CN109575892A - 一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法 - Google Patents
一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109575892A CN109575892A CN201910049445.1A CN201910049445A CN109575892A CN 109575892 A CN109575892 A CN 109575892A CN 201910049445 A CN201910049445 A CN 201910049445A CN 109575892 A CN109575892 A CN 109575892A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- parts
- diverting agent
- seam
- powder
- powder diverting
- 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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 130
- 239000000843 powder Substances 0.000 title claims abstract description 118
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 15
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- -1 halogen organic acid Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 9
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 67
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 67
- 239000007908 nanoemulsion Substances 0.000 claims description 12
- 241000009298 Trigla lyra Species 0.000 claims description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims description 6
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 3
- 229920006243 acrylic copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 claims description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 claims 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims 1
- 235000020195 rice milk Nutrition 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 abstract description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 8
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 24
- 230000010412 perfusion Effects 0.000 description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 230000004224 protection Effects 0.000 description 4
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 3
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 3
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 3
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 3
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 3
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 3
- 229940075065 polyvinyl acetate Drugs 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 2
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000009967 tasteless effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001269238 Data Species 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 1
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011863 silicon-based powder Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000013589 supplement 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
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than 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
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及一种缝内粉末暂堵剂及其驱油应用，所述缝内粉末暂堵剂包括将70～120份的淀粉、10～15份的碱金属氢氧化物、12～20份的卤代有机酸、3～8份的碳酸盐和7～12份的疏水改性剂进行反应得到的产物以及80～150份的纳米碳酸钙。其在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好；内含表面活性剂，随温度升高降解后有利于助排，不会对裂缝造成堵塞和伤害。
Description
技术领域
本发明涉及油田增产技术领域，具体涉及一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法。
背景技术
油气资源储存在于地下岩石的孔隙、洞穴和裂缝之中，并在这些储集空间中流动。如果地下储层的储集空间和孔隙较大，钻井后，油气容易渗流产出。压裂技术是在采油过程中，把具有一定粘度的液体挤入油层，当油层压出许多裂缝后，加入支撑剂充填进裂缝，提高油气层的渗透能力，以增加产油量的一种常见的工艺。
目前对于低渗透油气藏，通过水力压裂来高效地提高产量的做法，仍然面临巨大的挑战。初产期峰值过后产量骤然下降，压裂结果不太理想，表明大量的压裂液及支撑剂并未到达人工诱导形成的裂缝或天然的裂缝网络。
因此，如何提高对低孔、低渗、敏感性油气层的压裂增产改造效果，解决此类敏感性地层压裂难题，更易造宽缝、长缝，同时降低压裂液对储层基质伤害，是本领域技术人员需要解决的技术问题。此外，油田早期开发的区块，长时间开发后含水量增加，产油量下降。水力压裂是外围油田上产的主要措施手段，水力压裂过程中形成具有方位的垂直裂缝，在多次压裂改造之后，主裂缝方位剩余油已经得到充分挖潜；但是侧翼仍有大量剩余油，为挖掘低含水部位的剩余油，需进行暂堵重复压裂。
发明内容
本发明的目的是提供一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法，其主要基于暂堵剂的特点及原理，补充地层能量，将暂堵剂注入水中，改变了水分子的尺寸，从而提高增产效果。
为解决上述技术问题，依据本发明的第一技术方案，提供一种缝内粉末暂堵剂，一种缝内粉末暂堵剂，其特征在于，缝内粉末暂堵剂包括将70～120份的淀粉、10～15份的碱金属氢氧化物、12～20份的卤代有机酸、3～8份的碳酸盐和7～12份的疏水改性剂进行反应得到的产物以及80～150份的纳米碳酸钙。
优选地，将淀粉、碱金属氢氧化物、卤代有机酸、碳酸盐、疏水改性剂进行反应得到的产物制作为带有疏水改性基团的淀粉颗粒。
进一步地，在缝内粉末暂堵剂中增加80～100份矿渣、1～5份硅酸钠、3～5份碳酸钠；所述矿渣的比表面积为1.20～1.50m2/g，平均粒径为15～30μm。
优选地，按重量份计，进一步包括2～5份的羧甲基纤维素、12～18份的二氧化硅、20～26份的淀粉～丙烯酰胺～丙烯酸共聚物。
依据本发明的第二技术方案，提供一种使用上述缝内粉末暂堵剂的驱油应用，通过在接近地面的斜井位置处设置有注入纳米乳液的注入控制管路以及注入纳米乳液的流量监测装置，通过注入控制管路将纳米乳液通过斜井注入地层的裂缝中，斜井首先垂直进入地层，在合适的地层(岩层)处变为水平方向，在井管的水平方向末端设置有开口或分支注入口，将纳米乳液以一定压力注入地层；因纳米乳液和压裂液作用，地层产生具有导流能力的裂缝网络，纳米乳液通过裂缝网络进入岩层。
进一步地，地下油气资源从井内流出进入集输环节，通过管道被输送到存储罐，然后进入市场或加工厂。
本发明的缝内粉末暂堵剂及其驱油应用与现有技术相比，具有如下有益效果：
1、解决封堵效果：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好；
2、解决无伤害：内含表面活性剂，随温度升高降解后有利于助排，不会对裂缝造成堵塞和伤害；
3、解决安全环保：安全环保，无毒无味，对环境和地层不会造成伤害；
4、简化添加工艺：通过注入泵搅拌后直接注入即可，不会对压裂设备带来新的负担和投入；
5、参数可控：抗温、抗压、溶解时间可控，造人工缝的压力和封堵时间要求，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗粒大小来控制。
附图说明
图1为依据本发明的缝内粉末暂堵剂的干燥样品实物图；
图2为依据本发明的80摄氏度、30％缝内粉末暂堵剂溶胀状态；
图3为依据本发明的80℃时1cm厚度缝内粉末暂堵剂压力随时间变化；
图4为依据本发明的100℃时1cm厚度缝内粉末暂堵剂压力随时间变化；
图5为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在水中溶解状态；
图6为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在5％HCL中溶解状态；
图7为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在5％NaOH中溶解状态；
图8为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在压裂液中溶解状态；
图9为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在2％KCL中溶解状态；
图10是依据本发明的缝内粉末暂堵剂的驱油增产应用的工艺流程图。
图11是图10中所使用的注入缝内粉末暂堵剂的注入控制管路示意图。
图12是图10中所使用的缝内粉末暂堵剂流量监测装置示意图。
具体实施方式
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明。
本发明所提供的一种缝内粉末暂堵剂，包括离子液体改性聚丙烯腈、非离子表面活性剂、聚丙烯酰胺、明胶、聚乙烯醋酸乙烯酯、膨润土、羧甲基羟丙基双衍生胍胶，其按重量份计，25～35份的离子液体改性聚丙烯腈、100～300份的非离子表面活性剂、50～80份的聚丙烯酰胺、20～50份的明胶、80～150份的聚乙烯醋酸乙烯酯、250～350份的膨润土、100～220份的羧甲基羟丙基双衍生胍胶。
上述缝内粉末暂堵剂的制备方法，具体步骤为：(1)取离子液体改性聚丙烯腈、聚丙烯酰胺、聚乙烯醋酸乙烯酯、膨润土进行混合，以120～150转/分钟的速度搅拌混合10～20分钟，(2)逐一按顺序加入非离子表面活性剂、明胶和羧甲基羟丙基双衍生胍胶，在室温下以20～60转/分钟的速度搅拌混合20～30分钟使其充分混合；(3)加入适量氢氧化钠溶液调节pH为4.5～5.5，在50～60℃下搅拌反应1～1.5h；(4)静置冷却后过滤，将过滤物剪切成颗粒并干燥，得到复合缝内粉末暂堵剂颗粒。(5)将复合缝内粉末暂堵剂颗粒研磨并筛分，得到粒度为5～10目的粉末暂堵剂。
为了降低地层渗透性或封堵高渗透油层，缝内粉末暂堵剂进一步包括将淀粉、碱金属氢氧化物、卤代有机酸、碳酸盐、疏水改性剂、醇和水进行反应得到的产物以及纳米碳酸钙。按重量份计，7～12份的淀粉、5～10份的碱金属氢氧化物、2～6份的卤代有机酸、10～12份的碳酸盐、19～25份的疏水改性剂、3～8份的醇和水进行反应得到的产物以及28～35份的纳米碳酸钙
为了改善缝内粉末暂堵剂对环境的降解度，降低对环境的影响，在另外的技术方案中，进一步添加羧甲基纤维素、二氧化硅、淀粉～丙烯酰胺～丙烯酸共聚物，按重量份计，2～5份的羧甲基纤维素、12～18份的二氧化硅、20～26份的淀粉～丙烯酰胺～丙烯酸共聚物。在该方案中去除了现有技术中经常使用的安息香酸、硅粉、聚乳酸、碳酸氢钠或环氧氯丙烷等，因此这些物质的加入，容易造成暂堵剂在岩层形成大颗粒，对地层产生极大的损伤。
依据本发明所提供的另外一套技术方案，缝内粉末暂堵剂包括将70～120份的淀粉、10～15份的碱金属氢氧化物、12～20份的卤代有机酸、3～8份的碳酸盐和7～12份的疏水改性剂进行反应得到的产物以及80～150份的纳米碳酸钙，在本发明中将淀粉、碱金属氢氧化物、卤代有机酸、碳酸盐、疏水改性剂进行反应得到的产物为带有疏水改性基团的淀粉颗粒。为了运输的便利和改善缝内粉末暂堵剂的颗粒状，可以增加80～100份矿渣、1～5份硅酸钠、3～5份碳酸钠。所述矿渣的比表面积为1.20～1.50m2/g，平均粒径为15～30μm。
本发明涉及一种油田缝内暂堵重复压裂技术所应用的化学药剂，呈粉末状，经化学连接剂引发反应后，经人工造粒、烘干而成，可根据不同施工要求加工成响应不同的规格。本发明是针对暂堵重复压裂研发并生产出来的一种压裂用缝内粉末暂堵剂，在地层中遇水后，能快速进行第二次交联，体积膨胀，形成的滤饼具有很高的承压能力，在压裂过程中投加此产品，能够大幅度提高封堵率，进而实现暂堵重复压裂。
在碱性条件下经化学连接剂引发反应后，经人工造粒、烘干而成，可根据不同施工要求加工成各种规格。该暂堵剂在地层中遇水后，能快速进行第二次交联，体积膨胀，形成的滤饼具有很高的承压能力，能够在裂缝的端部以及高渗部位不断形成瞬时暂堵，提升裂缝内净压力3～10MPa。
该缝内粉末暂堵剂材料可根据不同施工要求加工成响应不同的规格。该暂堵剂在地层中遇水后，能快速进行第二次交联，体积膨胀，形成的滤饼具有很高的承压能力。该材料具有以下优点：
一是承压差能力高，远远高于普通井下暂堵剂材料的承压能力，其中粉剂型材料承压差﹥40MPa，在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好。承压能力强是该暂堵剂与国内其他暂堵剂相比最显著的性能特点。
二是内含表面活性剂，随温度升高降解后有利于助排，不会对裂缝造成堵塞和伤害。
三是抗温、抗压、溶解时间可控，造人工缝的压力和封堵时间要求，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗粒大小来控制。
四是安全环保，无毒无味，对环境和地层不会造成伤害。
五是现场添加工艺简单，不会对压裂设备带来新的负担和投入。
参见图1～9所示的本发明的缝内粉末暂堵剂的各种性能及测试参数，图1为依据本发明的缝内粉末暂堵剂的干燥样品实物图；图2为依据本发明的80摄氏度、30％缝内粉末暂堵剂溶胀状态；图3为依据本发明的80℃时1cm厚度缝内粉末暂堵剂压力随时间变化；图4为依据本发明的100℃时1cm厚度缝内粉末暂堵剂压力随时间变化；图5为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在水中溶解状态；图6为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在5％HCL中溶解状态；图7为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在5％NaOH中溶解状态；图8为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在压裂液中溶解状态；图9为依据本发明的80℃下缝内粉末暂堵剂50min在2％KCL中溶解状态。
经过试验测评，本发明的缝内粉末暂堵剂具备的性能指标如下：
一、缝内粉末暂堵剂承压强度实验结论
1、在80℃、100℃温度下，30％浓度的缝内粉末暂堵剂溶液融化成黏糊状，粘度较高；
2、在80℃、100℃温度下，1.0cm厚度缝内粉末暂堵剂形成的滤饼均能承受80MPa压力，渗透率降低值均在高于99％，说明1cm厚度缝内粉末暂堵剂形成的滤饼有效封堵效力在80～100℃条件下，承压至少达到80MPa。
缝内粉末暂堵剂降滤失效率实验结论如下：
1、在80℃、100℃温度下，当缝内粉末暂堵剂厚度为1.0cm时，在承压80MPa条件下，降滤失效率较好。
表1缝内粉末暂堵剂封堵后降滤失效率结果统计
二、缝内粉末暂堵剂降解能力实验结论如下：
在80℃条件下，在清水、5％HCL溶液、5％NaOH溶液、压裂液(0.1胍胶液)和2％KCL溶液中30％浓度的缝内粉末暂堵剂均可以实现降解。
表2缝内粉末暂堵剂降解能力结果统计
参考图10～12，图10是依据本发明的缝内粉末暂堵剂的驱油增产应用的工艺流程图；图11是图10中所使用的注入缝内粉末暂堵剂的注入控制管路示意图；图12是图10中所使用的缝内粉末暂堵剂流量监测装置示意图。
如图10所示的依据本发明的缝内粉末暂堵剂的驱油增产应用的工艺流程图，通过在接近地面的斜井位置处设置有注入缝内粉末暂堵剂的注入控制管路以及注入缝内粉末暂堵剂的流量监测装置，通过注入控制管路将缝内粉末暂堵剂通过斜井注入地层的裂缝中，斜井首先垂直进入地层，在合适的地层(岩层)处变为水平方向，在井管的水平方向末端设置有开口或分支注入口，将缝内粉末暂堵剂以一定压力注入地层。由于缝内粉末暂堵剂和压裂液作用，地层产生具有导流能力(作用)的裂缝网络。地下油气资源从井内流出进入集输环节，通过管道被输送到存储罐，然后进入市场或加工厂。从井眼中回收的回收液被集束收集及输送到处理厂，进行重复利用处理。
如图11所示，本发明所使用的注入缝内粉末暂堵剂的注入控制管路包括中央控制单元801，中央控制单元通过控制线与主管路的A节点连接和控制，控制回路通过管路与主管路连接，主管路包括垂直井筒802和至少一个分支803，垂直井筒802下部侧壁上设有至少一个分支接口804，分支803的一端通过分支接口804与垂直井筒802可拆卸连通，分支803的侧壁上设有泄压管805和观察口806，中央控制单元801与设置在主管路内的传感器连接。当需要灌注缝内粉末暂堵剂时，将预配好的缝内粉末暂堵剂置入注入主管路内，缝内粉末暂堵剂通过注入主管路进入到垂直井筒802内，通过垂直井筒802进入到分支803内，缝内粉末暂堵剂通过分支口进入地层或岩层裂缝。此过程中中央控制单元801会通过传感器采集实验数据，以控制灌注量。当灌注量过大时，可以通过泄压管805进行泄压或者通过控制回路来降低灌注量。日常通过观察口806来实现检修和维护。
该注入缝内粉末暂堵剂的注入控制管路可以实现精准灌注量的控制，其可以通过不同分支来依据不同裂缝的情况，来调整灌注量，准确记录实验过程中的各种数据，有效指导现场施工设计，提高施工效果。特别是针对颗粒型、纤维型等转向剂室内流动模拟注入困难的问题提供了解决的途径，还可以用于优化动态多级灌注压裂工艺参数，确定缝内粉末暂堵剂粒径分布、粒径组合浓度、用量及段塞设计等。该注入缝内粉末暂堵剂的注入控制管路结构新颖，操作安全、简单，自动化程度高，使用中央控制单元801采集数据，结果可信度高，精准地提高了实际压裂效果和压裂质量。
如图11所示，所述主管路进一步还包括至少一个备用分支口807，备用分支口807通过分支接口804与垂直井筒802可拆卸连接，备用分支口807和分支803的数量和等于分支接口804的数量。在其他分支口出现问题，或者需要调节灌注量时，可以使用备用分支口来平衡灌注量。泄压管805沿分支803另一端的外延均匀分布，且为圆柱形孔眼，直径为1～2cm，长度为5～10cm，观察口806沿分支803侧壁分布，且与分支803的轴向平行。该管路注入设备适用于裂缝为楔形结构，宽度为0.2～2cm，长度为20～50cm的岩层。
进一步地，分支803的轴向与垂直井筒802的轴向垂直，相邻分支803之间的夹角a为0°～360°，垂直井筒802的直径为40～50mm。
主管路的传感器为多个，分别位于垂直井筒802内侧上部、分支803与垂直井筒802连接处、泄压管805处和观察口806处。按照主管路的长度，来确定分支803数量，一般情况下分支803数量为1～5支，将不适用的分支803卸掉，换成备用分支口807。一个分支803上的泄压管805和观察口806的参数与另一个分支803上的泄压管805和观察口806的参数不同，泄压管805的参数为泄压管805的直径和长度，直径为1～2cm、长度为5～10cm，观察口806的参数为观察口806的宽度和长度，宽度为2.0cm、1.5cm、1.0cm、0.6cm、0.4cm或0.2cm，长度为20～50cm，实验时，只需选择与相同规格的泄压管805和观察口806的尺寸相同的分支803与分支接口804连接，其余不用的分支接口804连接备用分支口807。相邻分支803之间的夹角为0°～360°。中央控制单元801通过传感器采集垂直井筒802上部、分支803与垂直井筒802连接处、泄压管805处和观察口806处的实验数据。通过观察口806，可直观观察到缝内粉末暂堵剂流动和封堵情况，主要包括缝内粉末暂堵剂累积过程、累积形态、在不同分支803开始累积的顺序等，据此可直观展示宽带压裂(分流灌注压裂、动态多级灌注压裂)在实际施工过程中的注入过程。
进一步地，所述注入主管路包括灌注加压装置808、驱替泵809和安全阀810，灌注加压装置808的一端与驱替泵809连接，灌注加压装置808的另一端与安全阀810连接，安全阀810的另一端与垂直井筒802的缝内粉末暂堵剂入口连通。垂直井筒2上设有压力显示装置。缝内粉末暂堵剂置入灌注加压装置808中后，需要进行灌注时，打开驱替泵809，驱替泵809可以将缝内粉末暂堵剂送入到垂直井筒802内，安全阀810可以用来控制缝内粉末暂堵剂的流动，系统工作压力为0～50MPa，驱替泵809的排量范围为0.01～1000ml/min，驱替泵809的注入压力为0.1～50MPa。为了防止缝内粉末暂堵剂沉底，灌注加压装置808内设有搅拌装置。压力显示装置可以实时读取流入垂直井筒802内的缝内粉末暂堵剂的压力。
如图12所示的本发明所使用的缝内粉末暂堵剂流量监测装置，缝内粉末暂堵剂通过设置在节点A的流量检测单元934进行监测流量，其中为了更准确地对缝内粉末暂堵剂的灌注效果进行判断，导流单元930的输入端B上设有第一压力检测件931，导流单元930的输出端A上设有第二压力检测件932，第一压力检测件931和第二压力检测件932用于检测导流单元930的输入端B和输出端A的压力。通过第一压力检测件931和第二压力检测件932检测导流单元930的输入端B和输出端A上压力大小，从而根据检测到的压力变化反应出缝内粉末暂堵剂对岩层裂缝的灌注情况，因此，不仅可以通过导流单元930输出端A的流量大小来反应缝内粉末暂堵剂对岩层裂缝的灌注情况，还可以通过导流单元930的输出端A和输入端B的压力变化来反应缝内粉末暂堵剂对岩层裂缝的灌注情况，使得数据更加全面，为现场提供多方面的参考数据，使得现场应用时工作效率更高、更准确。进一步地，第一压力检测件931和第二压力检测件932具体设置时，可以将第一压力检测件931设置在导流单元930输入端B与第一注入单元或第二注入单元920之间连接的管线上，且第一压力检测件931设置在管线靠近导流单元930输入端B一端上，第二压力检测件932具体设置在导流单元930输出端A与流量检测单元934之间的管线上，且第二压力检测件932靠近导流单元930输出端A设置。优选地，第一压力检测件931和第二压力检测件932具体可以为压力计，也可以为压力传感器。
如图12所示，当第一注入单元向导流单元930的输入端B注入缝内粉末暂堵剂后，流量检测单元934检测导流单元930的输出端A的流量，且第一压力检测件931和第二压力检测件932检测导流单元930输入端B和输出端A的压力，相应的，当第二注入单元920向导流单元930注入缝内粉末暂堵剂时，流量检测单元934检测导流单元930的输出端A的流量，且第一压力检测件931和第二压力检测件932检测导流单元930输入端B和输出端A的压力，根据检测到的流量大小和压力变化值判断灌注效果。进一步的，在上述基础上，由于缝内粉末暂堵剂对岩层裂缝的灌注效果与现场的温度也有很大的关系，为了可以更加准确监控现场情况，导流单元930上设有温度调节件(未示出)，温度调节件用于调节导流单元930内的温度，即温度调节件根据导流单元930内的温度大小来调节导流单元930内的温度，这样灌注温度与现场工作温度相同，使得灌注数据更加准确。进一步的，第一注入单元包括：灌注加压装置和备用灌注池902，其中，灌注加压装置包括由活塞906分隔的第一腔体905和第二腔体907，第一腔体905用于存储缝内粉末暂堵剂且第一腔体905的出口与导流单元930的输入端B相连，第二腔体907与备用灌注池902相连通，其中，备用灌注池902用于存储缝内粉末暂堵剂。为了对缝内粉末暂堵剂灌注进行更好地控制，第一腔体905的出口处设有第一控制阀904，备用灌注池902与第二腔体907之间设有第二控制阀903，当需要向导流单元930内输入缝内粉末暂堵剂时，第一注入单元的工作过程如下：
首先，打开第一控制阀904，使储有纤维缝内粉末暂堵剂或颗粒状缝内粉末暂堵剂的第一腔体905与导流单元930的输入端B连通，然后，打开第二控制阀903，备用灌注池902内的缝内粉末暂堵剂注入到第二腔体907内，使第二腔体907内的缝内粉末暂堵剂增加，推动活塞906，进而使第一腔体905内的缝内粉末暂堵剂注入到导流单元930内，其中，当需要加大缝内粉末暂堵剂的注入压力时，可以通过调节第二控制阀903，使第二腔体907内的缝内粉末暂堵剂压力增大，拖动活塞906，进而使第一腔体905内的压力增大，当需要停止注入缝内粉末暂堵剂时，关闭第一控制阀904和第二控制阀903即可。
在本发明中，通过第一注入单元包括灌注加压装置和备用灌注池902，实现了将缝内粉末暂堵剂注入到导流单元930内的目的，同时还可以调节缝内粉末暂堵剂的注入压力。进一步的，在上述实施例的基础上，第二注入单元920包括平流泵(未示出)，平流泵用于将第二注入单元920中存储的缝内粉末暂堵剂泵送至导流单元930中，其中，平流泵具体可以设置在第二注入单元920与导流单元930输入端B相连的管线上，这样平流泵的进口与第二注入单元920相连，平流泵的出口与导流单元930的输入端B相连，或者还可以设置在第二注入单元920内，这样平流泵的出口与导流单元930的输入端B相连，本实施例中，通过平流泵的作用使得缝内粉末暂堵剂能注入到导流单元930内。
进一步的，在上述实施例的基础上，本实施例中，第二注入单元920与导流单元930输入端B相连的出口处设有第三控制阀921，第三控制阀921用于控制第二注入单元920向导流单元930注入的缝内粉末暂堵剂，当需要向导流单元930注入缝内粉末暂堵剂时，第三控制阀921打开，在平流泵的泵送作用下将第二注入单元920中的缝内粉末暂堵剂注入到导流单元930中，当需要停止向导流单元930注入缝内粉末暂堵剂时，关闭第三控制阀921。本实施例中，第三控制阀921可以设置在第二注入单元920与导流单元930输入端B之间的管线上，且第三控制阀921靠近第二注入单元920的出口，其中当平流泵也设置在第二注入单元920与导流单元930输入端B之间的管线上时，第三控制阀921可以位于平流泵与第二注入单元920之间，或者平流泵位于第三控制阀921与第二注入单元920之间。进一步的，在上述基础上，由于导流单元930的输入端B分别与第一注入单元和第二注入单元920相连，为了便于连接，本实施例中，还包括：三通接头908，其中，三通接头908包括第一接头、第二接头和第三接头，第一接头、第二接头和第三接头分别与导流单元930的输入端B、第一腔体905和第二注入单元920相连。优选地，第一接头可以与导流单元930的输入端B相连通，第二接头与第一腔体905相连通；第二接头通过第一控制阀904与第一腔体905相连通，第三接头与第二注入单元920相连通。更优选地，第三接头通过第三控制阀921与第二注入单元920相连通，其中第一接头、第二接头和第三接头只是用于对三通接头908中的接头进行区分，并不用于限定接头。如图12所示，导流单元930与第一注入单元和第二注入单元920通过三通接头908接通时，可以将第一控制阀904设置在三通接头908与第一腔体905之间的管线上，也可以将第一控制阀904设置在导流单元930输入端B与三通接头908之间的管线上，其中当第一控制阀904设置在导流单元930输入端B与三通接头908之间的管线上时，需要第二注入单元920向导流单元930注入缝内粉末暂堵剂时，需要将第三控制阀921和第一控制阀904同时打开，当需要第一注入单元向导流单元930注入缝内粉末暂堵剂时，则关闭第三控制阀921，打开第一控制阀904和第二控制阀903，或者还可以在第一控制阀904设置在三通接头908与第一腔体905之间的管线上的同时，在导流单元930输入端B与三通接头908之间的管线上再设置一个总控制阀。进一步的，当导流单元930与第一注入单元和第二注入单元920通过三通接头908接通时，由于三通接头908与导流单元930的输入端B相连通，所以三通接头908内的压力与导流单元930输入端B的压力相同，因此，还可以将第一压力检测件931直接设置在三通接头908上，通过三通接头908可以便于第一压力检测件931的设置。进一步的，导流单元930的输出端A与流量检测单元934相连的管线上设有第四控制阀933，第四控制阀933可以控制导流单元930输出端A的通断。
以上仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (6)
1.一种缝内粉末暂堵剂，其特征在于，缝内粉末暂堵剂包括将70～120份的淀粉、10～15份的碱金属氢氧化物、12～20份的卤代有机酸、3～8份的碳酸盐和7～12份的疏水改性剂进行反应得到的产物以及80～150份的纳米碳酸钙。
2.依据权利要求1所述的缝内粉末暂堵剂，其特征在于，将淀粉、碱金属氢氧化物、卤代有机酸、碳酸盐、疏水改性剂进行反应得到的产物制作为带有疏水改性基团的淀粉颗粒。
3.依据权利要求2所述的缝内粉末暂堵剂，其特征在于，进一步增加80～100份矿渣、1～5份硅酸钠、3～5份碳酸钠；所述矿渣的比表面积为1.20～1.50m2/g，平均粒径为15～30μm。
4.依据权利要求1所述的缝内粉末暂堵剂，其特征在于，按重量份计，进一步包括2～5份的羧甲基纤维素、12～18份的二氧化硅、20～26份的淀粉～丙烯酰胺～丙烯酸共聚物。
5.一种使用上述权利要求1～4之任一所述缝内粉末暂堵剂的驱油应用，通过在接近地面的斜井位置处设置有注入纳米乳液的注入控制管路以及注入纳米乳液的流量监测装置，通过注入控制管路将纳米乳液通过斜井注入地层的裂缝中，斜井首先垂直进入地层，在合适的地层(岩层)处变为水平方向，在井管的水平方向末端设置有开口或分支注入口，将纳米乳液以一定压力注入地层；因纳米乳液和压裂液作用，地层产生具有导流能力的裂缝网络，纳米乳液通过裂缝网络进入岩层。
6.根据权利要求5所述的使用纳米乳液的驱油增产应用，其特征在于，地下油气资源从井内流出进入集输环节，通过管道被输送到存储罐，然后进入市场或加工厂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910049445.1A CN109575892A (zh) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | 一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910049445.1A CN109575892A (zh) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | 一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109575892A true CN109575892A (zh) | 2019-04-05 |
Family
ID=65916860
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910049445.1A Pending CN109575892A (zh) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | 一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109575892A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113801643A (zh) * | 2021-09-18 | 2021-12-17 | 中国石油化工集团有限公司 | 一种pH敏感型钻井液用暂堵剂及其制备和使用方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103409121A (zh) * | 2013-07-23 | 2013-11-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水溶性压裂转向暂堵剂及其制备方法 |
| CN104710967A (zh) * | 2013-12-17 | 2015-06-17 | 中国石油化工集团公司 | 一种水基钻井液用自解堵抗温暂堵剂及其制备方法 |
| CN106350043A (zh) * | 2016-07-22 | 2017-01-25 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 用于暂堵转向压裂中的复合暂堵剂和复合暂堵方法 |
| CN109054788A (zh) * | 2018-08-09 | 2018-12-21 | 高阳 | 一种压裂暂堵剂及其制备方法 |
| CN109181662A (zh) * | 2018-09-19 | 2019-01-11 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 重复压裂暂堵剂及重复压裂方法 |
-
2019
- 2019-01-18 CN CN201910049445.1A patent/CN109575892A/zh active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103409121A (zh) * | 2013-07-23 | 2013-11-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水溶性压裂转向暂堵剂及其制备方法 |
| CN104710967A (zh) * | 2013-12-17 | 2015-06-17 | 中国石油化工集团公司 | 一种水基钻井液用自解堵抗温暂堵剂及其制备方法 |
| CN106350043A (zh) * | 2016-07-22 | 2017-01-25 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 用于暂堵转向压裂中的复合暂堵剂和复合暂堵方法 |
| CN109054788A (zh) * | 2018-08-09 | 2018-12-21 | 高阳 | 一种压裂暂堵剂及其制备方法 |
| CN109181662A (zh) * | 2018-09-19 | 2019-01-11 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 重复压裂暂堵剂及重复压裂方法 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113801643A (zh) * | 2021-09-18 | 2021-12-17 | 中国石油化工集团有限公司 | 一种pH敏感型钻井液用暂堵剂及其制备和使用方法 |
| CN113801643B (zh) * | 2021-09-18 | 2023-02-17 | 中国石油化工集团有限公司 | 一种pH敏感型钻井液用暂堵剂及其制备和使用方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Huang et al. | Fracture permeability damage and recovery behaviors with fracturing fluid treatment of coal: An experimental study | |
| EP2876119B1 (en) | Gel, plugging method using the same, and plugging and well-killing method using the same | |
| US10124307B2 (en) | Viscous fluid dilution system and method thereof | |
| Zhou et al. | A review on mechanism and adaptive materials of temporary plugging agent for chemical diverting fracturing | |
| CN102020984B (zh) | 一种低渗透油田缝内转向压裂暂堵剂及其制备方法和应用 | |
| CN103788936B (zh) | 一种高强度油气井暂堵剂、制备及其应用 | |
| 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 | |
| CN106030030A (zh) | 在地层中提供多个裂缝的方法 | |
| CN106321046B (zh) | 一种低透气性煤层井下水砂压裂瓦斯抽采方法 | |
| WO2020034397A1 (zh) | 一种基于地温加热的胶囊型膨胀体及其用于封堵地层漏失及其提高地层承载能力的方法 | |
| CN102361952A (zh) | 降滤失剂和破裂剂 | |
| CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
| CN103694971B (zh) | 一种无固相压井液及其制备方法 | |
| CN104594870B (zh) | 一种压裂增产方法 | |
| CN104861953A (zh) | 一种油田压裂暂堵剂及其制备方法 | |
| CN109294541A (zh) | 一种火驱井自降解暂堵剂及其制备方法与应用 | |
| CN109609112A (zh) | 一种滑溜水压裂液及其制备方法 | |
| CN102504795A (zh) | 调剖和深部液流转向双功能爆破型预交联凝胶颗粒 | |
| CN208137906U (zh) | 一种暂堵转向性能评价用真三轴试验装置 | |
| Hatzignatiou et al. | Polymers and polymer-based gelants for improved oil recovery and water control in naturally fractured chalk formations | |
| CN110644945A (zh) | 一种低压漏失气井修井用堵漏试验装置及其试验方法 | |
| CN211115912U (zh) | 一种低压漏失气井修井用堵漏试验装置 | |
| CN109575892A (zh) | 一种缝内粉末暂堵剂及其制备方法 | |
| CN112011322A (zh) | 压井用三元复合暂堵剂及其压井暂堵施工方法 | |
| Zhu et al. | Successful Applications of a novel compound lost circulation additive with variable structure |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20190405 |