District 4, Wangjing Xiyuan, Chaoyang District, Beijing 100101 Patentee before: Li Qun Country or region before: China |