CN111607370A - 一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 - Google Patents
一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111607370A CN111607370A CN201910136748.7A CN201910136748A CN111607370A CN 111607370 A CN111607370 A CN 111607370A CN 201910136748 A CN201910136748 A CN 201910136748A CN 111607370 A CN111607370 A CN 111607370A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temperature
- agent
- percent
- resistant gel
- formaldehyde
- 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
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 86
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 64
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 44
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 34
- 229930185605 Bisphenol Natural products 0.000 title claims abstract description 32
- 239000001294 propane Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000009933 burial Methods 0.000 claims abstract description 4
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N oxalic acid group Chemical group C(C(=O)O)(=O)O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical group [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 20
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 12
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 11
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 claims description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 2
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 claims 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims 1
- 239000008098 formaldehyde solution Substances 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明公开了一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂。所述耐高温凝胶堵剂的质量百分比组成如下：甲醛0.074％～0.37％；双酚基丙烷0.3％～2.0％；聚丙烯酰胺0.2％～1.0％；稳定剂0.01％～0.10％；延缓交联剂0.01％～0.10％；余量的水。本发明耐高温凝胶堵剂在100℃～150℃的环境温度下成胶时间为8h～60h，具有初始粘度低、高温下成胶、高温下粘度稳定的特性，在高温下具有良好的封堵性，可用于埋藏深的高温油气藏或热采高温油藏。
Description
技术领域
本发明涉及一种耐高温凝胶堵剂，具体涉及一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂。
背景技术
油气藏埋藏越深，油气藏温度越高，在进行注水井调剖、采油井(采气井)堵水和采油井(采气井)作业暂堵压井时，要求堵剂的耐温性越高。同时，采用注蒸汽或火烧油层等方式进行热采的油藏，在进行调剖或堵水时也要采用耐高温堵剂。目前，研究和使用最广泛的堵剂是凝胶堵剂。凝胶堵剂通常为无机金属离子交联聚合物凝胶体系、酚醛树脂类交联聚合物凝胶体系和聚乙烯亚胺交联聚合物凝胶体系。其中，有机交联剂形成的凝胶体系耐高温性优于金属交联剂形成的凝胶体系。常规有机交联聚合物凝胶成胶温度低且在温度高于120℃时，封堵能力变差。因此，采用常规有机交联聚合物凝胶对埋藏较深的高温油气藏或者热采高温油藏进行调堵时，因堵剂的耐温性能无法满足油气藏温度要求，造成调堵效果不理想。为克服常规凝胶堵剂耐温性差的不足，需要研究耐高温的凝胶堵剂，满足埋藏较深的高温油气藏或者热采高温油藏的要求。
发明内容
本发明的目的是提供一种耐高温凝胶堵剂，所述耐高温凝胶堵剂采用双酚基丙烷和甲醛交联，所述耐高温凝胶堵剂能够在高温条件下对油气藏进行调剖或封堵，进而提高油气藏开采效果。
本发明耐高温凝胶堵剂，指的是具有高温(如100℃～150℃)成胶的特性。
本发明所提供的耐高温凝胶堵剂，其质量百分比组成如下：
聚丙烯酰胺 0.2％～1.0％；
甲醛 0.074％～0.37％；
双酚基丙烷 0.3％～2.0％；
稳定剂 0.01％～0.10％；
延缓交联剂 0.01％～0.10％；
余量的水；
其中，甲醛和双酚基丙烷作为交联剂。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述聚丙烯酰胺的分子量可为300万～2000万，水解度可为10％～20％。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述双酚基丙烷学名为2，2-二(4-羟基苯基)丙烷。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述甲醛可以甲醛水溶液的形式加入；如采用甲醛质量浓度为37％的甲醛水溶液。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述稳定剂可为氯化铵和/或硫酸铵。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述延缓交联剂可为草酸和/或磷酸钠。
本发明耐高温凝胶堵剂具体可为下述1)～9)中任一种，其中，所述甲醛溶液为甲醛质量浓度为37％的甲醛水溶液：
1)0.2％～1.0％甲醛溶液、0.38％～1.90％双酚基丙烷、0.3％～1.0％聚丙烯酰胺、0.02％～0.10％延缓交联剂、0.02％～0.10％稳定剂，余量的水；
2)0.2％～0.6％甲醛溶液、0.38％～1.14％双酚基丙烷、0.3％～0.6％聚丙烯酰胺、0.02％～0.06％延缓交联剂、0.02％～0.06％稳定剂，余量的水；
3)0.2％～0.5％甲醛溶液、0.38％～0.95％双酚基丙烷、0.3％～0.5％聚丙烯酰胺、0.02％～0.05％延缓交联剂、0.02％～0.05％稳定剂，余量的水；
4)0.2％～0.4％甲醛溶液、0.38％～0.76％双酚基丙烷、0.3％～0.4％聚丙烯酰胺、0.02％～0.04％延缓交联剂、0.02％～0.04％稳定剂，余量的水；
5)0.2％甲醛溶液、0.38％双酚基丙烷、0.3％聚丙烯酰胺、0.02％延缓交联剂、0.02％稳定剂，余量的水；
6)0.4％甲醛溶液、0.76％双酚基丙烷、0.4％聚丙烯酰胺、0.04％延缓交联剂、0.04％稳定剂，余量的水；
7)0.5％甲醛溶液、0.95％双酚基丙烷、0.5％聚丙烯酰胺、0.05％延缓交联剂、0.05％稳定剂，余量的水；
8)0.6％甲醛溶液、1.14％双酚基丙烷、0.6％聚丙烯酰胺、0.06％延缓交联剂、0.06％稳定剂，余量的水；
9)1.0％甲醛溶液、1.90％双酚基丙烷、1.0％聚丙烯酰胺、0.10％延缓交联剂、0.10％稳定剂，余量的水。
本发明耐高温凝胶堵剂可按照下述方法制备：
配制所述聚丙烯酰胺水溶液，然后向所述聚丙烯酰胺水溶液中加入所述甲醛、所述双酚基丙烷、所述延缓交联剂和所述稳定剂，经搅拌即得所述耐高温凝胶堵剂。
本发明耐高温凝胶堵剂配制好后，在100℃～150℃的环境温度下恒温8h～60h后，即能形成耐高温、高调剖和封堵性能凝胶。
本发明耐高温凝胶堵剂可用于在埋藏深的高温油气藏注入井调剖以及采油井或采气井封堵，或者热采高温油藏注入井调剖或采油井封堵。
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于埋藏深的高温油气藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于蒸汽吞吐稠油油藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于蒸汽驱稠油油藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于高温热水驱稠油油藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于火驱稠油油藏开采。
本发明耐高温凝胶堵剂具有初始粘度低、在高温下成胶、高温下粘度稳定的特性，在高温下具有良好的封堵性，可用于高温油气藏或热采高温油藏。
附图说明
图1为本发明实施例4制备的耐高温凝胶堵剂成胶后微观扫描电镜图。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
下述实施例中所用的聚丙烯酰胺的分子量为500万～800万，水解度为15％～20％。
下述实施例中所用的甲醛水溶液的质量百分含量为37％。
实施例1：
在99.08g水中加入0.3g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.2g甲醛水溶液、0.38g双酚基丙烷、0.02g草酸和0.02g氯化铵，继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.3％聚丙烯酰胺+0.074％甲醛+0.38％双酚基丙烷+0.02％草酸+0.02％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在100℃的环境温度下成胶时间为60h；120℃的环境温度下成胶时间为50h；150℃的环境温度下成胶时间为38h。
实施例2：
在98.36g水中加入0.4g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.4g甲醛水溶液、0.76g双酚基丙烷、0.04g草酸和0.04g氯化铵，继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.4％聚丙烯酰胺+0.148％甲醛+0.76％双酚基丙烷+0.04％草酸+0.04％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在100℃的环境温度下成胶时间为48h；120℃的环境温度下成胶时间为40h；150℃的环境温度下成胶时间为30h。
实施例3：
在97.95g水中加入0.5g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.5g甲醛水溶液、0.95g双酚基丙烷、0.05g草酸和0.05g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.5％聚丙烯酰胺+0.185％甲醛+0.95％双酚基丙烷+0.05％草酸+0.05％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在100℃的环境温度下成胶时间为40h；120℃的环境温度下成胶时间为32h；150℃的环境温度下成胶时间为20h。
实施例4：
在97.54g水中加入0.6g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.6g甲醛水溶液、1.14g双酚基丙烷、0.06g草酸和0.06g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.6％聚丙烯酰胺+0.222％甲醛+1.14％双酚基丙烷+0.06％草酸+0.06％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在100℃的环境温度下成胶时间为24h；120℃的环境温度下成胶时间为16h；150℃的环境温度下成胶时间为10h。
实施例5：
在95.9g水中加入1.0g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入1.0g甲醛水溶液、1.90g双酚基丙烷、0.10g草酸和0.10g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：1.0％聚丙烯酰胺+0.37％甲醛+1.90％双酚基丙烷+0.10％草酸+0.10％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在100℃的环境温度下成胶时间为18h；120℃的环境温度下成胶时间为13h；150℃的环境温度下成胶时间为8h。
实施例6：
对实施例1至5中的耐高温凝胶堵剂配方，在120℃下进行成胶实验，成胶时间以及成胶前后粘度测试结果如表1所示。由表1可以看出，在满足注入性的条件下(搅拌好后粘度小于400mPa·s)，实施例4中的耐高温凝胶堵剂配方，成胶后粘度最大。
表1成胶时间(实验温度120℃)以及粘度测试结果
实施例7：
对实施例4中的耐高温凝胶堵剂配方，进行物理模拟实验。
在初始水测渗透率为K1的填砂管模型中，分别注入0.5PV的耐高温凝胶堵剂，将填砂管模型在120℃的条件下恒温18小时，保证耐高温凝胶堵剂成胶后，再次测量水测渗透率K2以及突破压力。封堵率计算公式：F1＝(K1-K2)/K1×100％，后续水驱10PV后，再次测量水测渗透率K3，封堵率计算公式：F2＝(K1-K3)/K1×100％，结果如表2中所示。
由表2可以看出，该耐高温凝胶堵剂具有良好的封堵能力和耐冲刷能力，该体系适用于调剖堵水工作，特别适用于高温油气藏调堵工作。
表2填砂管模型封堵实验结果
实施例8：
对实施例4中的耐高温凝胶堵剂配方，进行扫描电镜微观实验。
对成胶后的耐高温凝胶堵剂进行取样冷冻干燥处理，进一步制样通过扫描电镜对其微观结构进行观测，结果如图1所示。由图1可见，成胶后耐高温凝胶堵剂的三维网状结构均匀稳定。
Claims (7)
1.一种耐高温凝胶堵剂，其质量百分比组成如下：
聚丙烯酰胺0.2％～1.0％；
甲醛0.074％～0.37％；
双酚基丙烷0.3％～2.0％；
稳定剂0.01％～0.10％；
延缓交联剂0.01％～0.10％；
余量的水；
其中，甲醛和双酚基丙烷作为交联剂。
2.根据权利要求1所述的耐高温凝胶堵剂，其特征在于：所述聚丙烯酰胺的分子量为300万～2000万，水解度为10％～20％。
3.根据权利要求1或2中所述的耐高温凝胶堵剂，其特征在于：所述稳定剂为氯化铵和/或硫酸铵。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的耐高温凝胶堵剂，其特征在于：所述延缓交联剂为草酸和/或磷酸钠。
5.权利要求1～4中任一项所述的耐高温凝胶堵剂的制备方法，包括如下步骤：
配制所述聚丙烯酰胺的水溶液，然后向所述聚丙烯酰胺的水溶液中加入所述六亚甲基四胺、所述双酚基丙烷、所述延缓交联剂和所述稳定剂，经搅拌即得所述耐高温凝胶堵剂。
6.权利要求1～4中任一项所述的耐高温凝胶堵剂在埋藏深的高温油气藏注入井调剖以及采油井或采气井封堵中的应用。
7.权利要求1～4中任一项所述的耐高温凝胶堵剂在下述1)-4)中任一种热采稠油油藏开采中的应用：
1)蒸汽吞吐稠油油藏；
2)蒸汽驱稠油油藏；
3)火驱稠油油藏；
4)高温热水驱稠油油藏。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910136748.7A CN111607370A (zh) | 2019-02-25 | 2019-02-25 | 一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910136748.7A CN111607370A (zh) | 2019-02-25 | 2019-02-25 | 一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111607370A true CN111607370A (zh) | 2020-09-01 |
Family
ID=72194057
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910136748.7A Pending CN111607370A (zh) | 2019-02-25 | 2019-02-25 | 一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111607370A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112062899A (zh) * | 2020-09-16 | 2020-12-11 | 中国石油大学(北京) | 一种交联聚合物微球及其制备方法与应用 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102559159A (zh) * | 2011-12-14 | 2012-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高温酚醛树脂弱凝胶调剖堵水剂 |
| CN105586024A (zh) * | 2014-10-24 | 2016-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于高温高矿化度油藏调剖堵水的调堵剂及调剖堵水方法 |
-
2019
- 2019-02-25 CN CN201910136748.7A patent/CN111607370A/zh active Pending
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102559159A (zh) * | 2011-12-14 | 2012-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高温酚醛树脂弱凝胶调剖堵水剂 |
| CN105586024A (zh) * | 2014-10-24 | 2016-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于高温高矿化度油藏调剖堵水的调堵剂及调剖堵水方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张明锋: "耐温HPAM凝胶动力学及热稳定性研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》 * |
| 韩晓冬等: ""海上多元热流体气窜凝胶调堵体系研究"", 《西南石油大学学报》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112062899A (zh) * | 2020-09-16 | 2020-12-11 | 中国石油大学(北京) | 一种交联聚合物微球及其制备方法与应用 |
| CN112062899B (zh) * | 2020-09-16 | 2021-06-22 | 中国石油大学(北京) | 一种交联聚合物微球及其制备方法与应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Dai et al. | A study on environment‐friendly polymer gel for water shut‐off treatments in low‐temperature reservoirs | |
| Zhu et al. | Development of a high-temperature-resistant polymer-gel system for conformance control in Jidong oil field | |
| Zhao et al. | Experimental study and application of gels formed by nonionic polyacrylamide and phenolic resin for in-depth profile control | |
| Zhao et al. | The use of environmental scanning electron microscopy for imaging the microstructure of gels for profile control and water shutoff treatments | |
| CN105368436B (zh) | 一种小分子清洁压裂液及其制备方法与应用 | |
| CN108102633B (zh) | 一种粘弹性酸基压裂液及其制备方法 | |
| CN102838781A (zh) | 适合聚合物交联的超高温有机锆交联剂及其制得的压裂液 | |
| CN110105939B (zh) | 一种缝洞型油藏缓膨密度可控型流道调整用剂体系及其制备方法 | |
| Fang et al. | Experimental research of hydroquinone (HQ)/hexamethylene tetramine (HMTA) gel for water plugging treatments in high‐temperature and high‐salinity reservoirs | |
| CN109400919B (zh) | 一种中低温成胶的耐高温聚合物凝胶及其制备方法与应用 | |
| CN104017131B (zh) | 聚合物微凝胶驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN111334271B (zh) | 一种解堵剂及其制备方法与应用 | |
| CN111607370A (zh) | 一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 | |
| CN105754579A (zh) | 粘土防膨缩膨剂及其制备方法 | |
| CN112961666B (zh) | 一种压裂液用纳米复合交联剂及其制备方法 | |
| CN112094629B (zh) | 适用于裂缝性油藏的堵剂 | |
| CN107556996B (zh) | 一种co2响应就地凝胶封窜剂及其制备方法与应用 | |
| CN111961459A (zh) | 一种酸化用冻胶酸体系及其配制方法 | |
| CN111607369A (zh) | 一种采用双酚基丙烷和六亚甲基四胺交联的耐高温凝胶堵剂 | |
| CN115404062B (zh) | 一种pH值和温度双响应超分子凝胶暂堵剂及其制备方法和应用、暂堵转向压裂的方法 | |
| CN111518529B (zh) | 一种无机凝胶型调剖剂及调剖方法 | |
| CN112442347A (zh) | 一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐盐、耐高温凝胶堵剂 | |
| CN114106800A (zh) | 一种双酚s和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂 | |
| CN112442345A (zh) | 一种抗稀释控水凝胶体系及其制备方法和应用 | |
| CN109554174A (zh) | 用于低渗透碳酸盐岩储层酸化的缓速酸体系及其制备方法 |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20200901 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |