CN111320974B - 一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用 - Google Patents

一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用 Download PDF

Info

Publication number
CN111320974B
CN111320974B CN202010310000.7A CN202010310000A CN111320974B CN 111320974 B CN111320974 B CN 111320974B CN 202010310000 A CN202010310000 A CN 202010310000A CN 111320974 B CN111320974 B CN 111320974B
Authority
CN
China
Prior art keywords
temporary plugging
plugging agent
water
acidification
agent
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
Application number
CN202010310000.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111320974A (zh
Inventor
李宝洪
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Daqing Xinwantong Technology Co ltd
Original Assignee
Daqing Xinwantong Technology Co ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Daqing Xinwantong Technology Co ltd filed Critical Daqing Xinwantong Technology Co ltd
Priority to CN202010310000.7A priority Critical patent/CN111320974B/zh
Publication of CN111320974A publication Critical patent/CN111320974A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111320974B publication Critical patent/CN111320974B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/5083Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10Nanoparticle-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Graft Or Block Polymers (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)

Abstract

本发明提供了一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用,该酸化暂堵剂包括如下质量百分比的原料:高分子材料1‑10%,水溶性单体19‑28%,功能性单体0.9‑1.4%,纳米增韧材料9‑15%,弱交联剂0.12‑0.34%,引发剂0.08‑0.24%,余量为水。本发明的酸化暂堵剂降解率达到99%以上,降解时间可调,有效封堵率达99%,满足酸化暂堵技术的施工要求。通过调节粒径实现不同裂缝的封堵,具有环保自降解、易于返排和较广泛的适应性。

Description

一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用
技术领域
本发明涉及一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用,属于油田化学技术领域。
背景技术
我国低渗透油田拥有丰富石油地质储量,发展潜力巨大,压裂改造后大多数低渗透油藏产量显著增加,但产量仍有限。压裂酸化工艺可以有效提高低渗透油田勘探的开发水平。目前,压裂酸化目标层变得越来越复杂,因此对使用的暂堵剂的要求更加严格,用于压裂酸化施工的暂堵剂不仅抗压强度要好,同时还需具备酸溶性和水溶性,以便最终可排回地层。
目前常用的暂堵剂存在以下问题:常用的暂堵剂耐酸较差遇酸尺寸收缩,这不仅会降低暂堵剂的暂堵性能,从而影响酸化和解堵的效果;而且还会延长暂堵剂的降解时间以及降解性能,而且现有常用暂堵剂力学性能不高以及制备技术比较复杂。中国专利文件CN102191023A公开了一种用于中高温油气藏暂堵剂,由丙烯酰胺、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、阻聚剂、稠化剂、引发剂、破胶剂和水组成,暂堵剂在中高温地层条件下形成高强度冻胶,在规定时间内破胶,能适应中高温油气藏的长丼段分段、重复、转向改造。但该暂堵剂复配组分较多,交联形成冻胶不易于彻底破胶,对地层损害较大,且现场施工工艺较复杂,不利于应用;常规水溶液聚合生产暂堵剂的生产工艺繁琐,生产成本高。中国专利文件CN103409130A提供了一种多组分酸压暂堵剂及其制备方法,所述暂堵剂按重量百分比计,其原料组成如下:淀粉接枝共聚物30%~43%,丙烯酸-丙烯酰胺交联共聚物25%~35%,纤维状聚酯增强剂5%~16%,以及助剂6%~25%。该专利CN103409130A是淀粉与P(AM-NaAA)共聚物的共混,即为未改性的淀粉与共聚物机械共混,此方法很难提升分子间作用力,其抗压强度必然不高,暂堵抗压强度达不到要求。中国专利文件CN109776728A公开了一种钻井液用暂堵剂及其制备方法以及水基钻井液和应用,该暂堵剂为在交联剂和引发剂存在的条件下,将糊化淀粉和乙烯基接枝单体在活化剂溶液中进行聚合反应而得到的;乙烯基接枝单体包括丙烯酸、丙烯酰胺及2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸;糊化淀粉为将淀粉加入去离子水中进行糊化反应得到的。该专利CN109776728A为淀粉接枝乙烯基单体共聚物,接枝效果好坏,要根据接枝共聚物的接枝率及接枝效率,但该发明中未见该项指标,接枝共聚物的性能不得而知。
因此,需开发一种力学性能好、可完全自降解和制备工艺简单的酸化暂堵剂。
发明内容
针对现有技术的不足,尤其是现有的酸化暂堵剂降解不完全、力学性能不高及制备技术复杂的不足,本发明提供了一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用。本发明的酸化暂堵剂具有力学性能好、可完全自降解和制备工艺简单等优点。
本发明的技术方案如下:
一种酸化暂堵剂,包括如下质量百分比的原料:高分子材料1-10%,水溶性单体19-28%,功能性单体0.9-1.4%,纳米增韧材料9-15%,弱交联剂0.12-0.34%,引发剂0.08-0.24%,余量为水。
根据本发明,优选的,所述的高分子材料为羧甲基纤维素钠、羟丙基纤维素钠、羟丙基淀粉中的一种。
根据本发明,优选的,所述的水溶性单体为丙烯酰胺。
根据本发明,优选的,所述的功能性单体为丙烯酸、马来酸酐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸中的一种。
根据本发明,优选的,所述的纳米增韧材料为固含量为25%的聚丙烯酸丁酯乳液,其制备方法为现有技术,也可按照下述方法制备:
(1)向装有回流冷凝管、氮气导管和温度计的玻璃反应釜中加入去离子水、丙烯酸丁酯,十二硫醇、十二烷基硫酸钠、聚乙二醇辛基苯基醚;所述去离子水、丙烯酸丁酯,十二硫醇、十二烷基硫酸钠、聚乙二醇辛基苯基醚的质量比为300:100:0.25:1.2:3.6;之后开动机械搅拌,始终保持转速为400rpm,在室温下乳化15分钟,并通入氮气保护,用循环水浴将反应釜加热至70℃;
(2)加入质量浓度为0.06g/mL的过硫酸钾溶液,所述过硫酸钾与丙烯酸丁酯的质量比为0.0048:1;保持转速为400rpm,70℃下反应1小时后结束反应,冷却至室温,即得到聚丙烯酸丁酯乳液。
根据本发明,优选的,所述的弱交联剂为二丙烯酸乙二醇酯或二甲基丙烯酸乙二醇酯。
根据本发明,优选的,所述的引发剂为过硫酸铵或过硫酸钾。
根据本发明,上述酸化暂堵剂的制备方法,包括步骤如下:
将高分子材料加入水中,搅拌溶解;之后依次加入纳米增韧材料、水溶性单体、功能性单体、弱交联剂、引发剂,混合均匀后,进行交联反应得到凝胶;反应结束后,将反应所得凝胶经造粒、烘干、粉碎,得到酸化暂堵剂。
根据本发明,优选的,所述的高分子材料为羟丙基淀粉时,将其加入水中,搅拌溶解后,还需在60℃加热搅拌30min,待溶液粘度升高出现均匀糊状后再依次加入纳米增韧材料、水溶性单体、功能性单体、弱交联剂、引发剂,混合均匀。
根据本发明,优选的,所述的交联反应温度为40-50℃,进一步优选为45℃,反应时间为4-6小时,进一步优选为5h。
根据本发明,所述粉碎后酸化暂堵剂的粒径根据实际需要进行选择。
根据本发明,上述酸化暂堵剂在压裂酸化中的应用,具体应用方法为:将所制备的酸化暂堵剂加入注入水中配制成质量浓度为0.3-1.0%的暂堵剂溶液,将暂堵剂溶液注入水井。
本发明的技术特点及效果如下:
1、本发明的酸化暂堵剂采用纳米增韧材料增强,丙烯酰胺等水溶性单体接枝高分子材料,并由弱交联剂交联得到可自降解的三维网络水凝胶。所得酸化暂堵剂降解率高,降解时间可调,有效封堵率达99%,满足酸化暂堵技术的施工要求,具有环保自降解、易于返排和较广泛的适应性。
2、本发明的酸化暂堵剂中加入聚丙烯酸酯类聚合物为纳米增韧材料,可提高酸化暂堵剂的力学性能,而且在酸性条件下聚丙烯酸酯类聚合物容易水解以及降解从而提高了材料的酸化降解性能;通过引入弱交联剂,在酸性条件下缓慢水解,三维网络结构逐渐断链,直至施工期后暂堵剂降解完全,通过调控交联剂的用量能够调控暂堵剂降解的时间;本发明的酸化暂堵剂采用水溶性单体接枝高分子材料制备吸水性树脂,即提高了树脂的粘弹性,又增大了树脂的可降解性能。
3、本发明的酸化暂堵剂具有力学性能好、可完全自降解和制备工艺简单的优点,具有广阔的应用前景。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明做进一步说明,但不限于此。
实施例中所用原料均为常规原料,可市购获得;所述方法,如无特殊说明均为常规方法、现有技术;所使用的装置为现有装置。
实施例中所用羧甲基纤维素钠购于山东丰泰生物科技有限公司;
羟丙基纤维素钠购于佛山市日特化工有限公司;
羟丙基淀粉购于石家庄鑫源纤维素有限公司。
所用聚丙烯酸丁酯乳液的制备方法为:
(1)向装有回流冷凝管、氮气导管和温度计的500mL的玻璃反应釜中加入300g去离子水、100g丙烯酸丁酯,0.25g十二硫醇、十二烷基硫酸钠1.2g、聚乙二醇辛基苯基醚3.6g。
(2)开动机械搅拌,始终保持转速为400rpm,在室温下乳化15分钟,并通入氮气保护,用循环水浴将反应釜加热至70℃。
(3)称取0.48g过硫酸钾,使用8mL纯净水溶解后,用注射器注入。
(4)保持转速为400rpm,70℃下反应1小时后结束反应,冷却至室温,即得到聚丙烯酸丁酯乳液。
实施例1
一种酸化暂堵剂的制备方法,包括步骤如下:
向反应釜中加入2g羧甲基纤维素钠和60g蒸馏水,搅拌溶解;再依次加入10g聚丙烯酸丁酯乳液,26.6g丙烯酰胺,1.4g马来酸酐,0.18g二丙烯酸乙二醇酯,0.12g过硫酸铵,混合均匀后,于45℃反应5h,得到有弹性的凝胶,将所得凝胶经造粒、干燥、粉碎,得到酸化暂堵剂。
实施例2
一种酸化暂堵剂的制备方法,包括步骤如下:
向反应釜中加入2.5g羟丙基纤维素钠和61g蒸馏水,搅拌溶解;再依次加入11g聚丙烯酸丁酯乳液,22.9g丙烯酰胺,1.0g丙烯酸,0.14g二丙烯酸乙二醇酯和0.11g过硫酸铵,混合均匀后,于45℃反应5h,得到有弹性的凝胶;将所得凝胶经造粒、干燥、粉碎,得到酸化暂堵剂。
实施例3
一种酸化暂堵剂的制备方法,包括步骤如下:
向反应釜中加入3.0g羟丙基淀粉,加入59g蒸馏水,开动搅拌,于60℃加热30min至出现均匀糊状。再依次加入12g聚丙烯酸丁酯乳液,25.1g丙烯酰胺,1.0g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸,0.14g二甲基丙烯酸乙二醇酯和0.15g过硫酸钾,混合均匀后,于45℃反应5h,得到有弹性的凝胶,将所得凝胶经造粒、干燥、粉碎,得到酸化暂堵剂。
对比例1
一种酸化暂堵剂的制备方法如实施例1所述,所不同的是:不加入羧甲基纤维素钠,蒸馏水的加入量为62g。
对比例2
一种酸化暂堵剂的制备方法如实施例2所述,所不同的是:不加入聚丙烯酸丁酯乳液,蒸馏水的加入量为72g。
对比例3
一种酸化暂堵剂的制备方法如实施例3所述,所不同的是:将二甲基丙烯酸乙二醇酯替换为等质量的N,N-亚甲基双丙烯酰胺。
试验例1
将实施例1-3以及对比例1-3制备的酸化暂堵剂进行膨胀性能、膨胀后抗压强度和降解时间的测定。
测试中所使用溶剂水的矿化度NaCl 1.0×104mg·L-1,使用盐酸调节pH为1.5。
(一)酸化暂堵剂膨胀性能采用质量膨胀倍数表示,质量膨胀倍数的测试方法为:
称取一定质量的酸化暂堵剂,记为m1,放入溶剂水中,分别在45℃、65℃、85℃的温度下,浸泡3小时后取出,过滤,将酸化暂堵剂表面的溶剂水去除,测得膨胀后的酸化暂堵剂的质量,记为m2,采用下述公式计算酸化暂堵剂的质量膨胀倍数:
Figure BDA0002457353780000051
上述公式中,w为质量膨胀倍数,g/g;m1为酸化暂堵剂吸水膨胀前的质量,g;m2为酸化暂堵剂吸水膨胀后的质量,g;其结果如表1所示。
(二)抗压强度测试方法如下:
1、在电子天平上称5g上述膨胀后的试样。
2、将称量好的试样放入颗粒参数测定仪中,安装上0.3mm孔径的孔板,调整装置使其密封。
3、用高压手动计量泵以20r/min的速度给装置匀速加压,使压力表数值缓慢匀速增加,并注意观察孔板内流出物质的状态。
4、当装置中的试样由孔板中被压出时,记录下该时刻给装置所加的压力P,即为抗压强度值,每个样品平行测定三次,取其平均值为测定结果,其结果如表1所示。
(三)降解时间测试方法如下:
分别将实施例1-3以及对比例1-3制备的酸化暂堵剂完全浸泡于配制好的溶剂水中,将样品瓶密封,放置于指定温度的烘箱中;每6h观察一次,目测样品瓶中无颗粒或胶团状凝胶时,判定其降解完全,该时间即为降解时间,其结果如表1所示。
表1不同温度下实施例1-3和对比例1-3制备暂堵剂的膨胀性能、抗压强度及降解时间
Figure BDA0002457353780000052
Figure BDA0002457353780000061
从表1中可以看出,对比实施例1与对比例1可以看出,加入高分子材料制备的酸化暂堵剂,其质量膨胀倍数与抗压强度均有所提高,降解时间有所降低,丙烯酰胺接枝高分子材料,在酸性条件下容易水解从而提高其降解性能;对比实施例2与对比例2可以看出,加入纳米增韧材料制备的酸化暂堵剂,其质量膨胀倍数与抗压强度均有所提高,降解时间有所降低,在酸性条件下聚丙烯酸酯类聚合物容易水解从而提高了材料的酸化降解性能;对比实施例3与对比例3可以看出,使用强交联剂代替弱交联剂制备的酸化暂堵剂,其质量膨胀倍数有所降低,抗压强度略有提高,但是该产品无法降解。
试验例2
将实施例1-3以及对比例1-3制备的酸化暂堵剂进行封堵性能测试,具体测试方法如下:
一、仪器和材料
岩心驱替装置;岩心夹持器;真空泵;人造岩心:根据实验区块的平均渗透率,选用相应的岩心,岩心直径2.5cm,长度10cm。
二、测定步骤
1.将岩心放置在岩心夹持器中,连接真空泵管线,使用真空泵对岩心抽真空4h。
2.连接管线,使用现场地层水或模拟水饱和岩心,在应用地层温度下恒温24h。
3.连接驱替流程,设置实验应用地层温度,使用蒸馏水驱替岩心,记录压力、岩心流出的液量,直至压力平稳,记录压力差为ΔP。
封堵前岩心水相渗透率按如下公式计算:
Figure BDA0002457353780000062
式中:
K:封堵前岩心水相渗透率,10-3μm2;Q:注入液流量,mL/s;L:岩心长度,cm;
A:岩心横截面积,cm2;μ:实验温度下注入水黏度,mPa·s;ΔP:水驱岩心压力平稳时的压力差,MPa。
封堵后岩心水相渗透率:
使用蒸馏水配制质量浓度为2%的暂堵剂溶液,将暂堵剂溶液注入岩心,使用蒸馏水驱替岩心,记录压力、岩心流出的液量,直至压力平稳,记录稳定压力为P,压力差为ΔP1。封堵后岩心水相渗透率按如下公式计算:
Figure BDA0002457353780000071
式中:
K1:封堵后岩心水相渗透率,10-3μm2;Q:注入液流量,mL/s;L:岩心长度,cm;A:岩心横截面积,cm2;μ:实验温度下注入水黏度,mPa·s;ΔP1:水驱岩心压力平稳时的压力差,MPa。
注入暂堵剂后封堵率按下式计算:
Figure BDA0002457353780000072
式中:
D:封堵率,%;K:封堵前岩心水相渗透率,10-3μm2;K1:封堵后岩心水相渗透率,10-3μm2
其结果如表2所示。
表2不同温度下实施例1-3及对比例1-3制备的暂堵剂的封堵率
Figure BDA0002457353780000073
Figure BDA0002457353780000081
从表2可以看出,对比实施例1与对比例1,不加入高分子材料制备的酸化暂堵剂,其质量膨胀倍数及抗压强度均有所降低,导致封堵率降低;对比实施例2与对比例2,不加入纳米增韧材料制备的酸化暂堵剂,其封堵率降低;对比实施例3与对比例3,使用强交联剂代替弱交联剂,抗压强度略有提高,封堵率相近。

Claims (5)

1.一种酸化暂堵剂,其特征在于,所述酸化暂堵剂包括如下质量百分比的原料:高分子材料1-10%,水溶性单体19-28%,功能性单体0.9-1.4%,纳米增韧材料9-15%,弱交联剂0.12-0.34%,引发剂0.08-0.24%,余量为水;所述的高分子材料为羧甲基纤维素钠、羟丙基纤维素钠、羟丙基淀粉中的一种;所述的水溶性单体为丙烯酰胺;所述的功能性单体为丙烯酸、马来酸酐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸中的一种;所述的纳米增韧材料为固含量为25%的聚丙烯酸丁酯乳液;所述的弱交联剂为二丙烯酸乙二醇酯或二甲基丙烯酸乙二醇酯;
所述酸化暂堵剂的制备方法,包括步骤如下:
将高分子材料加入水中,搅拌溶解;之后依次加入纳米增韧材料、水溶性单体、功能性单体、弱交联剂、引发剂,混合均匀后,进行交联反应得到凝胶;反应结束后,将反应所得凝胶经造粒、烘干、粉碎,得到酸化暂堵剂。
2.根据权利要求1所述的酸化暂堵剂,其特征在于,所述的引发剂为过硫酸铵或过硫酸钾。
3.根据权利要求1所述的酸化暂堵剂,其特征在于,所述的高分子材料为羟丙基淀粉时,将其加入水中,搅拌溶解后,还需在60℃加热搅拌30min,待溶液粘度升高出现均匀糊状后再依次加入纳米增韧材料、水溶性单体、功能性单体、弱交联剂、引发剂,混合均匀。
4.根据权利要求1所述的酸化暂堵剂,其特征在于,所述的交联反应温度为40-50℃,反应时间为4-6小时。
5.权利要求1所述的酸化暂堵剂在压裂酸化中的应用,具体应用方法为:将所制备的酸化暂堵剂加入注入水中配制质量浓度为0.3-1.0%的暂堵剂溶液,将暂堵剂溶液注入水井。
CN202010310000.7A 2020-04-20 2020-04-20 一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用 Active CN111320974B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010310000.7A CN111320974B (zh) 2020-04-20 2020-04-20 一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010310000.7A CN111320974B (zh) 2020-04-20 2020-04-20 一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111320974A CN111320974A (zh) 2020-06-23
CN111320974B true CN111320974B (zh) 2021-03-23

Family

ID=71173575

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010310000.7A Active CN111320974B (zh) 2020-04-20 2020-04-20 一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111320974B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111961453B (zh) * 2020-07-08 2023-04-07 中国石油天然气股份有限公司 一种高强度高吸水可降解堵漏剂及其制备方法
CN113136186B (zh) * 2021-04-07 2022-07-01 西安石油大油气科技有限公司 石油开采用可调节降解时效的自降解暂堵剂及其制备工艺
CN116004204A (zh) * 2021-10-22 2023-04-25 大庆油田有限责任公司 一种水溶性压裂用暂堵剂及其制备方法、使用方法
CN116445145A (zh) * 2022-01-08 2023-07-18 大庆油田有限责任公司 一种适用于co2驱特低渗透高温油藏气窜井作业用暂堵剂
CN114395385B (zh) * 2022-01-21 2023-03-24 大庆中联信实石油科技开发有限公司 一种可降解聚合物复合凝胶暂堵球

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002024771A2 (en) * 2000-09-20 2002-03-28 Sofitech N.V. Subterranean wellbore and formation sealing compositions
WO2010132851A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Conocophillips Company - Ip Services Group Swellable polymers with hydrophobic groups
CN103409130A (zh) * 2013-09-02 2013-11-27 重庆科技学院 多组分酸压暂堵剂及其制备方法
CN106146722A (zh) * 2015-03-31 2016-11-23 大庆市新万通科技开发有限公司 两性离子复合微球及其制备方法和应用
CN109054788A (zh) * 2018-08-09 2018-12-21 高阳 一种压裂暂堵剂及其制备方法
CN110003870A (zh) * 2019-05-13 2019-07-12 中科宝辰(北京)科技有限公司 一种压裂用可降解水溶性暂堵剂及其制备方法
CN110669484A (zh) * 2019-09-17 2020-01-10 大港油田集团有限责任公司 修井用可降解暂堵剂及其制备方法

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002024771A2 (en) * 2000-09-20 2002-03-28 Sofitech N.V. Subterranean wellbore and formation sealing compositions
WO2010132851A1 (en) * 2009-05-15 2010-11-18 Conocophillips Company - Ip Services Group Swellable polymers with hydrophobic groups
CN103409130A (zh) * 2013-09-02 2013-11-27 重庆科技学院 多组分酸压暂堵剂及其制备方法
CN106146722A (zh) * 2015-03-31 2016-11-23 大庆市新万通科技开发有限公司 两性离子复合微球及其制备方法和应用
CN109054788A (zh) * 2018-08-09 2018-12-21 高阳 一种压裂暂堵剂及其制备方法
CN110003870A (zh) * 2019-05-13 2019-07-12 中科宝辰(北京)科技有限公司 一种压裂用可降解水溶性暂堵剂及其制备方法
CN110669484A (zh) * 2019-09-17 2020-01-10 大港油田集团有限责任公司 修井用可降解暂堵剂及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111320974A (zh) 2020-06-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111320974B (zh) 一种酸化暂堵剂及其制备方法与应用
CN104178102B (zh) 一种可交联的抗高温无残渣多元共聚型压裂液及其制备方法
Wang et al. Self-healing cement composite: Amine-and ammonium-based pH-sensitive superabsorbent polymers
Yu et al. Comprehensive evaluation of a high-temperature resistant re-crosslinkable preformed particle gel for water management
Su et al. Thermoviscosifying smart polymers for oil and gas production: state of the art
Song et al. Evaluation of a novel recrosslinkable hyperbranched preformed particle gel for the conformance control of high-temperature reservoirs with fractures
Zhang et al. Preparation of a novel fracturing fluid with good heat and shear resistance
CN104177555B (zh) 一种用于水泥基材料吸油膨胀的聚合物胶乳及其制备方法
CN112279963B (zh) 耐温抗盐多元共聚预交联凝胶颗粒及其制备方法和应用
CN113512414B (zh) 延缓交联型抗高温低摩阻加重胍胶压裂液及其应用方法
CN105602543B (zh) 一种酸压暂堵剂及其制备方法
Luo et al. Development of in-situ starch grafted copolymerized gels for conglomerate reservoir conformance control and oil recovery improvement
Liu et al. Preparation and performance of pH-temperature responsive low-damage gel temporary plugging agent
Yang et al. Construction of fracturing fluid with excellent proppant transport capacity using low molecular weight hydrophobic association polymer and surfactant
Wang et al. Preparation and investigation of self-healing gel for mitigating circulation loss.
CN107793537B (zh) 一种酸液稠化剂及其制备方法
CN115605515A (zh) 聚乙烯醇系聚合物
CN108715757A (zh) 一种耐酸稠化剂的制备方法及其在多功能酸和耐酸压裂液中的应用
CN115197368B (zh) 一种具有自修复与自破胶功能的复合凝胶及其制备方法和应用
CN108997536A (zh) 一种油井水泥用两性聚羧酸分散剂及制备方法与应用
CN114437686A (zh) 一种用于井筒的耐高温高盐的化学桥塞组合物及其凝胶、制备方法和应用
CN114940730B (zh) 一种自适应性的疏水缔合聚合物的制备方法以及在压裂液上的应用
CN115160490B (zh) 一种遇酸降解聚合物凝胶堵漏剂的制备方法
CN113444505A (zh) 一种自适应堵漏隔离液体系及其制备方法
CN107163184B (zh) 无固相钻井液用抗高温提切剂及其制备方法

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
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant