CN114106808A - 一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用 - Google Patents
一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114106808A CN114106808A CN202111429679.2A CN202111429679A CN114106808A CN 114106808 A CN114106808 A CN 114106808A CN 202111429679 A CN202111429679 A CN 202111429679A CN 114106808 A CN114106808 A CN 114106808A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- hydrogel particles
- hydrogel
- polyacrylamide
- profile control
- nano
- 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
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 25
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002086 nanomaterial Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 28
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 21
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 11
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 8
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 7
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 4
- DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M dodecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C DDXLVDQZPFLQMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 229910021389 graphene Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 4
- FGGPAWQCCGEWTJ-UHFFFAOYSA-M sodium;2,3-bis(sulfanyl)propane-1-sulfonate Chemical group [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(S)CS FGGPAWQCCGEWTJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 3
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 claims description 2
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000000499 gel Substances 0.000 abstract description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 235000015110 jellies Nutrition 0.000 description 2
- 239000008274 jelly Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000009096 changqing Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本申请公开了一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用，属于油气田开发技术领域。所述水凝胶颗粒由聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物、酚醛树脂、纳米材料制备得到；所述水凝胶颗粒具有纳米材料增强的互穿网络结构，粒径可控为纳米至微米级别。本申请水凝胶颗粒具有高的凝胶本体强度、高的耐温耐盐性，与活性体系材料匹配可实现改善水驱开发效果、油田控水稳油。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用。
背景技术
面对我国石油储量严重不足和供需的严峻形势，进一步提高原油开采已是迫在眉睫。然而，随着常规油藏的进一步勘探开发，油层越来越深，因此油藏温度、矿化度也越来越高，这些油田已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，水驱低效或无效循环，导致地层中残留的大量剩余油无法动用。尤其是大部分油藏以陆相沉积为主，储层非均质性严重，经过长期水驱开发，加剧了储层的非均质性，造成生产井过早见水或者水淹，导致了低效水驱或注水无效循环，注水波及系数低，直接影响油田开发效果和经济效益。在低油价的环境下，调剖作为低成本高效的油田稳油控水手段和方法而越来越受到重视。
为了更好地适应相应油藏条件达到有效封堵，首先需要通过调控地层改善中后期油藏的水驱开发效果，传统调剖堵水技术或多或少存在：封堵效果不够、施工成本高、药剂成本高、无法堵水不堵油、只有封堵效果而无洗油效果。尺寸小、粒径、电位、活性可控的纳米材料，为集中解决以上问题提供了可能，有望实现注得进、堵得住、跑得远、遇水堵水、遇油洗油、智能调控，纳米技术在调驱领域的应用也愈加广泛，油田化学剂纳米材料改性及相关新型堵剂及技术的发展也将成为新的发展趋势。
在油藏调剖技术中，注入聚合物、冻胶调控剂、聚合物微球、预交联颗粒等是实现储层调控的重要技术手段，但上述技术在油藏矿场实施过程中暴露了注入性差等问题。近年来，弹性冻胶分散体作为一种深部调剖堵水剂，采用交联技术和分散技术，由地面形成的本体冻胶经机械剪切作用后制得不同粒径分布的水相分散溶液，因其对油层不敏感、粒径范围可控、易于深部注入、成本低廉、规模化制备简单等显著的优势，能够避免类似聚合物类调控体系的地面剪切、地下渗流剪切及理化性质的影响，并在多孔介质中通过自身的聚集膨胀对地层非均质实现高效调控，具有广阔的应用前景。
目前冻胶分散体已在油田大规模应用并形成趋势，但是分散体的粒径调控是一个难点；另外，我国西北油田、胜利油田、华北油田、中原油田、塔里木油田、长庆油田等都存在储量丰富的高温高盐油藏，随着开发进行，这些高温高盐主力区块逐渐进入高含水阶段，因此，亟需发掘适用于高温高盐油藏的水凝胶体系，提高调驱效果和采收率。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用，通过纳米材料氢键作用构成互穿网络结构来增强网络结构、提高水凝胶强度，基于此准确调控水凝胶颗粒粒径，再以静电作用连接活性材料形成一体化活性调驱剂，从而适用于高温高盐油藏调驱，实现改善水驱开发效果、油田控水稳油。
根据本申请的一个方面，提供了一种水凝胶颗粒，所述水凝胶颗粒由含有聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物、酚醛树脂、纳米材料的原料制备得到；
所述原料按重量份计，包括：
聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物0.1～0.5份；
酚醛树脂0.6～1份；
纳米材料0.1～0.3份；
聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物与酚醛树脂发生交联反应，生成交联聚合物；纳米材料通过氢键与交联聚合物相连，形成互穿网络结构。
可选地，纳米活性材料选自纳米氧化石墨烯、纳米SiO2、纳米TiO2中的至少一种。
可选地，水凝胶颗粒的粒径为500～5000nm。
可选地，聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物选自阳离子型聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物和/或阴离子型聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物。
根据本申请的一个方面，提供了一种水凝胶颗粒的制备方法，包括如下步骤：
步骤一：配制含有聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物、酚醛树脂、纳米活性材料的溶液，在70～130℃恒温下放置12～140h，得水凝胶本体；
步骤二：将水凝胶本体和水混合剪切后，超声粉碎，得所述水凝胶颗粒。
可选地，步骤一中，溶液中聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物的浓度为0.1wt.％～0.5wt.％；酚醛树脂的浓度为0.6wt.％～1wt.％；纳米活性材料的浓度为0.1wt.％～0.3wt.％；
溶液中聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物的浓度上限独立地选自0.45wt.％、0.4wt.％、0.35wt.％、0.3wt.％，下限独立地选自0.15wt.％、0.2wt.％、0.25wt.％、0.3wt.％；酚醛树脂的浓度上限独立地选自0.9wt.％、0.8wt.％、0.7wt.％，下限独立地选自0.65wt.％、0.7wt.％、0.75wt.％；纳米材料的浓度上限独立地选自0.25wt.％、0.2wt.％、0.18wt.％、0.15wt.％，下限独立地选自0.12wt.％、0.14wt.％、0.16wt.％。
可选地，所述纳米材料选自纳米氧化石墨烯、纳米SiO2、纳米TiO2中的至少一种。
可选地，步骤二中，所述水凝胶本体与水的体积比为1:1～1:5；剪切的频率为30Hz～70Hz，剪切的时间为3min～15min；超声粉碎的时间为30min～150min，超声频率为1000KHz～4000KHz。
水凝胶本体与水的体积比上限独立地选自1:4.5、1:4、1:3.5、1:3，下限独立地选自1:1、1:2、1:3。
剪切的频率上限独立地选自45Hz、50Hz、60Hz、65Hz，下限独立地选自35Hz、40Hz、45Hz。
剪切的时间上限独立地选自14min、12min、10min、9min，下限独立地选自3min、5min、6min、9min。
超声粉碎的时间上限独立地选自40、50min、60min、70min、80min、90min，下限独立地选自140min、130min、120min、110min、100min、90min。
超声频率上限独立地选自3800KHz、3500KHz、3200KHz、3000KHz、2500KHz、2200KHz，下限独立的选自1100KHz、1200KHz、1500KHz、1800KHz、2000KHz、2200KHz。
根据本申请的一个方面，提供了一种一体化调驱剂，所述一体化调驱剂包含上述水凝胶颗粒或上述制备方法制备得到的水凝胶颗粒。
可选地，一体化调驱剂还包含活性体系材料，水凝胶颗粒通过静电作用连接有活性体系材料；
一体化调驱剂按质量百分比计包含：10wt.％～40wt.％的水凝胶颗粒和60wt.％～90wt.％的活性体系材料。
活性体系材料按质量百分比计包含：
阳离子型表面活性剂10％～30％；
阴离子型表面活性剂10％～30％；
醇类助剂5％～20％；
水20％～75％；
可选地，阳离子型表面活性剂选自十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵中的一种；
阴离子型表面活性剂选自十二烷基硫酸钠、α-烯烃磺酸盐、石油磺酸盐中的一种；
醇类助剂选自聚乙二醇、甲醇、乙醇、丙三醇中的一种；
石油磺酸盐选自DMPS。
作为本申请的一种实施方式，活性体系材料的制备方法包括：按照相应的质量百分比，向容器中先加入阳离子型表面活性剂，再加入阴离子型表面活性剂，再加入水，搅拌均匀后，再加入醇类助剂，得所述活性体系材料。
根据本申请的一个方面，提供了一种上述一体化调驱剂的制备方法，将水凝胶颗粒与活性体系材料混合搅拌。
可选地，搅拌的速度为300r/min～600r/min，搅拌的时间为5min～60min。
根据本申请的一个方面，提供了一种上述水凝胶颗粒、上述制备方法制备得到的水凝胶颗粒、上述一体化调驱剂、上述制备方法制备得到的一体化调驱剂在油藏调剖中的应用。
作为本申请其中一种实施方式，一种水凝胶颗粒的制备方法，包括如下步骤：
步骤一：用水配制聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物溶液，然后加入酚醛树脂，再加入纳米材料并搅拌均匀，在70～130℃恒温下放置12～140h，得水凝胶本体；
步骤二：将水凝胶本体和水混合剪切后，超声粉碎，得水凝胶颗粒。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1.本发明制备方法简单，一步即可制备纳/微米水凝胶颗粒，且具有高的凝胶本体强度、高的耐温耐盐性。
2.本发明通过静电作用在水凝胶颗粒中引入活性体系材料，实现一体化调驱，对提高采收率具有很大的潜力。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步描述，需要指出的是，以下所述实施例旨在对本发明的理解，而对其不起任何限定作用。
除特殊指明外，本发明所使用的原料均为市购；
其中，聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物购于北京恒聚化工责任有限公司，相对分子量为1×107；酚醛树脂购于胜利油田胜利化工有限责任公司。
(1)水凝胶颗粒的评价
a.水凝胶本体强度测试
表征水凝胶本体的强度，采用测试装置(赵光.软体非均相复合驱油体系构筑及驱替机理研究[D].北京：中国石油大学，2016.博士论文中的第14页图2-7)，观察过程中的突破真空度，突破真空度越大，表明本体冻胶强度越高，具体测试数据见表1。
b.粒径测试
将水凝胶颗粒液采用马尔文MS3000激光粒度仪进行粒径测试，具体测试数据见表1。
c.粘度测试
将水凝胶颗粒液采用DV2T型布氏粘度计进行粘度测试，具体测试数据见表1。
d.稳定性测试
采用马尔文Zeta电位仪测定了水凝胶颗粒的Zeta电位，具体测试数据见表1。
(2)一体化调驱剂的评价
e.界面张力测试
采用TX-500C型旋转滴界面张力仪测试一体化调驱剂的界面张力，测试方法为将目标油藏原油加入到充满水凝胶颗粒液的样品管中，将调驱剂管放入界面张力仪中以5000r/min的转速测试30min，得到界面张力值。
具体测试数据见表1
f.驱替实验
选取气测渗透率为800×10-3μm2和200×10-3μm2的天然岩心分别模拟高渗层和低渗层。先水驱至综合含水至98％结束，再注入一定孔隙体积(PV)调驱剂最后继续进行后续水驱至含水率98％，每隔一段时间分别记录高渗岩心、低渗岩心的产液量、产水量、产油量及压力；计算提高采收率(％)，实验结果如表1。
式中：V1——饱和油量
V2——剂驱产油量
V3——后续水驱产油量
实施例1
用水配制浓度0.1％的聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物(阳离子型)，然后加入酚醛树脂，最后加入纳米SiO2并搅拌均匀，溶液中酚醛树脂的浓度为0.6％，纳米SiO2浓度为0.1％，然后将溶液在75℃恒温烘箱中放置120h，得到纳米材料增强的互穿网络结构的水凝胶本体；将得到的水凝胶本体与水按照体积比1:1加入胶体磨中，在30Hz和3min下剪切，再超声粉碎30min，获得粒径为510nm的水凝胶颗粒；再将水凝胶颗粒和活性材料体系混合，并以300r/min的搅拌速度搅拌30min混合均匀，得一体化调驱剂。
其中，水凝胶颗粒浓度为10％，活性材料体系浓度为90％；活性材料体系的组成为：十二烷基三甲基氯化铵10％、α-烯烃磺酸盐20％、乙醇20％、水为50％。
实施例2
用水配制浓度0.2％的聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物(阳离子型)，然后加入酚醛树脂，最后加入纳米SiO2并搅拌均匀，溶液中酚醛树脂的浓度为0.7％，纳米SiO2浓度为0.2％，然后将溶液在95℃恒温烘箱中放置12h，得到纳米材料增强的互穿网络结构的水凝胶本体；将得到的水凝胶本体与水按照体积比1:2加入胶体磨中，在40Hz和6min下剪切，再超声粉碎60min，获得粒径为300nm的水凝胶颗粒；再将水凝胶颗粒和活性材料体系混合，并以500r/min的搅拌速度搅拌20min混合均匀，得一体化调驱剂。
其中，水凝胶颗粒浓度为20％，活性材料体系浓度为80％；活性材料体系的组成为：十二烷基三甲基氯化铵20％、十二烷基硫酸钠20％、乙醇10％、水为50％。
实施例3
用水配制浓度0.2％的聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物(阳离子型)，然后加入酚醛树脂，最后加入纳米SiO2并搅拌均匀，溶液中酚醛树脂的浓度为0.7％，纳米SiO2浓度为0.3％，然后将溶液在100℃恒温烘箱中放置20h，得到纳米材料增强的互穿网络结构的水凝胶本体；将得到的水凝胶本体与水按照体积比1:3加入胶体磨中，在50Hz和9min下剪切，再超声粉碎90min，获得粒径为1200nm的水凝胶颗粒；再将水凝胶颗粒和活性材料体系混合，并以600r/min的搅拌速度搅拌50min混合均匀，得一体化调驱剂。
其中，水凝胶颗粒浓度为30％，活性材料体系浓度为70％，活性材料体系的组成为：十六烷基三甲基氯化铵10％、十二烷基硫酸钠20％、乙醇10％、水为60％。
实施例4
用水配制浓度0.3％的聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物(阳离子型)，然后加入酚醛树脂，最后加入纳米SiO2并搅拌均匀，溶液中酚醛树脂的浓度为0.8％，纳米SiO2浓度为0.3％，然后将溶液在110℃恒温烘箱中放置16h，得到纳米材料增强的互穿网络结构的水凝胶本体；将得到的水凝胶本体与水按照体积比1:4加入胶体磨中，在70Hz和15min下剪切，再超声粉碎120min，获得粒径为360nm的水凝胶颗粒；再将水凝胶颗粒和活性材料体系混合，并以500r/min的搅拌速度搅拌30min混合均匀，得一体化调驱剂。
其中，水凝胶颗粒浓度为40％，活性材料体系浓度为60％，活性材料体系的组成为：十六烷基三甲基氯化铵20％、石油磺酸盐DMPS 30％、乙醇15％、水为35％。
实施例5
用水配制浓度0.4％的聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物(阳离子型)，然后加入酚醛树脂，最后加入纳米SiO2并搅拌均匀，溶液中酚醛树脂的浓度为0.9％，纳米SiO2浓度为0.3％，然后将溶液在130℃恒温烘箱中放置12h，得到纳米材料增强的互穿网络结构的水凝胶本体；将得到的水凝胶本体与水按照体积比1:3加入胶体磨中，在70Hz和15min下剪切，再超声粉碎150min，获得粒径为150nm的水凝胶颗粒；再将水凝胶颗粒和活性材料体系混合，并以500r/min的搅拌速度搅拌30min混合均匀，得一体化调驱剂。
其中，水凝胶颗粒浓度为30％，活性材料体系浓度为70％，活性材料体系的组成为：十六烷基三甲基氯化铵20％、石油磺酸盐DMPS 30％、乙醇15％、水为35％。
测试例
测试实施例1～5所得水凝胶的水凝胶本体强度、粒径、粘度、稳定性。
测试由实施例1～5所得水凝胶制备得到的一体化调驱剂的界面张力。
测试由实施例1～5所得水凝胶制备得到的一体化调驱剂的提高采收率。具体测试结果见表1。
表1.不同实施例的测试性能
由此可以看出，水凝胶颗粒配合活性体系可以显著提高采收率。
以上所述，仅是本申请的几个实施例，并非对本申请做任何形式的限制，虽然本申请以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本申请，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。
Claims (10)
1.一种水凝胶颗粒，其特征在于，所述水凝胶颗粒由含有聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物、酚醛树脂、纳米材料的原料制备得到；
所述原料按重量份计，包括：
聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物0.1～0.5份；
酚醛树脂0.6～1份；
纳米材料0.1～0.3份；
所述聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物与酚醛树脂发生交联反应，生成交联聚合物；所述纳米材料通过氢键与所述交联聚合物相连。
2.根据权利要求1所述的水凝胶颗粒，其特征在于，所述纳米材料选自纳米氧化石墨烯、纳米SiO2、纳米TiO2中的至少一种；
优选的，所述水凝胶颗粒的粒径为500～5000nm。
3.根据权利要求1所述的水凝胶颗粒，其特征在于，所述聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物选自阳离子型聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物和/或阴离子型聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物。
4.一种水凝胶颗粒的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤一：配制含有聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物、酚醛树脂、纳米材料的溶液，在70～130℃恒温下放置12～140h，得水凝胶本体；
步骤二：将水凝胶本体和水混合剪切后，超声粉碎，得所述水凝胶颗粒。
5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，步骤一中，溶液中聚丙烯酰胺疏水缔合聚合物的浓度为0.1wt.％～0.5wt％，酚醛树脂的浓度为0.6wt.％～1wt％，纳米材料的浓度为0.1wt.％～0.3wt％；
优选地，所述纳米材料选自纳米氧化石墨烯、纳米SiO2、纳米TiO2中的至少一种。
6.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，步骤二中，所述水凝胶本体与水的体积比为1:1～1:5；剪切的频率为30Hz～70Hz，剪切的时间为3min～15min；超声粉碎的时间为30min～150min，超声频率为1000KHz～4000KHz。
7.一种一体化调驱剂，其特征在于，所述一体化调驱剂包含权利要求1～3任一项所述水凝胶颗粒或权利要求4～6任一项所述制备方法制备得到的水凝胶颗粒中的至少一种。
8.根据权利要求7所述的一体化调驱剂，其特征在于，所述一体化调驱剂还包含活性体系材料；
所述一体化调驱剂按质量百分比计包含：10％～40％的水凝胶颗粒和60％～90％的活性体系材料；
所述水凝胶颗粒通过静电作用连接活性体系材料；
所述活性体系材料按质量百分比计包含：
阳离子型表面活性剂10％～30％；
阴离子型表面活性剂10％～30％；
醇类助剂5％～20％；
水20％～75％；
优选地，阳离子型表面活性剂选自十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵中的一种；
阴离子型表面活性剂选自十二烷基硫酸钠、α-烯烃磺酸盐、石油磺酸盐中的一种；
醇类助剂选自聚乙二醇、甲醇、乙醇、丙三醇中的一种；
优选地，所述石油磺酸盐选自DMPS。
9.一种权利要求8所述一体化调驱剂的制备方法，其特征在于，将水凝胶颗粒与活性体系材料混合搅拌；
优选地，所述搅拌的速度为300r/min～600r/min，搅拌的时间为5min～60min。
10.权利要求1～3任一项所述水凝胶颗粒、权利要求4～6任一项所述制备方法制备得到的水凝胶颗粒、权利要求7～8任一项所述一体化调驱剂、权利要求9所述制备方法制备得到的一体化调驱剂在油藏调剖中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111429679.2A CN114106808A (zh) | 2021-11-29 | 2021-11-29 | 一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111429679.2A CN114106808A (zh) | 2021-11-29 | 2021-11-29 | 一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114106808A true CN114106808A (zh) | 2022-03-01 |
Family
ID=80370966
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111429679.2A Pending CN114106808A (zh) | 2021-11-29 | 2021-11-29 | 一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114106808A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114921236A (zh) * | 2022-05-24 | 2022-08-19 | 中国石油大学(北京) | 一种基于纳米材料缔合的自修复交互网络结构凝胶及其制备方法和应用 |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1927895A (zh) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 中国科学院理化技术研究所 | 纳微米水溶性微凝胶驱油材料及其制备方法 |
| CN102504795A (zh) * | 2011-11-16 | 2012-06-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 调剖和深部液流转向双功能爆破型预交联凝胶颗粒 |
| CN104045765A (zh) * | 2014-06-19 | 2014-09-17 | 孙安顺 | 一种调驱用凝胶颗粒及其制备方法 |
| CN106589225A (zh) * | 2015-10-20 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 深部调剖堵水用聚合物凝胶颗粒及其制备方法 |
| CN106634908A (zh) * | 2016-10-09 | 2017-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐高温互穿网络复合凝胶调剖剂及其制备方法 |
| CN108587585A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-09-28 | 中国石油大学(华东) | 调剖堵水剂及应用、调剖堵水体系及其制备方法和应用 |
| CN110257031A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田微颗粒水凝胶调剖堵水剂及其制备方法 |
| CN110591679A (zh) * | 2019-10-16 | 2019-12-20 | 西南石油大学 | 一种与地层孔喉尺寸自适应的颗粒调剖剂及其制备方法 |
| CN111234790A (zh) * | 2020-02-19 | 2020-06-05 | 中国石油大学(华东) | 适用于低渗裂缝性二氧化碳驱油藏的凝胶颗粒及调剖剂和制备方法与应用 |
| CN112538127A (zh) * | 2020-11-05 | 2021-03-23 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种聚丙烯酰胺纳米复合材料及其制备方法与应用 |
| CN112795374A (zh) * | 2021-04-12 | 2021-05-14 | 山东聚星石油科技有限公司 | 耐温抗盐非均相纳米复合驱油体系及其制备方法和应用 |
| CN113480985A (zh) * | 2021-07-07 | 2021-10-08 | 东营煜煌能源技术有限公司 | 一种微纳米膨胀胶束弹性颗粒驱油乳液制备方法及应用 |
-
2021
- 2021-11-29 CN CN202111429679.2A patent/CN114106808A/zh active Pending
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1927895A (zh) * | 2005-09-09 | 2007-03-14 | 中国科学院理化技术研究所 | 纳微米水溶性微凝胶驱油材料及其制备方法 |
| CN102504795A (zh) * | 2011-11-16 | 2012-06-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 调剖和深部液流转向双功能爆破型预交联凝胶颗粒 |
| CN104045765A (zh) * | 2014-06-19 | 2014-09-17 | 孙安顺 | 一种调驱用凝胶颗粒及其制备方法 |
| CN106589225A (zh) * | 2015-10-20 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 深部调剖堵水用聚合物凝胶颗粒及其制备方法 |
| CN106634908A (zh) * | 2016-10-09 | 2017-05-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐高温互穿网络复合凝胶调剖剂及其制备方法 |
| CN108587585A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-09-28 | 中国石油大学(华东) | 调剖堵水剂及应用、调剖堵水体系及其制备方法和应用 |
| CN110257031A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田微颗粒水凝胶调剖堵水剂及其制备方法 |
| CN110591679A (zh) * | 2019-10-16 | 2019-12-20 | 西南石油大学 | 一种与地层孔喉尺寸自适应的颗粒调剖剂及其制备方法 |
| CN111234790A (zh) * | 2020-02-19 | 2020-06-05 | 中国石油大学(华东) | 适用于低渗裂缝性二氧化碳驱油藏的凝胶颗粒及调剖剂和制备方法与应用 |
| CN112538127A (zh) * | 2020-11-05 | 2021-03-23 | 宁波锋成先进能源材料研究院有限公司 | 一种聚丙烯酰胺纳米复合材料及其制备方法与应用 |
| CN112795374A (zh) * | 2021-04-12 | 2021-05-14 | 山东聚星石油科技有限公司 | 耐温抗盐非均相纳米复合驱油体系及其制备方法和应用 |
| CN113480985A (zh) * | 2021-07-07 | 2021-10-08 | 东营煜煌能源技术有限公司 | 一种微纳米膨胀胶束弹性颗粒驱油乳液制备方法及应用 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114921236A (zh) * | 2022-05-24 | 2022-08-19 | 中国石油大学(北京) | 一种基于纳米材料缔合的自修复交互网络结构凝胶及其制备方法和应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yang et al. | Experimental research on amphiphilic polymer/organic chromium gel for high salinity reservoirs | |
| CN113136193B (zh) | 一种高活性纳米驱油剂及其制备方法 | |
| CN106047324B (zh) | 适用于低渗透高温高盐油藏的强化冻胶分散体深部调驱剂 | |
| CN104449631B (zh) | 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法 | |
| CN102533233B (zh) | 耐高温高矿化度的堵水调剖剂及其配制方法与应用 | |
| WO2017050024A1 (zh) | 一种油气田用新型无机微细颗粒强化泡沫体系及其制备方法 | |
| CN113292978B (zh) | 一种两性二维纳米片及其制备方法和应用 | |
| CN110242265B (zh) | 原位纳-微球提高原油采收率的矿场应用方法 | |
| CN104975829A (zh) | 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法 | |
| CN106318358B (zh) | 一种基于烷基糖苷的绿色环保型泡沫驱油体系及其制备方法与应用 | |
| CN110699058A (zh) | 一种用于水驱稠油的渗透改性降粘驱油剂及其制备方法 | |
| CN114106808A (zh) | 一种水凝胶颗粒及其制备方法与应用 | |
| CN109971443B (zh) | 一种三相泡沫封窜剂及其制备方法、稠油开采调堵方法 | |
| CN110776898A (zh) | 一种用于提高致密储层原油采收率的粘弹性纳米磁流体及其制备方法 | |
| CN104311719B (zh) | 一种适用于高矿化度油藏的化学键合型相渗调节剂及其制备方法 | |
| CN108531153A (zh) | 一种耐高温石油树脂分散体堵剂及其制备方法与应用 | |
| Li et al. | Nano-silica hybrid polyacrylamide/polyethylenimine gel for enhanced oil recovery at harsh conditions | |
| CN111592871A (zh) | 一种页岩油页岩气压裂暂堵剂及其制备方法 | |
| Huang et al. | Preparation and experimental study of a low-initial-viscosity gel plugging agent | |
| Lu et al. | Recent advances in enhanced polymer gels for profile control and water shutoff: A review | |
| CN107418531A (zh) | 非磺化抗高温降滤失水基钻井液 | |
| Krishnan et al. | An overview on nanosilica–polymer composites as high-performance functional materials in oil fields | |
| CN104178100A (zh) | 适用于水驱开采油田的多元调驱体系及调驱技术 | |
| Qin et al. | In situ composite of graphene oxide in polyacrylamide to enhance strength of hydrogel with polyethyleneimine as crosslinker | |
| CN106167699B (zh) | 一种新型低碳烃无水压裂液铝交联剂及其制备方法和应用 |
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 | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Feng Pan Inventor after: Wu Wenwei Inventor after: Zhao Cong Inventor after: Ma Jianbo Inventor after: Tao Zhen Inventor after: Wang Yaoguo Inventor before: Feng Pan Inventor before: Wu Wenwei Inventor before: Tian Yuqin Inventor before: Zhao Cong Inventor before: Ma Jianbo Inventor before: Tao Zhen Inventor before: Wang Yaoguo |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20220301 |