CN112940694B - 一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法 - Google Patents
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112940694B CN112940694B CN202110162541.4A CN202110162541A CN112940694B CN 112940694 B CN112940694 B CN 112940694B CN 202110162541 A CN202110162541 A CN 202110162541A CN 112940694 B CN112940694 B CN 112940694B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- calcium carbonate
- nano calcium
- environment
- mass
- 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
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 87
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 63
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 62
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 82
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 42
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 30
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 10
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 142
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 71
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 56
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 56
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 53
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 53
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 53
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 48
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 45
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical group [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 27
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 27
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 23
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 239000001341 hydroxy propyl starch Substances 0.000 claims description 18
- 235000013828 hydroxypropyl starch Nutrition 0.000 claims description 18
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 12
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical group CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 10
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical group [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 235000010290 biphenyl Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000004305 biphenyl Substances 0.000 claims description 9
- ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N phenylbenzene Natural products C1=CC=CC=C1C1=CC=CC=C1 ZUOUZKKEUPVFJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 8
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 8
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 7
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 6
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- NUSNERDMHDAEAH-UHFFFAOYSA-N C1(=CC=CC=C1)OS(=O)(=O)CCS(=O)(=O)OC1=CC=CC=C1.[Na].[Na] Chemical compound C1(=CC=CC=C1)OS(=O)(=O)CCS(=O)(=O)OC1=CC=CC=C1.[Na].[Na] NUSNERDMHDAEAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 21
- 238000000748 compression moulding Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 23
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 7
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- MOFJBYOBLBVDJZ-UHFFFAOYSA-N sodium;stilbene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C([Na])C([Na])C1=CC=CC=C1 MOFJBYOBLBVDJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 229920006231 aramid fiber Polymers 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229920000704 biodegradable plastic Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- -1 diphenyl ethylene diphenyl Chemical group 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000007922 dissolution test Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/52—Amides or imides
- C08F220/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
- C08F220/56—Acrylamide; Methacrylamide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F251/00—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to polysaccharides or derivatives thereof
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- 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
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法,按重量比计包括:正四面体刚性材料20%~30%;疏水缔合聚合物2%~5%,吸水膨胀材料10%~20%;纤维材料10%~20%,余量为水。所述的正四面体刚性材料为石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料。本发明可应用于储层段易破碎或弱胶结地层水基钻井液用环保型复合堵漏液,该堵漏液堵漏效果好,环保,酸溶强,对储层伤害低,配方、配浆工艺简便易行的特点。
Description
技术领域
本发明属于钻井液处理剂技术领域,具体涉及一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法,尤其适合于储层段的破碎或弱胶结地层。
背景技术
随着油气勘探开发的深入,钻井过程中遇到的地层越来越复杂,在钻进破碎或弱胶结地层、裂缝发育地层、压力衰竭地层时,井漏问题非常突出。由井漏诱发的井壁失稳、坍塌、井喷等问题是长期以来油气勘探开发过程中的世界性难题、是制约勘探开发速度的主要技术瓶颈;同时井漏的发生不仅会给钻井工程带来不便和损失,如耗费钻井时间、损失钻井液、堵漏材料,引起卡钻、井喷、井塌等一系列复杂情况,甚至导致井眼报废,而在储层发生的漏失对储层的伤害更是难以估量。因此,近年来国内外进行了大量钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术方面的研究工作,并取得较好的应用。
破碎或弱胶结地层,承压能力低,安全密度窗口窄,对压力敏感,一旦发生井漏,都是失返性漏失,但这不意味着漏失尺寸较大,主要是孔隙或者裂缝的连通性较好。对于这类地层选用堵漏液堵漏时,桥接材料的级配,桥接浆液的浓度以及施工时的挤替压力是直接影响堵漏效果的关键因素。如果堵漏液中堵漏剂刚性颗粒状材料的尺寸偏大,堵漏液的浓度偏高,容易形成“封门”,堵漏材料难以在深部地层形成堵塞隔墙,致使堵塞不牢,加之漏层对压力又十分敏感,在以后的钻井作业中容易再次发生井漏。
目前国内在钻井液专用堵漏剂研发和应用方面取得的成果较少,并且多为控制渗漏的堵漏剂。专利申请201410428352.7公开了《一种油基钻井液裂缝堵漏剂》,由油溶胀材料、变形颗粒、纤维材料、堵漏材料、超细碳酸钙和表面活性剂组成,该油基钻井液堵漏剂适用于高渗及裂缝性漏失地层的防漏堵漏需求,对于裂缝≤4mm,抗压强度可达到7MPa以上,但是该复合防漏剂中的刚性材料超细碳酸钙为亲水材料,在油基钻井液中易团聚分散效果差,对于大于4mm的裂缝堵漏承压效果不佳。
从文献调研结果看出钻井液破碎或弱胶结地层井漏仍未得到很好解决,尤其是进入储层段的漏失,堵漏液开发仍然是国内石油工程领域十分关注和亟需解决的难题。
发明内容
为了解决储层段破碎或弱胶结地层漏失的问题,本发明的目的是提供了一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法,该复合型堵漏液原理是利用正四面体刚性材料、吸水膨胀材料、软性纤维材料、疏水缔合聚合物架桥形成堵漏层,各组分协同作用达到封堵治漏的效果,从而提高储层段破碎或弱胶结地层漏失的承压能力,提高现场钻井液破碎或弱胶结地层漏失堵漏成功率。
为实现上述目的,本发明采用的技术方案为:
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,按重量比计包括:正四面体刚性材料20%~30%;疏水缔合聚合物2%~5%,吸水膨胀材料10%~20%;纤维材料10%~20%,余量为水。
本发明进一步的改进在于,所述的正四面体刚性材料为石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料。
本发明进一步的改进在于,所述的疏水缔合聚合物为1300万~1500万的疏水缔合聚丙烯酰胺。
本发明进一步的改进在于,疏水缔合聚丙烯酰胺通过以下过程制得:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在85~90℃下反应4~6h。
本发明进一步的改进在于,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
本发明进一步的改进在于,所述的吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂。
本发明进一步的改进在于,纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂通过以下过程制得:将丙烯酸、丙烯酰胺、联苯乙烯二苯基二磺酸二钠、引发剂、交联剂、纳米碳酸钙与羟丙基淀粉混合后,调节pH值为6~7,然后在45~55℃下进行接枝共聚反应2~4h。
本发明进一步的改进在于,引发剂为过硫酸铵,交联剂为N,N-二甲基丙烯酰胺,引发剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;丙烯酸、丙烯酰胺与联苯乙烯二苯基二磺酸二钠的质量比为3:3:1,采用质量浓度为5%的氢氧化钠溶液调节pH值为6~7。
本发明进一步的改进在于,吸水膨胀材料的中值粒径为125.2μm;所述的纤维材料为聚酯纤维和/或聚芳酰胺纤维。
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液的制备方法,将四面体刚性材料20%~30%、疏水缔合聚合物2%~5%、吸水膨胀材料10%~20%、纤维材料10%~20%与水,混合均匀制得,四面体刚性材料、疏水缔合聚合物、吸水膨胀材料、纤维材料与水满足100%。
与现有技术相比,本发明的有益效果:
本发明中采用正四面体刚性材料,该材料能够在很短时间内、很少漏失量的条件下,在地层模拟裂缝中形成渗透率很低的填塞层,且形成的填塞层能够承受10MPa以上的压力。从而验证了刚性材料能够实现封堵,提高地层承压能力的要求。另外,该刚性材料抗高温、能酸溶、不与钻井液和地层流体反应。本发明中采用的疏水缔合聚合物能够防止孔隙的压力传播和诱导扩展,不受漏失通道限制,通过挤压变形进入孔隙或喉道,有强粘滞阻力和抗剪切稀释能力,与正四面体刚性材料复配效果好,交联凝胶形成后表现出很好的粘弹性、柔软性和韧性,并且疏水缔合聚合物具有一定的粘度,可提高堵漏剂的悬浮能力,使堵漏剂均匀分散在堵漏液中。本发明中采用的纤维材料具有一定的可变形性,韧性和化学稳定性。在压差的作用下,自适应封堵不同形状和尺寸的孔隙或裂缝,随着井下压力的改变而扩张和收缩,包裹在刚性材料的周围,在孔隙中形成具有一定承压强度的封堵。本发明的原理是利用刚性材料快速进去孔隙或喉道进行填充,纤维材料镶嵌在刚性材料周围形成架桥,在通道中形成快速失水封堵层,而包裹在架桥中的吸水膨胀材料通过吸水膨胀增加封堵强度,提高承压能力,疏水缔合聚合物进一步提高封堵层的柔软性和韧性,各组分协同作用达到封堵漏层的效果,该水基钻井液用环保型复合堵漏液可显著提高水基钻井液储层段破碎或弱胶结地层漏失堵漏成功率。纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂承压强度高、酸溶性好,在合成过程中添加刚性无机物可提高吸水树脂的承压性能,以纳米碳酸钙为添加物,在吸水树脂的三维网状结构中起填充和骨架作用,提高承压强度。同时,纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂可酸溶,后期开采过程可酸溶解堵。
附图说明
图1为实施例1的2~4mm金属缝板对应的时间随压力和温度曲线关系图。
图2为实施例1的2~4mm金属缝板对应的漏失量随时间的曲线关系图。
图3为实施例1的2~4mm金属缝板对应的漏失量随压力的曲线关系图。
图4为实施例2的1~2mm金属缝板对应的时间随压力和温度曲线关系图。
图5为实施例2的1~2mm金属缝板对应的漏失量随时间的曲线关系图。
图6为实施例2的1~2mm金属缝板对应的漏失量随压力的曲线关系图。
图7为实施例1的填充35目石英砂的填砂管对应的时间随压力和温度曲线关系图。
图8为实施例1的填充35目石英砂的填砂管对应的漏失量随时间的曲线关系图。
图9为实施例1的填充35目石英砂的填砂管对应的漏失量随压力的曲线关系图。
图10为实施例2的填充35目石英砂的填砂管对应的时间随压力和温度曲线关系图。
图11为实施例2的填充35目石英砂的填砂管对应的漏失量随时间的曲线关系图。
图12为实施例2的填充35目石英砂的填砂管对应的漏失量随压力的曲线关系图。
图13为实施例3的1~2mm金属缝板对应的时间随压力和温度曲线关系图。
图14为实施例3的1~2mm金属缝板对应的漏失量随时间的曲线关系图。
图15为实施例3的1~2mm金属缝板对应的漏失量随压力的曲线关系图。
图16为实施例3的3~5mm金属缝板对应的时间随压力和温度曲线关系图。
图17为实施例3的3~5mm金属缝板对应的漏失量随时间的曲线关系图。
图18为实施例3的3~5mm金属缝板对应的漏失量随压力的曲线关系图。
具体实施方式
下面结合附图并通过具体实施例对本发明进行详细说明。
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,按重量比计包括:正四面体刚性材料20%~30%;疏水缔合聚合物2%~5%,吸水膨胀材料10%~20%;纤维材料10%~20%,余量为水。
其中,所述的正四面体刚性材料为易酸溶的石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料。
所述的疏水缔合聚合物为疏水缔合聚丙烯酰胺,将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1(质量比)混合加入水中,再加入疏水缔合聚丙烯酰胺的质量的0.5%亚硫酸氢钠引发剂,通N2气,在85~90℃下反应5h共聚,得到疏水缔合聚丙烯酰胺,其分子量为1300万~1500万。
所述的吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂,AA、AM及联苯乙烯二苯基二磺酸二钠为接枝单体,以纳米碳酸钙为添加物,在吸水树脂的三维网状结构中起填充和骨架作用,以过硫酸铵(APS)为引发剂,以N,N-二甲基丙烯酰胺(MBA)为交联剂,与羟丙基淀粉进行接枝共聚反应,得到纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂。纳米碳酸钙加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的5.0%,引发剂APS加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%,交联剂MBA加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%,AA:AM:联苯乙烯二苯基二磺酸二钠=3:3:1(质量比),反应温度为45-55℃(优选50℃),并用质量浓度5%的烧碱溶液调节pH值为6~7,反应时间3h。羟丙基淀粉的加入量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%。
吸收膨胀倍数达到70倍,酸溶率为89%,中值粒径为125.2μm。
所述的纤维材料为聚酯纤维和聚芳酰胺纤维中的一种或一种以上。
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液的制备方法为:按重量百分比计,将正四面体刚性材料20%;疏水缔合聚合物2%,吸水膨胀材料10%;纤维材料10%与水混合均匀制得。
下面为具体实施例。
实施例1
由以下组分配制一种水基钻井液用环保型复合堵漏液配方:按以下重量比组成:正四面体刚性材料20%;疏水缔合聚合物2%,吸水膨胀材料10%;纤维材料10%,余量为水。
所述的正四面体刚性材料为易酸溶的石灰石粉经过压模成型的正四面体结构。
所述的疏水缔合聚合物为疏水缔合聚丙烯酰胺,其分子量为1300万~1500万。
将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在85℃下反应6h,得到疏水缔合聚丙烯酰胺,其中,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
所述的吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂,AA、AM及联苯乙烯二苯基二磺酸二钠为接枝单体,过硫酸铵(APS)为引发剂,N,N-二甲基丙烯酰胺(MBA)为交联剂,与羟丙基淀粉进行接枝共聚反应而成。其中,引发剂APS加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂MBA加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;AA:AM:联苯乙烯二苯基二磺酸二钠=3:3:1(质量比),反应温度为50℃,并用质量浓度5%的烧碱溶液调节pH值为6~7,反应时间3h。吸收膨胀倍数达到70倍,酸溶率为89%,中值粒径为125.2μm。
所述的纤维材料为聚酯纤维。
实施例2
由以下组分配制一种水基钻井液用环保型复合堵漏液配方:按以下重量比组成:正四面体刚性材料25%;疏水缔合聚合物3%,吸水膨胀材料15%;纤维材料15%,余量为水。
所述的正四面体刚性材料为易酸溶的石灰石粉经过压模成型的正四面体结构。
所述的疏水缔合聚合物为疏水缔合聚丙烯酰胺,,其分子量为1300万~1500万。
将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在85℃下反应6h,得到疏水缔合聚丙烯酰胺,其中,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
所述的吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂,AA、AM及联苯乙烯二苯基二磺酸二钠为接枝单体,过硫酸铵(APS)为引发剂,N,N-二甲基丙烯酰胺(MBA)为交联剂,与羟丙基淀粉进行接枝共聚反应而成。其中,引发剂APS加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂MBA加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;AA:AM:联苯乙烯二苯基二磺酸二钠=3:3:1(质量比),反应温度为50℃,并用质量浓度5%的烧碱溶液调节pH值为6~7,反应时间3h。吸收膨胀倍数达到70倍,酸溶率为89%,中值粒径为125.2μm。
所述的纤维材料为聚芳酰胺纤维。
实施例3
由以下组分配制一种水基钻井液用环保型复合堵漏液配方:按以下重量比组成:正四面体刚性材料30%;疏水缔合聚合物5%,吸水膨胀材料20%;纤维材料20%,余量为水。
所述的正四面体刚性材料为易酸溶的石灰石粉经过压模成型的正四面体结构。
所述的疏水缔合聚合物为疏水缔合聚丙烯酰胺,其分子量为1300万~1500万。
将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在85℃下反应6h,得到疏水缔合聚丙烯酰胺,其中,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
所述的吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂,AA、AM及联苯乙烯二苯基二磺酸二钠为接枝单体,过硫酸铵(APS)为引发剂,N,N-二甲基丙烯酰胺(MBA)为交联剂,与羟丙基淀粉进行接枝共聚反应而成。其中,引发剂APS加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂MBA加量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;AA:AM:联苯乙烯二苯基二磺酸二钠=3:3:1(质量比),反应温度为50℃,并用质量浓度5%的烧碱溶液调节pH值为6~7,反应时间3h。吸收膨胀倍数达到70倍,酸溶率为89%,中值粒径为125.2μm。
所述的纤维材料为聚酯纤维和聚芳酰胺纤维的混合物。
一、实施例1~实施例3水基钻井液用环保型复合堵漏液堵漏评价
使用实施例1堵漏配方,漏失模型为2~4mm金属缝板,测试温度为63℃;漏失实验记录参见表1。
图1~图3可以看出,在18min时,驱替压力达到3MPa,压力开始出现下降,出现漏失,说明未堵住,堵漏失败。
表1漏失实验记录表
使用实施例2堵漏配方,漏失模型为1~2mm金属缝板,测试温度为63℃;,漏失实验记录参见表2。
图4~图6可以看出,当时间达到40min时,驱替压力达到30MPa,后随时间增大,驱替压力维持在30MPa不变,尚未出现漏失,完成堵漏。
表2漏失实验记录表
使用实施例1堵漏配方,漏失模型为填充35目石英砂的填砂管,测试温度为63℃,漏失实验记录参见表3。
图7~图9可以看出,当时间达到40min时,驱替压力达到30MPa,后随时间增大,驱替压力维持在30MPa不变,尚未出现漏失,完成堵漏。
表3漏失实验记录表
使用实施例2堵漏配方,漏失模型为填充35目石英砂的填砂管,测试温度为63℃,漏失实验记录参见表4。
图10~图12可以看出,当时间达到30min时,驱替压力达到30MPa,后随时间增大,驱替压力维持在30MPa不变,尚未出现漏失,完成堵漏。
表4漏失实验记录表
使用实施例3堵漏配方,漏失模型为1~2mm金属缝板,测试温度为90℃,漏失实验记录参见表5。
图13~图15,可以看出,当时间达到47min时,驱替压力达到30MPa,后随时间增大,驱替压力维持在30MPa不变,尚未出现漏失,完成堵漏。
表5漏失实验记录表
使用实施例3堵漏配方,漏失模型为3~5mm金属缝板,测试温度为70℃,漏失实验记录参见表6。
图16~图18,可以看出,当时间达到55min时,驱替压力达到30MPa,后随时间增大,驱替压力维持在30MPa不变,尚未出现漏失,完成堵漏。
表6漏失实验记录表
图19~图21可以看出,当时间达到8min时,驱替压力达到30MPa,后随时间增大,驱替压力维持在30MPa不变,尚未出现漏失,完成堵漏。
表7漏失实验记录表
二、实施例1~例3水基钻井液用环保型复合堵漏液酸溶测试
测试结果如表8所示:
表8溶蚀实验记录表
从表8中的实验数据可以看出,该复合堵漏液所用堵漏剂酸溶作用明显,通过酸溶,能迅速的清洗掉附着在滤纸上的堵漏材料,溶蚀率平均达到91.36%。
三、实施例1~例3水基钻井液用环保型复合堵漏液环保性能评价
水基钻井液用环保型复合堵漏液进行BOD5、COD测试,评价其生物降解性能,实验结果如表9所示,从表9可知其易生物降解,环保性能良好。
表9水基钻井液用环保型复合堵漏液环保性能评价表
样品 | COD/g·mL<sup>-1</sup> | BOD<sub>5</sub>/g·mL<sup>-1</sup> | BOD<sub>5</sub>/COD | 生物降解性 |
实施例1 | 1015.9 | 311.72 | 30.68% | 可生物降解 |
实施例2 | 1201.6 | 326.8 | 27.19% | 可生物降解 |
实施例3 | 1302.4 | 336.4 | 25.83% | 可生物降解 |
实施例4
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,按重量比计包括:正四面体刚性材料20%;疏水缔合聚合物2%,吸水膨胀材料20%;纤维材料20%,余量为水。
其中,正四面体刚性材料为石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料。
疏水缔合聚合物为1300万~1500万的疏水缔合聚丙烯酰胺。疏水缔合聚丙烯酰胺通过以下过程制得:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在85℃下反应6h;其中,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂。纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂通过以下过程制得:将丙烯酸、丙烯酰胺、联苯乙烯二苯基二磺酸二钠、引发剂、交联剂、纳米碳酸钙与羟丙基淀粉混合后,采用质量浓度为5%的氢氧化钠溶液调节pH值为6,然后在45℃下进行接枝共聚反应4h;其中,引发剂为过硫酸铵,交联剂为N,N-二甲基丙烯酰胺,引发剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;丙烯酸、丙烯酰胺与联苯乙烯二苯基二磺酸二钠的质量比为3:3:1。
吸水膨胀材料的中值粒径为125.2μm。
纤维材料为聚酯纤维。
实施例5
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,按重量比计包括:正四面体刚性材料30%;疏水缔合聚合物3%,吸水膨胀材料15%;纤维材料10%,余量为水。
其中,正四面体刚性材料为石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料。
疏水缔合聚合物为1300万~1500万的疏水缔合聚丙烯酰胺。疏水缔合聚丙烯酰胺通过以下过程制得:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在90℃下反应4h;其中,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂。纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂通过以下过程制得:将丙烯酸、丙烯酰胺、联苯乙烯二苯基二磺酸二钠、引发剂、交联剂、纳米碳酸钙与羟丙基淀粉混合后,采用质量浓度为5%的氢氧化钠溶液调节pH值为7,然后在55℃下进行接枝共聚反应2h;其中,引发剂为过硫酸铵,交联剂为N,N-二甲基丙烯酰胺,引发剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;丙烯酸、丙烯酰胺与联苯乙烯二苯基二磺酸二钠的质量比为3:3:1。
吸水膨胀材料的中值粒径为125.2μm。
纤维材料为聚芳酰胺纤维。
实施例6
一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,按重量比计包括:正四面体刚性材料25%;疏水缔合聚合物5%,吸水膨胀材料10%;纤维材料17%,余量为水。
其中,正四面体刚性材料为石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料。
疏水缔合聚合物为1300万~1500万的疏水缔合聚丙烯酰胺。疏水缔合聚丙烯酰胺通过以下过程制得:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在87℃下反应5h;其中,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂。纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂通过以下过程制得:将丙烯酸、丙烯酰胺、联苯乙烯二苯基二磺酸二钠、引发剂、交联剂、纳米碳酸钙与羟丙基淀粉混合后,采用质量浓度为5%的氢氧化钠溶液调节pH值为7,然后在50℃下进行接枝共聚反应3h;其中,引发剂为过硫酸铵,交联剂为N,N-二甲基丙烯酰胺,引发剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;丙烯酸、丙烯酰胺与联苯乙烯二苯基二磺酸二钠的质量比为3:3:1。
吸水膨胀材料的中值粒径为125.2μm。
纤维材料为聚酯纤维和聚芳酰胺纤维的混合物。
该堵漏液的配方简单,低成本趋势明显,现场配制、维护工艺简便,可操作性强,为下步储层段的破碎或弱胶结地层水基钻井液用环保型复合堵漏液做好技术储备。
本发明的原理是利用刚性材料快速进去孔隙或喉道进行填充,纤维材料镶嵌在刚性材料周围形成架桥,在通道中形成快速失水封堵层,而包裹在架桥中的吸水膨胀材料通过吸水膨胀增加封堵强度,提高承压能力,而疏水缔合聚合物进一步提高封堵层的柔软性和韧性,各组分协同作用达到封堵漏层的效果,该水基钻井液用环保型复合堵漏液可显著提高水基钻井液储层段破碎或弱胶结地层漏失堵漏成功率。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,其特征在于,按重量比计包括:正四面体刚性材料20%~30%;疏水缔合聚合物2%~5%,吸水膨胀材料10%~20%;纤维材料10%~20%,余量为水;
所述的正四面体刚性材料为石灰石粉经过压模成型的正四面体结构的刚性材料;
疏水缔合聚丙烯酰胺通过以下过程制得:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸钠和2-甲基-2-丙烯酰胺按3:2:1的质量比加入水中,再加入引发剂,在惰性气体保护下,在85~90℃下反应4~6h;
所述的吸水膨胀材料为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂;
纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂通过以下过程制得:将丙烯酸、丙烯酰胺、联苯乙烯二苯基二磺酸二钠、引发剂、交联剂、纳米碳酸钙与羟丙基淀粉混合后,调节pH值为6~7,然后在45~55℃下进行接枝共聚反应2~4h。
2.根据权利要求1所述的一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,其特征在于,所述的疏水缔合聚合物为1300万~1500万的疏水缔合聚丙烯酰胺。
3.根据权利要求1所述的一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,其特征在于,引发剂的质量为疏水缔合聚丙烯酰胺质量的0.5%;引发剂为亚硫酸氢钠。
4.根据权利要求1所述的一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,其特征在于,引发剂为过硫酸铵,交联剂为N,N-二甲基丙烯酰胺,引发剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;交联剂的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的0.3%;羟丙基淀粉的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%,纳米碳酸钙的用量为纳米碳酸钙复合淀粉基吸水树脂质量的1%;丙烯酸、丙烯酰胺与联苯乙烯二苯基二磺酸二钠的质量比为3:3:1,采用质量浓度为5%的氢氧化钠溶液调节pH值为6~7。
5.根据权利要求1所述的一种水基钻井液用环保型复合堵漏液,其特征在于,吸水膨胀材料的中值粒径为125.2μm;所述的纤维材料为聚酯纤维和/或聚芳酰胺纤维。
6.一种如权利要求1所述的水基钻井液用环保型复合堵漏液的制备方法,其特征在于,将四面体刚性材料20%~30%、疏水缔合聚合物2%~5%、吸水膨胀材料10%~20%、纤维材料10%~20%与水,混合均匀制得,四面体刚性材料、疏水缔合聚合物、吸水膨胀材料、纤维材料与水满足100%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110162541.4A CN112940694B (zh) | 2021-02-05 | 2021-02-05 | 一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110162541.4A CN112940694B (zh) | 2021-02-05 | 2021-02-05 | 一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112940694A CN112940694A (zh) | 2021-06-11 |
CN112940694B true CN112940694B (zh) | 2022-10-04 |
Family
ID=76242687
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110162541.4A Active CN112940694B (zh) | 2021-02-05 | 2021-02-05 | 一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN112940694B (zh) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102603968A (zh) * | 2011-09-01 | 2012-07-25 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井堵漏用高分子聚合物吸水材料 |
CN105482784A (zh) * | 2015-12-01 | 2016-04-13 | 长江大学 | 油基钻井液堵漏剂 |
CN105646777A (zh) * | 2015-12-29 | 2016-06-08 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 |
CN106047318A (zh) * | 2016-06-23 | 2016-10-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种吸水膨胀堵漏材料及其制备方法 |
CN106609132A (zh) * | 2015-10-26 | 2017-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井用多元复合凝胶堵漏剂 |
CN109796941A (zh) * | 2019-01-14 | 2019-05-24 | 西南石油大学 | 一种膨胀堵漏剂及其制备方法和微胶囊型堵漏剂以及水基钻井液及其应用 |
-
2021
- 2021-02-05 CN CN202110162541.4A patent/CN112940694B/zh active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102603968A (zh) * | 2011-09-01 | 2012-07-25 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井堵漏用高分子聚合物吸水材料 |
CN106609132A (zh) * | 2015-10-26 | 2017-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井用多元复合凝胶堵漏剂 |
CN105482784A (zh) * | 2015-12-01 | 2016-04-13 | 长江大学 | 油基钻井液堵漏剂 |
CN105646777A (zh) * | 2015-12-29 | 2016-06-08 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 |
CN106047318A (zh) * | 2016-06-23 | 2016-10-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种吸水膨胀堵漏材料及其制备方法 |
CN109796941A (zh) * | 2019-01-14 | 2019-05-24 | 西南石油大学 | 一种膨胀堵漏剂及其制备方法和微胶囊型堵漏剂以及水基钻井液及其应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN112940694A (zh) | 2021-06-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Kang et al. | Progress of polymer gels for conformance control in oilfield | |
US10590324B2 (en) | Fiber suspending agent for lost-circulation materials | |
EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
US10106718B2 (en) | Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments | |
US5968879A (en) | Polymeric well completion and remedial compositions and methods | |
CA2612121C (en) | Methods and materials for zonal isolation | |
US7866394B2 (en) | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry | |
Pu et al. | Lost circulation materials for deep and ultra-deep wells: A review | |
CA2926076A1 (en) | Traceable polymeric additives for use in subterranean formations | |
EP2164918A1 (en) | Oil-well cement fluid loss additive composition | |
WO2016144641A1 (en) | Cement slurry compositions, methods of making, and methods of use | |
CN114672289A (zh) | 一种用于裂缝漏层的延迟膨胀防漏堵漏工作液及制备方法 | |
CN115873567A (zh) | 一种抗高温智能膨胀核壳堵漏剂及其制备方法和应用 | |
CN112940694B (zh) | 一种水基钻井液用环保型复合堵漏液及制备方法 | |
CN115260373B (zh) | 一种抗高温高钙柔性封堵剂及其制备方法与应用 | |
CN114058359B (zh) | 深水超深水裂缝性储层钻井堵漏用降解凝胶体系制备方法及应用 | |
CN113773820B (zh) | 一种承压堵漏浆及其制备方法和应用 | |
CN116042192B (zh) | 一种超分子凝胶封堵剂及其应用 | |
CN115232607B (zh) | 一种水基钻井液用堵漏剂及其制备方法 | |
CN118685161A (zh) | 一种抗冲稀强滞留承压堵漏材料及其制备方法与应用 | |
CN116023914A (zh) | 一种凝胶堵漏剂及其制备方法和应用 | |
CN114181352A (zh) | 一种聚合物材料及其制备方法与固井水泥浆体系 | |
CN115651614A (zh) | 一种防冒浆钻进液 | |
CN117247768A (zh) | 一种封堵剂及其制备方法 | |
CN118684817A (zh) | 一种用于缝洞型漏失的水敏剪切增稠堵漏剂及其制备方法与应用 |
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 |