CN113201855A - 一种全降解高强度绳结暂堵塞 - Google Patents
一种全降解高强度绳结暂堵塞 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113201855A CN113201855A CN202110523281.9A CN202110523281A CN113201855A CN 113201855 A CN113201855 A CN 113201855A CN 202110523281 A CN202110523281 A CN 202110523281A CN 113201855 A CN113201855 A CN 113201855A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- solution
- temporary
- parts
- plug
- polymer
- 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.)
- Granted
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims abstract description 14
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 13
- HMBNQNDUEFFFNZ-UHFFFAOYSA-N 4-ethenoxybutan-1-ol Chemical compound OCCCCOC=C HMBNQNDUEFFFNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N butane-1,1-diol Chemical compound CCCC(O)O CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- CYIGRWUIQAVBFG-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(2-ethenoxyethoxy)ethane Chemical compound C=COCCOCCOCCOC=C CYIGRWUIQAVBFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims abstract description 8
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000009987 spinning Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009941 weaving Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 4
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N Vinyl ether Chemical compound C=COC=C QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229960000834 vinyl ether Drugs 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 7
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002074 melt spinning Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- D—TEXTILES; PAPER
- D04—BRAIDING; LACE-MAKING; KNITTING; TRIMMINGS; NON-WOVEN FABRICS
- D04C—BRAIDING OR MANUFACTURE OF LACE, INCLUDING BOBBIN-NET OR CARBONISED LACE; BRAIDING MACHINES; BRAID; LACE
- D04C1/00—Braid or lace, e.g. pillow-lace; Processes for the manufacture thereof
- D04C1/06—Braid or lace serving particular purposes
- D04C1/12—Cords, lines, or tows
-
- D—TEXTILES; PAPER
- D01—NATURAL OR MAN-MADE THREADS OR FIBRES; SPINNING
- D01D—MECHANICAL METHODS OR APPARATUS IN THE MANUFACTURE OF ARTIFICIAL FILAMENTS, THREADS, FIBRES, BRISTLES OR RIBBONS
- D01D5/00—Formation of filaments, threads, or the like
- D01D5/12—Stretch-spinning methods
-
- D—TEXTILES; PAPER
- D01—NATURAL OR MAN-MADE THREADS OR FIBRES; SPINNING
- D01F—CHEMICAL FEATURES IN THE MANUFACTURE OF ARTIFICIAL FILAMENTS, THREADS, FIBRES, BRISTLES OR RIBBONS; APPARATUS SPECIALLY ADAPTED FOR THE MANUFACTURE OF CARBON FILAMENTS
- D01F1/00—General methods for the manufacture of artificial filaments or the like
- D01F1/02—Addition of substances to the spinning solution or to the melt
- D01F1/10—Other agents for modifying properties
-
- D—TEXTILES; PAPER
- D01—NATURAL OR MAN-MADE THREADS OR FIBRES; SPINNING
- D01F—CHEMICAL FEATURES IN THE MANUFACTURE OF ARTIFICIAL FILAMENTS, THREADS, FIBRES, BRISTLES OR RIBBONS; APPARATUS SPECIALLY ADAPTED FOR THE MANUFACTURE OF CARBON FILAMENTS
- D01F6/00—Monocomponent artificial filaments or the like of synthetic polymers; Manufacture thereof
- D01F6/44—Monocomponent artificial filaments or the like of synthetic polymers; Manufacture thereof from mixtures of polymers obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds as major constituent with other polymers or low-molecular-weight compounds
-
- 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
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/134—Bridging plugs
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/141—Feedstock
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Textile Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
本发明公开了一种全降解高强度绳结暂堵塞,该暂堵塞由聚合物A、增塑剂和十二烷基磺酸钠共混后,依次经过干燥,熔融,纺丝,烘干,编织,裁剪步骤制成;所述聚合物A的制备方法:S1、将三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、丁二醇、4‑羟丁基乙烯基醚、2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙磺酸溶于蒸馏水中,得到溶液A;S2、将过硫酸铵溶于另一份蒸馏水中,得到溶液B;S3、将溶液A加入反应容器中,水浴保温50℃,并搅拌,然后将溶液B慢慢滴加到溶液A中,1h内滴加完毕,滴加完后,继续保温在50℃反应8‑10h,得到聚合物A。本发明的暂堵塞可以替代水平井桥塞和所有暂堵剂,且暂堵塞的材料可以完全降解成二氧化碳和水。
Description
技术领域
本发明涉及油田增产技术领域,尤其是一种全降解高强度绳结暂堵塞。
背景技术
目前国内外针对低渗透油气藏的改造主要采取体积压裂的方式,通过压裂将储层基质“打碎”,形成网络裂缝,使裂缝壁面与储层基质接触面积最大,使得基质中的油气向裂缝的渗流距离最短,基质流体向裂缝渗流阻力最小,极大提高储层整体渗流能力,实现对储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”。
目前水平井体积压裂均采用封隔器分段改造,封隔器主要为可钻桥塞及可溶桥塞。目前桥塞主要以下问题:1、单段费用高:8~10万元/段,可钻或可溶桥塞费用2~3万,下桥塞坐封工序4~5万,钻可钻桥塞费用2万;2、施工时效低:一日压裂1~2段,效率低;3、降解不完全:降解不彻底,就势必污染产层,导致减产。
发明内容
本发明的目的是针对现有暂堵材料中存在的溶解性差,降解率低,抗压强度低等不足,提供一种全降解高强度绳结暂堵塞。
本发明提供的全降解高强度绳结暂堵塞由聚合物A、增塑剂和十二烷基磺酸钠共混后依次经过干燥,熔融,纺丝,烘干,编织,裁剪步骤制成。所述聚合物A由原料三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、丁二醇、4-羟丁基乙烯基醚、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸在引发剂过硫酸铵下聚合反应制成。
所述聚合物A的各原料组分的重量份比例如下:
三乙烯基乙二醇二乙烯基醚30-45份、丁二醇10-15份、4-羟丁基乙烯基醚5-7份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸2-3份、过硫酸铵0.1-0.2份。聚合物A的制备方法如下:
S1、将三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、丁二醇、4-羟丁基乙烯基醚、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于蒸馏水中,得到溶液A;
S2、将过硫酸铵溶于加入另一份蒸馏水中,得到溶液B;
S3、将溶液A加入反应容器中,水浴保温50℃并搅拌,然后将溶液B慢慢滴加到溶液A中,1h内滴加完毕,滴加完后,继续保温在50℃反应8-10h,干燥,得到聚合物A。
优选的是,步骤S1中,将30-45重量份三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、10-15重量份丁二醇、5-7重量份4-羟丁基乙烯基醚以及2-3重量份2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于250重量份蒸馏水中,得到溶液A。
优选的的是,步骤S2中,称取0.1-0.2重量份过硫酸铵溶于25重量份蒸馏水中,得到溶液B;
将0.4-1重量份增塑剂环氧大豆油和0.4-1重量份十二烷基磺酸钠加入到聚合物A中进行共混,真空干燥得到黄色粉末;黄色粉末经过熔融、纺丝、烘干、编织、裁剪即得到全降解高强度绳结暂堵塞。可以根据实际需要将暂堵塞制备成各种绳结形状的。
与现有技术相比,本发明的有益之处在于:
其一、本发明的暂堵塞可以全部替代水平井桥塞和所有暂堵剂。暂堵塞核心优势就是水平井无需下桥塞,直接节省单段费用8~10万元/段:可钻或可溶桥塞费用2~3万;下桥塞坐封工序4~5万;钻可钻桥塞费用2万。
其二、暂堵塞压裂可以实现一日压裂3~4段的效率,大大缩短了压裂周期。
其三、目前暂堵球暂堵效率不足40~50%,也就是放入60个暂堵球堵不住30个孔眼,而暂堵塞可以按照射孔孔数1:1放入,承压可以达到60~70MPa。
其四、暂堵塞的材料可以完全降解成二氧化碳和水,而常规暂堵球及暂堵剂根本无法降解彻底;换言之,降解不彻底,就势必污染产层,导致减产。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现,部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1、实施例1制备的绳结暂堵剂示意图。
图2、实施例2制备的绳结暂堵剂示意图。
图3、绳结暂堵塞暂堵球座示意图。
图4、绳结暂堵塞暂堵实验示意图。
图5、CNX-6井重复压裂微地震监测成果图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明,应当理解,此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明,并不用于限定本发明。
实施例1
一种全降解高强度绳结暂堵塞的制备方法:
首先,制备聚合物A:在500毫升反应瓶中加入200克蒸馏水,加入30克三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、15克丁二醇、7克4-羟丁基乙烯基醚、2克2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS),搅拌溶解,得到溶液A,备用;称取0.2克的过硫酸铵溶于25克蒸馏水中,溶解,得到溶液B,备用;将溶液A加入反应容器中,水浴保温50℃,并搅拌;将溶液B慢慢滴加到反应容器中,时间控制在1h内滴加完毕;滴完后,继续保温在50℃反应8-10h;干燥,得到聚合物A。
其次,将2g增塑剂环氧大豆油和2g改性表面活性剂十二烷基磺酸钠加入到聚合物A中,放置于混合机内进行共混,将混合物真空干燥得到黄色粉末,干燥温度为90~120℃,干燥时间为12~60h,再经过熔融、纺丝、烘干、编织、裁剪,即为一种全降解高强度绳结暂堵塞,如图1所示。熔融纺丝过程中,挤出温度为230℃±15℃,螺杆的转速为300±10rpm。熔融纺丝温度为200℃~240℃,牵伸的倍数为2~3倍,牵伸的温度为80℃~120℃,卷绕的速度为1000-1800m/min。
实施例2
一种全降解高强度绳结暂堵塞的制备方法:
首先,制备聚合物A:在500毫升反应瓶中加入200克蒸馏水,加入35克三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、5克丁二醇、10克4-羟丁基乙烯基醚、3克2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS),搅拌溶解,得到溶液A,备用;称取0.3克的过硫酸铵溶于25克蒸馏水中,溶解,得到溶液B,备用;将配好的溶液A加入反应容器中,水浴保温50℃,并搅拌;将溶液B慢慢滴加到反应容器中,时间控制在1h内滴加完毕;滴完后,继续保温在50℃反应8-10h;干燥,得到聚合物A。
其次,2g增塑剂环氧大豆油和2g改性表面活性剂十二烷基磺酸钠加入到聚合物A中,放置于混合机内进行共混,将混合物真空干燥得到黄色粉末,再经过与实施例1相同的熔融、纺丝、烘干、编织、裁剪等过程,即为一种全降解高强度绳结暂堵塞,结构示意图可以是如图2所示两种结构中的一种。
本发明的绳结暂堵塞的结构不限于实施例1和2的两种结构,还可以编织为其他绳结结构。
性能测试:
(1)将实施例1制备的暂堵塞加入滑溜水中,具体配方如下:0.1%减阻剂+0.1%助排剂+0.2%粘土稳定剂+5%暂堵塞。其中百分含量为质量百分数。
在120℃下进行实验,暂堵塞性能测试结果见表1。
表1、实施例1暂堵塞性能测试结果
(2)将实施例2制备的暂堵塞加入滑溜水中,具体配方如下:0.1%减阻剂+0.1%助排剂+0.2%粘土稳定剂+10%暂堵塞。
在150℃下进行实验,暂堵塞性能测试结果见表2。
表2、实施例2暂堵塞性能测试结果
项目 | 指标 |
降解时间,h | 120 |
降解率,% | 100 |
暂堵率,% | 98.7 |
抗压强度,MPa | 80 |
岩心渗透率恢复率,% | 97.3 |
溶解后破胶液表面张力,mN/m | 27.0 |
溶解后破胶液防膨率,% | 89.7 |
(3)承压实验
实验前准备与实施例1制备的绳结暂堵塞匹配的球座,如图3所示。将绳结暂堵塞放入暂堵球座上,球座通过丝扣与暂堵管线连接,通过管线的进出口的差压可以检测绳结暂堵塞的封堵承压能力。如图4所示。在90℃条件下,以5mL/min恒流进行注入,随着液体的注入,压力迅速增加到40MPa,随后保持恒压30min。
(4)在页岩气CNX-6应用情况
应用前生产测井情况:
试油井段:2930.00~4481.00m。生产测井井段:连续油管通井过程中在3665m遇阻3T,多次反复通井没有通过该深度,生产测井测试了2750~3620m;测试制度:产气约31000方/天,产水约15方/天。12m/min的测速,测量段为2750-3620m;16m/min的测速,测量段为2750-3620m;20m/min的测速,测量段为2750-3620m。测试情况:该井在测井过程中,产量相对稳定,套压在3.81-4.03MPa之间波动,能够满足生产测井。
使用实施例1的暂堵塞进行重复压裂,总共完成22次重复压裂施工,总液量30608.32m3,平均单段液量为1391.29m3,总砂量1210.31t,平均单段砂量55.01t。施工汇总如表3所示:
表3、施工汇总表
结果表明,本次重复压裂通过暂堵实现了对水平段较为充分的改造,且未对邻井生产造成影响。从微地震事件的分布来看效果较好,微地震事件覆盖全井范围,暂堵转向成功(见图5)。新补孔的8、9、10、13位置明显起裂改造;水平井的西侧也有明显微地震事件的分布,表明裂缝向西侧延伸扩展。另外水平段的22段向根部区域也明显被改造到,这都对本井的重复改造有积极意义,对本井的产量提升有促进作用。
综上所述,本发明的暂堵塞,强度性能优异,降解时间可调,承压强度高,可完全满足重复压裂暂堵转向施工要求高强度暂堵塞优势在于其无生物毒性,现场施工中安全环保,其在返排液中可完全生物降解,符合国家环保政策。
以上所述,仅是本发明的较佳实施例而已,并非对本发明作任何形式上的限制,虽然本发明已以较佳实施例揭露如上,然而并非用以限定本发明,任何熟悉本专业的技术人员,在不脱离本发明技术方案范围内,当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例,但凡是未脱离本发明技术方案的内容,依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰,均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (8)
1.一种全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,该暂堵塞由聚合物A、增塑剂和十二烷基磺酸钠混合后,依次经过干燥,熔融,纺丝,烘干,编织,裁剪步骤制成;所述聚合物A由原料三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、丁二醇、4-羟丁基乙烯基醚、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸在引发剂下聚合反应制成。
2.如权利要求1所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,所述聚合物A的各原料组分的重量份比例如下:
三乙烯基乙二醇二乙烯基醚30-45份、丁二醇10-15份、4-羟丁基乙烯基醚5-7份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸2-3份、过硫酸铵0.1-0.2份。
3.如权利要求2所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,所述引发剂为过硫酸铵。
4.如权利要求3所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,所述聚合物A的制备方法如下:
S1、将三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、丁二醇、4-羟丁基乙烯基醚、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于蒸馏水中,得到溶液A;
S2、将过硫酸铵溶于另一份蒸馏水中,得到溶液B;
S3、将溶液A加入反应容器中,水浴保温50℃并搅拌,然后将溶液B慢慢滴加到溶液A中,1h内滴加完毕,滴加完后,继续保温在50℃反应8-10h,得到聚合物A。
5.如权利要求4所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,步骤S1中,将30-45重量份三乙烯基乙二醇二乙烯基醚、10-15重量份丁二醇、5-7重量份4-羟丁基乙烯基醚以及2-3重量份2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于250重量份蒸馏水中,干燥,得到溶液A。
6.如权利要求5所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,步骤S2中,称取0.1-0.2重量份过硫酸铵溶于25重量份蒸馏水中,得到溶液B。
7.如权利要求4所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,将0.4-1重量份增塑剂和0.4-1重量份十二烷基磺酸钠加入到聚合物A中进行共混,真空干燥得到黄色粉末;黄色粉末经过熔融、纺丝、烘干、编织、裁剪即得到全降解高强度绳结暂堵塞。
8.如权利要求7所述的全降解高强度绳结暂堵塞,其特征在于,所述增塑剂为环氧大豆油。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110523281.9A CN113201855B (zh) | 2021-05-13 | 2021-05-13 | 一种全降解高强度绳结暂堵塞 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202110523281.9A CN113201855B (zh) | 2021-05-13 | 2021-05-13 | 一种全降解高强度绳结暂堵塞 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN113201855A true CN113201855A (zh) | 2021-08-03 |
CN113201855B CN113201855B (zh) | 2022-05-17 |
Family
ID=77031102
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202110523281.9A Active CN113201855B (zh) | 2021-05-13 | 2021-05-13 | 一种全降解高强度绳结暂堵塞 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN113201855B (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114875520A (zh) * | 2022-06-10 | 2022-08-09 | 余昭军 | 一种水溶性压裂暂堵剂及其制备方法 |
CN115558478A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-01-03 | 四川捷贝通能源科技有限公司 | 一种高强度全降解仿生暂堵材料的制备方法 |
CN115960593A (zh) * | 2021-10-11 | 2023-04-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于浅层低温储层压裂的可降解暂堵剂及其制备方法和应用 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103342881A (zh) * | 2013-07-26 | 2013-10-09 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种可降解暂堵球及其制备方法 |
CN103342879A (zh) * | 2013-07-26 | 2013-10-09 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种可降解暂堵球 |
US20140087977A1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-03-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
CN211230370U (zh) * | 2019-11-06 | 2020-08-11 | 陕西航天德林科技集团有限公司 | 一种密封胶筒及免捞取封隔器 |
CN112647892A (zh) * | 2020-12-28 | 2021-04-13 | 黑龙江弘力通能源技术服务有限公司 | 一种用于大规模井下压裂孔眼暂堵的方法 |
-
2021
- 2021-05-13 CN CN202110523281.9A patent/CN113201855B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20140087977A1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-03-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
CN103342881A (zh) * | 2013-07-26 | 2013-10-09 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种可降解暂堵球及其制备方法 |
CN103342879A (zh) * | 2013-07-26 | 2013-10-09 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种可降解暂堵球 |
CN211230370U (zh) * | 2019-11-06 | 2020-08-11 | 陕西航天德林科技集团有限公司 | 一种密封胶筒及免捞取封隔器 |
CN112647892A (zh) * | 2020-12-28 | 2021-04-13 | 黑龙江弘力通能源技术服务有限公司 | 一种用于大规模井下压裂孔眼暂堵的方法 |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115960593A (zh) * | 2021-10-11 | 2023-04-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于浅层低温储层压裂的可降解暂堵剂及其制备方法和应用 |
CN115960593B (zh) * | 2021-10-11 | 2024-01-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于浅层低温储层压裂的可降解暂堵剂及其制备方法和应用 |
CN114875520A (zh) * | 2022-06-10 | 2022-08-09 | 余昭军 | 一种水溶性压裂暂堵剂及其制备方法 |
CN114875520B (zh) * | 2022-06-10 | 2023-11-17 | 山东省科原石油科技有限责任公司 | 一种水溶性压裂暂堵剂及其制备方法 |
CN115558478A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-01-03 | 四川捷贝通能源科技有限公司 | 一种高强度全降解仿生暂堵材料的制备方法 |
CN115558478B (zh) * | 2022-11-07 | 2023-06-30 | 四川捷贝通能源科技有限公司 | 一种高强度全降解仿生暂堵材料的制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN113201855B (zh) | 2022-05-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113201855B (zh) | 一种全降解高强度绳结暂堵塞 | |
CN112175596B (zh) | 用于深层油气储层缝内高效封堵压裂的暂堵剂及其制备方法、以及大缝高压裂工艺 | |
CN108300439B (zh) | 一种油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂及其制备方法 | |
CN110079286B (zh) | 一种堵漏用延迟交联凝胶组合物及其制备方法 | |
CN113185960B (zh) | 一种温度响应型自降解暂堵剂及其制备方法和在井筒封堵中的应用 | |
NO163976B (no) | Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. | |
CN109294541B (zh) | 一种火驱井自降解暂堵剂及其制备方法与应用 | |
CN106188403A (zh) | 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法 | |
CN113027379B (zh) | 一种新型环保生物结及其使用方法 | |
CN106566501A (zh) | 一种柔性堵漏剂及其制备方法与应用 | |
CN111472736A (zh) | 海上油田组合调驱优化设计方法及装置 | |
CN112876612B (zh) | 一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂及其应用 | |
CN112011322A (zh) | 压井用三元复合暂堵剂及其压井暂堵施工方法 | |
CN108625836B (zh) | 一种低渗透底水油藏高含水油井控水增产方法 | |
CN112980407A (zh) | 一种温度可控的凝胶堵漏剂及其制备方法和应用 | |
CN108587587B (zh) | 一种高强度可降解的油气井暂堵球及其制备方法与应用 | |
CN112302604B (zh) | 一种水平井分段重复压裂方法及其应用 | |
CN110305644B (zh) | 一种降漏失柔性胶粒洗井液的制备及其应用 | |
CN106947448A (zh) | 一种高渗透层调剖剂及其制备方法 | |
CN111394077B (zh) | 暂堵修井液及其制备方法 | |
CN106905939B (zh) | 超高强度冻胶堵调体系及其制备方法和用途 | |
CN114573268B (zh) | 一种适用于水合物层的油井水泥复合增渗剂及其制备方法 | |
CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
CN117343705A (zh) | 一种非选择性无机树脂堵剂及其堵水工艺 | |
CN112211609B (zh) | 一种深层碳酸盐岩油气藏重复酸压方法 |
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 |