CN108841367A - 可降解化学桥塞组合物及其注入方法 - Google Patents
可降解化学桥塞组合物及其注入方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108841367A CN108841367A CN201810547429.0A CN201810547429A CN108841367A CN 108841367 A CN108841367 A CN 108841367A CN 201810547429 A CN201810547429 A CN 201810547429A CN 108841367 A CN108841367 A CN 108841367A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- bridge plug
- degradable chemical
- degradable
- agent
- chemical bridge
- 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
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims abstract description 18
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 1,4-Benzenediol Natural products OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 14
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical group C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims description 10
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229960004011 methenamine Drugs 0.000 claims description 10
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 235000019394 potassium persulphate Nutrition 0.000 claims description 4
- GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N tert-butyl benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical group [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 125000000687 hydroquinonyl group Chemical group C1(O)=C(C=C(O)C=C1)* 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 19
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 19
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 18
- PQUCIEFHOVEZAU-UHFFFAOYSA-N Diammonium sulfite Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S([O-])=O PQUCIEFHOVEZAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- OKIRBHVFJGXOIS-UHFFFAOYSA-N 1,2-di(propan-2-yl)benzene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1C(C)C OKIRBHVFJGXOIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- -1 modified propylene amide Chemical class 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 2
- YNJSNEKCXVFDKW-UHFFFAOYSA-N 3-(5-amino-1h-indol-3-yl)-2-azaniumylpropanoate Chemical compound C1=C(N)C=C2C(CC(N)C(O)=O)=CNC2=C1 YNJSNEKCXVFDKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 239000008177 pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- DCKVNWZUADLDEH-UHFFFAOYSA-N sec-butyl acetate Chemical compound CCC(C)OC(C)=O DCKVNWZUADLDEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 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
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
-
- 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
- E21B33/134—Bridging plugs
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明涉及油气资源开发领域，尤其涉及一种可降解化学桥塞组合物及其注入方法。其中，可降解化学桥塞组合物按重量百分比计，包括主剂6‑15％、交联剂0.5‑4％、引发剂0.01‑0.4％、增强剂8‑16％、除氧剂0.01‑0.05％及余量的水。可降解化学桥塞的制备方法包括以下步骤：(1)按配比依次在搅拌罐中加入水、主剂、交联剂、引发剂、除氧剂和增强剂并搅拌均匀，配制成可降解化学胶塞体系；(2)将步骤(1)中的可降解化学胶塞体系注入地层预定位置；(3)停泵关井侯凝48h以上，记录侯凝期间井口压力变化情况；(4)恢复注水。本发明的可降解化学桥塞具有对储层污染小，作业费用低的优点。
Description
技术领域
本发明涉及油气资源开发领域，尤其涉及一种可降解化学桥塞组合物及其注入方法。
背景技术
在油气资源开发领域，超深碳酸盐岩油藏裸眼井分层注水一直是世界性难题，目前常用打水泥塞封堵下段或使用机械封隔器的方式进行配水。然而，这两种方式均存在弊端。
对裸眼段下部打水泥塞，塞面高度难控制；塞面与储层的密合性不确定，注水时可能发生沿接触面的水窜；待上部储层开发到一定程度需要再次启用下部储层时，往往需要钻塞作业，成本高。
使用机械封隔器，封隔器成本高、附加深井修井作业成本也高；在封隔器使用过程中发现配水比例与预测效果相差太大；封隔器使用完毕后需要再次修井作业提出井筒，费用高。
鉴于超深碳酸盐岩油藏裸眼井分层注水使用水泥塞及裸眼封隔器存在的诸多问题，为了经济有效地对下部裸眼段封堵，合理分配注水量，降低配套修井费用，急需发明一种适用于塔河碳酸盐岩油藏裸眼井分层注水的可降解化学桥塞。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种可降解化学桥塞组合物及其注入方法。
具体的，一方面，本发明提供了一种可降解化学桥塞组合物，按重量百分比计，包括主剂6-15％、交联剂0.5-4％、引发剂0.01-0.4％、增强剂8-16％、除氧剂0.01-0.05％及余量的水。
上述的可降解化学桥塞组合物，按重量百分比计，包括主剂8-14％、交联剂1-3％、引发剂0.02-0.15％、增强剂10-14％、除氧剂0.02-0.04％及余量的水。
上述的可降解化学桥塞组合物，按重量百分比计，包括主剂10％、交联剂2％、引发剂0.04％、增强剂12％、除氧剂0.03％及余量的水。
上述的可降解化学桥塞组合物，所述主剂为丙烯酰胺。
上述的可降解化学桥塞组合物，所述交联剂为对苯二酚、乌洛托品、甲醛中的任意一种或多种。
上述的可降解化学桥塞组合物，所述引发剂为过氧化二异丙苯或过氧化苯甲酸叔丁酯。
上述的可降解化学桥塞组合物，所述增强剂为粘土。
上述的可降解化学桥塞组合物，所述除氧剂为亚硫酸盐和/或联氨。
上述的可降解化学桥塞组合物，所述可降解化学桥塞组合物可被过硫酸钾降解。
另一方面，本发明提供了一种可降解化学桥塞组合物的注入方法，包括以下步骤：
(1)按配比依次在搅拌罐中加入水、主剂、交联剂、引发剂、除氧剂和增强剂并搅拌均匀，配制成可降解化学胶塞体系；
(2)将步骤(1)中的可降解化学胶塞体系注入地层预定位置；
(3)停泵关井侯凝48h以上，记录侯凝期间井口压力变化情况；
(4)恢复注水。
上述的可降解化学桥塞组合物的注入方法，步骤(2)中，所述注入的速度大于30m3/h，所述注入的时间在2h以内。
本发明的技术方案具有如下有益效果：
本发明的可降解化学桥塞组合物均能够在130℃环境下1-10h以内成胶。成胶后的可降解化学桥塞耐温130℃，在24×104mg/L矿化度条件下30天不收缩、不破胶并且能够持续承受3-10MPa注水施工压差。而且，本发明的可降解化学桥塞与塔河碳酸盐岩油藏裸眼段岩石结合紧密，注入专用破胶剂后桥塞收缩破胶，并在10天内降解。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
塔河碳酸盐岩缝洞型油藏单元注水井组138个，一注一采占80％以上，水驱波及系数低，同时水窜严重、水驱效率低。使用可降解化学桥塞代替水泥塞及裸眼封隔器可大幅度降低修井作业费用、降低注水成本，下返施工方便快捷，对储层污染小，优势明显，应用前景广阔。
具体的，根据本发明的一个方面，本发明提供了一种可降解化学桥塞组合物，按重量百分比计，包括主剂丙烯酰胺6-15％、交联剂0.5-4％、引发剂0.01-0.4％、增强剂8-16％、除氧剂0.01-0.05％及余量的水；优选的，包括改性丙烯酰胺8-14％、交联剂1-3％、引发剂0.02-0.15％、增强剂10-14％、除氧剂0.02-0.04％及余量的水；最优选的，包括丙烯酰胺10％、交联剂2％、引发剂0.04％、增强剂12％、除氧剂0.03％及余量的水。
其中，所述主剂为丙烯酰胺，其为一种不饱和酰胺，是胶塞的主体构架。
其中，所述交联剂为对苯二酚、乌洛托品和甲醛中的任意一种或多种，所述交联剂在高温下与丙烯酰胺单体发生一定程度交联反应，使产物变为不溶的交联聚合物。
其中，所述引发剂为过氧化二异丙苯或过氧化苯甲酸叔丁酯，其中，引发剂过氧化二异丙苯在高温下分解，进一步引发单体进行聚合反应，同时还可以提高产品的耐热性；过氧化苯甲酸叔丁酯是一种应用广泛的引发剂，也可以与活性更高的引发剂组成双组份固化体系应用。
其中，所述增强剂为粘土，是一种可塑硅铝酸盐，其具有很强的可塑性，可以有效增加本发明可降解化学桥塞体系的强度和韧性。
其中，所述除氧剂为亚硫酸盐和/或联氨，优选为亚硫酸铵。其中，亚硫酸盐中的亚硫酸根具有还原性，可用于去除氧。其中，联氨是一种强还原剂，可以在减少腐蚀的情况下有效脱除氧。
本发明的破胶剂为过硫酸钾，过硫酸钾在地层温度下把胶塞氧化成没有粘度的小分子从而实现破胶。破胶后，使地层恢复流通能力，不伤害地层，可以恢复油井产能。本发明中破胶剂的加量为侯凝后注入水质量的1％-3％。
经理化性能测试，本发明的可降解化学桥塞组合物均能够在130℃环境下1-10h成胶。成胶后的化学桥塞耐温130℃，在24×104mg/L矿化度条件下30天不收缩、不破胶并且能够持续承受3-10MPa注水施工压差。本发明采用的测试方法为本领域常用的方法，在此不再详述。
此外，根据本发明的另一个方面，本发明提供了一种可降解化学桥塞的注入方法，包括以下步骤：
(1)按配比依次在搅拌罐中加入水、主剂、交联剂、引发剂、除氧剂和增强剂，低速搅拌1h左右配制成可降解化学胶塞体系；
(2)使用泵车将步骤(1)中的可降解化学胶塞体系注入地层预定位置；
(3)停泵关井侯凝48h以上，记录侯凝期间井口压力变化情况；
(4)恢复注水。
在一个具体实施方式中，本发明的可降解化学桥塞的注入方法，包括以下步骤：
(1)注入管柱要求：井内管柱要求为注水光管柱，下深位置在裸眼段上部200-300m左右。
(2)配套设备：配套700型泵车2台，30m3搅拌罐2个。
(3)配液要求：根据权利要求3所述的药剂组合现场配置可降解化学胶塞体系，水要求为清水。
(4)注入：采用700型泵车将配置好的化学胶塞体系注入地层预定位置，停泵，注入速度要求大于30m3/h，保证体系从井口到地层在2h以内。
通过控制注入速度大于30m3/h及体系从井口到地层在2h以内，可以保证体系不会在注入过程中和井筒中成胶，造成井筒堵塞情况发生。
(5)侯凝：停泵关井侯凝，要求侯凝时间48h以上，记录侯凝期间井口压力变化情况。
(6)恢复注水：要求注水排量保持与施工前注水排量一致，记录注水压力情况，分析施工前后的注水压力变化，确定是否在油井底部形成化学胶塞。
为了更好地研究本发明可降解化学桥塞的性能，发明人通过模拟地层条件提出了在实验室条件下制备可降解化学桥塞的方法，具体如下：
1)常温下先将丙烯酰胺加入清水中，充分搅拌，使丙烯酰胺在清水中均匀分散，得到混合物；然后分别加入交联剂、引发剂和除氧剂，充分搅拌；最后加入增强剂，低速下搅拌1h左右，让丙烯酰胺单体和粘土充分接触反应。
2)将步骤1)的混合物置于130℃油浴中，加热成胶。
本发明的可降解化学桥塞主要应用于塔河碳酸盐岩油藏裸眼井分层注水，通过将可降解化学桥塞用于封堵注入井底部吸液段，迫使注入水沿表层驱替，实现对表层剩余油动用，提高水驱波及体积。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件。下列实施例中使用的原料均为常规市购获得。
实施例1
常温下将6％丙烯酰胺加入78.55％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚，1％甲醛、1％乌洛托品、0.4％过氧化二异丙苯和0.05％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，3小时混合物成胶。
实施例2
常温下将8％丙烯酰胺加入76.96％清水中，搅拌均匀后分别加入2％乌洛托品，1％甲醛、0.01％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，10小时混合物成胶。
实施例3
常温下将10％丙烯酰胺加入79.95％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚，1％甲醛、0.04％过氧化二异丙苯和0.01％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入8％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，5小时混合物成胶。
实施例4
常温下将12％丙烯酰胺加入73.93％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚、1％甲醛、0.04％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，2.5小时混合物成胶。
实施例5
常温下将15％丙烯酰胺加入70.93％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚、1％乌洛托品、0.04％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，1.5小时混合物成胶。
实施例6
常温下将10％丙烯酰胺加入77.93％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚、1％乌洛托品、0.04％过氧化苯甲酸叔丁酯和0.03％联氨，充分搅拌，最后加入10％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，3.5小时混合物成胶。
实施例7
常温下将10％丙烯酰胺加入75.91％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚，1％乌洛托品、0.06％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，1.5小时混合物成胶。
实施例8
常温下将10％丙烯酰胺加入73.93％清水中，搅拌均匀后分别加入2％对苯二酚、2％乌洛托品、0.04％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，2小时混合物成胶。
实施例9
常温下将10％丙烯酰胺加入71.93％清水中，搅拌均匀后分别加入1％对苯二酚、1％乌洛托品、0.04％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入16％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，2小时混合物成胶。
实施例10
常温下将10％丙烯酰胺加入77.43％清水中，搅拌均匀后分别加入0.5％乌洛托品、0.04％过氧化二异丙苯和0.03％亚硫酸铵，充分搅拌，最后加入12％粘土，低速下搅拌1h左右。将混合物置于130℃油浴中加热，7小时混合物成胶。
理化性能测试
为了检测实施例1-10制备的可降解化学桥塞的性能，进行了以下测试：
1.稳定性测试
将盐水倒入成胶后的液体胶塞上部，密封，放入130℃条件恒温箱，观察体系的稳定情况。测试结果见表1。
2.封堵强度测试
采用30*3.8cm的填砂管，将配制好的化学胶塞体系倒入填砂管中，密封，放入130℃烘箱中，待其成胶(24h)后，取出填砂管，采用1ml/min中的排量，测试体系的驱替压力。测试结果见表1。
3.破胶时间测试
将浓度为2％破胶剂溶液倒入已成胶的化学胶塞上部，密封，放入130℃烘箱中，观察体系的破胶情况。测试结果见表1。
表1实施例1-10理化性能测试结果
| 编号 | 稳定性(30天) | 封堵强度(MPa) | 破胶时间(天) |
| 实施例1 | 不收缩、不破胶 | 3 | 6 |
| 实施例2 | 不收缩、不破胶 | 5 | 8 |
| 实施例3 | 不收缩、不破胶 | 6 | 3 |
| 实施例4 | 不收缩、不破胶 | 6 | 6 |
| 实施例5 | 不收缩、不破胶 | 6 | 5 |
| 实施例6 | 不收缩、不破胶 | 7 | 5 |
| 实施例7 | 不收缩、不破胶 | 8 | 8 |
| 实施例8 | 不收缩、不破胶 | 8 | 10 |
| 实施例9 | 不收缩、不破胶 | 10 | 9 |
| 实施例10 | 不收缩、不破胶 | 8 | 8 |
通过测试结果可以看出，本发明的可降解化学桥塞具有如下性质：(1)耐温130℃，在24×104mg/L矿化度条件下30天不收缩、不破胶；(2)能够持续承受3-10MPa注水施工压差；(3)注入破胶剂后在10天内降解。
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应设为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。
Claims (11)
1.一种可降解化学桥塞组合物，其特征在于，按重量百分比计，包括主剂6-15％、交联剂0.5-4％、引发剂0.01-0.4％、增强剂8-16％、除氧剂0.01-0.05％及余量的水。
2.根据权利要求1所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，按重量百分比计，包括主剂8-14％、交联剂1-3％、引发剂0.02-0.15％、增强剂10-14％、除氧剂0.02-0.04％及余量的水。
3.根据权利要求2所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，按重量百分比计，包括主剂10％、交联剂2％、引发剂0.04％、增强剂12％、除氧剂0.03％及余量的水。
4.根据权利要求1-3任一项所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，所述主剂为丙烯酰胺。
5.根据权利要求1-4任一项所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，所述交联剂为对苯二酚、乌洛托品、甲醛中的任意一种或多种。
6.根据权利要求1-5任一项所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，所述引发剂为过氧化二异丙苯或过氧化苯甲酸叔丁酯。
7.根据权利要求1-6任一项所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，所述增强剂为粘土。
8.根据权利要求1-7任一项所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，所述除氧剂为亚硫酸盐和/或联氨。
9.根据权利要求1-8任一项所述的可降解化学桥塞组合物，其特征在于，所述可降解化学桥塞组合物可被过硫酸钾降解。
10.权利要求1-9任一项所述的可降解化学桥塞组合物的注入方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)按配比依次在搅拌罐中加入水、主剂、交联剂、引发剂、除氧剂和增强剂并搅拌均匀，配制成可降解化学胶塞体系；
(2)将步骤(1)中的可降解化学胶塞体系注入地层预定位置；
(3)停泵关井侯凝48h以上，记录侯凝期间井口压力变化情况；
(4)恢复注水。
11.根据权利要求10所述的可降解化学桥塞组合物的注入方法，其特征在于，步骤(2)中，所述注入的速度大于30m3/h，所述注入的时间在2h以内。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810547429.0A CN108841367A (zh) | 2018-05-31 | 2018-05-31 | 可降解化学桥塞组合物及其注入方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810547429.0A CN108841367A (zh) | 2018-05-31 | 2018-05-31 | 可降解化学桥塞组合物及其注入方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108841367A true CN108841367A (zh) | 2018-11-20 |
Family
ID=64210170
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810547429.0A Pending CN108841367A (zh) | 2018-05-31 | 2018-05-31 | 可降解化学桥塞组合物及其注入方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108841367A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114958322A (zh) * | 2021-02-26 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种暂堵液体胶塞、制备方法及应用 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060157247A1 (en) * | 2002-08-01 | 2006-07-20 | Burts Boyce D Iii | Additive For, Treatment Fluid For, and Method of Plugging a Tubing/Casing Annulus in a Well Bore |
| WO2010044059A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Schlumberger Canada Limited | Self-viscosifying and self-breaking gels |
| CN102061152A (zh) * | 2009-11-11 | 2011-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种强度高可控破胶化学暂堵液体胶塞 |
| CN103160261A (zh) * | 2011-12-15 | 2013-06-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下智能胶塞的制备及其使用方法 |
| CN103352683A (zh) * | 2005-12-05 | 2013-10-16 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助的导流或隔离 |
| CN103725275A (zh) * | 2013-12-27 | 2014-04-16 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 带压作业管柱内的化学封堵胶塞及其制备方法和用途 |
| CN105086971A (zh) * | 2015-08-12 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于处理井壁坍塌的液体胶塞 |
| CN105368424A (zh) * | 2015-10-20 | 2016-03-02 | 西南石油大学 | 一种用于高温油藏的插层复合延缓就地聚合堵水凝胶 |
| CN106905940A (zh) * | 2017-03-31 | 2017-06-30 | 西南石油大学 | 一种中高密度弹性液体胶塞及修井方法 |
-
2018
- 2018-05-31 CN CN201810547429.0A patent/CN108841367A/zh active Pending
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060157247A1 (en) * | 2002-08-01 | 2006-07-20 | Burts Boyce D Iii | Additive For, Treatment Fluid For, and Method of Plugging a Tubing/Casing Annulus in a Well Bore |
| CN103352683A (zh) * | 2005-12-05 | 2013-10-16 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助的导流或隔离 |
| WO2010044059A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Schlumberger Canada Limited | Self-viscosifying and self-breaking gels |
| CN102061152A (zh) * | 2009-11-11 | 2011-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种强度高可控破胶化学暂堵液体胶塞 |
| CN103160261A (zh) * | 2011-12-15 | 2013-06-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下智能胶塞的制备及其使用方法 |
| CN103725275A (zh) * | 2013-12-27 | 2014-04-16 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 带压作业管柱内的化学封堵胶塞及其制备方法和用途 |
| CN105086971A (zh) * | 2015-08-12 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于处理井壁坍塌的液体胶塞 |
| CN105368424A (zh) * | 2015-10-20 | 2016-03-02 | 西南石油大学 | 一种用于高温油藏的插层复合延缓就地聚合堵水凝胶 |
| CN106905940A (zh) * | 2017-03-31 | 2017-06-30 | 西南石油大学 | 一种中高密度弹性液体胶塞及修井方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 李 欣: "水平井用液体胶塞制备与放大试验研究", 《石油化工应用》 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114958322A (zh) * | 2021-02-26 | 2022-08-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种暂堵液体胶塞、制备方法及应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104910882B (zh) | 一种柔性凝胶颗粒以及由其制成的柔性凝胶颗粒调堵剂 | |
| CN110387222A (zh) | 一种多孔凝胶封堵剂、其制备方法及应用 | |
| AU2003200033B2 (en) | Methods of consolidating proppant in subterranean fractures | |
| 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 | |
| CN102952533B (zh) | 一种复合交联聚合物弱凝胶调驱剂及其制备方法 | |
| CN106883357A (zh) | 一种预交联凝胶缓膨微球调剖剂及其制备方法和用途 | |
| CN109369848A (zh) | 一种功能型耐温抗盐调堵剂及其制备方法 | |
| CN106947450A (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| CN104610950A (zh) | 一种悬浮凝胶颗粒调堵剂及其应用 | |
| CN103193906B (zh) | 一种缓凝型丙烯酰胺单体调堵剂的制备方法 | |
| CN104479656A (zh) | 一种用于酸化处理的变粘酸液 | |
| CN105112034B (zh) | 一种耐高温凝胶转向剂及其制备方法与应用 | |
| CN116200183A (zh) | 深层煤层气开发的高效能变粘压裂液及一体化施工方法 | |
| CN106279526B (zh) | 一种冻胶微球体系及其制备方法，冻胶微球分散体系，冻胶微球强化聚合物驱体系 | |
| CN108841367A (zh) | 可降解化学桥塞组合物及其注入方法 | |
| CN108641691B (zh) | 一种高强度树脂堵剂及其制备方法与应用 | |
| EA008533B1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| CN116284607B (zh) | 一种水溶性可控固化树脂堵漏剂及其制备方法与应用 | |
| CN107722957A (zh) | 一种基于清洁压裂返排液的弱凝胶调驱剂 | |
| CN110305644B (zh) | 一种降漏失柔性胶粒洗井液的制备及其应用 | |
| CN107686533A (zh) | 具有选择性堵水功能的聚合物及其制备方法和应用 | |
| CN114907831B (zh) | 一种温度响应型原位相变压裂液及疏水型原位自生支撑剂 | |
| RU2356929C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах | |
| CN112778990B (zh) | 一种用于油田注水井的污水混配暂堵剂及其制备方法 | |
| CN106905939A (zh) | 超高强度冻胶堵调体系及其制备方法和用途 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20181120 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |