CN114920876B - 一种暂堵剂及其制备方法 - Google Patents

一种暂堵剂及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN114920876B
CN114920876B CN202210579282.XA CN202210579282A CN114920876B CN 114920876 B CN114920876 B CN 114920876B CN 202210579282 A CN202210579282 A CN 202210579282A CN 114920876 B CN114920876 B CN 114920876B
Authority
CN
China
Prior art keywords
solution
temporary plugging
plugging agent
sodium
acrylamide
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202210579282.XA
Other languages
English (en)
Other versions
CN114920876A (zh
Inventor
任海宁
孙永强
孙春同
齐海花
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Dongying Spring Petroleum Engineering Technology Co ltd
Original Assignee
Dongying Spring Petroleum Engineering Technology Co ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Dongying Spring Petroleum Engineering Technology Co ltd filed Critical Dongying Spring Petroleum Engineering Technology Co ltd
Priority to CN202210579282.XA priority Critical patent/CN114920876B/zh
Publication of CN114920876A publication Critical patent/CN114920876A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114920876B publication Critical patent/CN114920876B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • 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
    • C08F212/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by an aromatic carbocyclic ring
    • C08F212/02—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical
    • C08F212/04—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical containing one ring
    • C08F212/06—Hydrocarbons
    • C08F212/08—Styrene
    • 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
    • C08F212/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by an aromatic carbocyclic ring
    • C08F212/02—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical
    • C08F212/04—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical containing one ring
    • C08F212/14—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical containing one ring substituted by heteroatoms or groups containing heteroatoms
    • C08F212/30—Sulfur
    • 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
    • C08F220/04—Acids; Metal salts or ammonium salts thereof
    • C08F220/06—Acrylic acid; Methacrylic acid; Metal salts or ammonium salts thereof
    • 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
    • C08F222/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a carboxyl radical and containing at least one other carboxyl radical in the molecule; Salts, anhydrides, esters, amides, imides, or nitriles thereof
    • C08F222/10—Esters
    • C08F222/1006—Esters of polyhydric alcohols or polyhydric phenols
    • C08F222/104—Esters of polyhydric alcohols or polyhydric phenols of tetraalcohols, e.g. pentaerythritol tetra(meth)acrylate
    • 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
    • C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • 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

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种暂堵剂及其制备方法。所述的制备方法如下：在氮气保护的反应器中依次加入丙烯酰胺、丙烯酸、苯乙烯、对苯乙烯磺酸钠、季戊四醇三丙烯酸酯、水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7‑8；在上述溶液中缓慢滴加10％的引发剂溶液，同时滴加10％的还原剂溶液，滴加完毕，升温到50‑60℃，继续搅拌2‑3h，聚合反应完毕；将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1‑1mm，得到产品。本发明的暂堵剂合成为一锅法，原材料易得，合成工艺简单，没有副产物；本发明的堵塞率和恢复率较高，可以分别达到98％以上和97％以上。

Description

一种暂堵剂及其制备方法
技术领域
本发明属于三次采油技术领域，涉及一种高分子聚合物及其制备方法，特别涉及一种暂堵剂及其制备方法。
背景技术
随着石油开采的不断深入，油井含水量逐渐增大，目前我国油田平均含水已达80％以上，东部一些老油田含水已达90％以上，高含水给油田开发和生产带来了许多危害，给低渗、特低渗油井的二次和三次开发增加了难度。为了攻克高含水量和低渗透的难题，石油工作者开发了压裂技术。压裂技术是利用地面高压泵，通过井筒将高粘度液体注入油层，在油层底部形成高压，当压力突破油层岩石的破裂压力时，油层产生裂缝；继续向油层挤注，裂缝会向油层内部持续扩张的技术。该技术是目前低渗特、低渗、油井增产、注水井增注的最有效措施之一。
暂堵剂是一种暂时具有封堵作用的化学剂，用于保护非目的层在油水井作业中不受作业伤害。暂堵剂降解性能的好坏关系到暂堵剂能否有效地封堵裂缝以及能否实现解堵。若暂堵剂的降解性较差，当压裂施工结束后，暂堵剂不能很快降解，则暂堵剂将长时间填充在支撑剂之间，阻止油、气正常渗透，虽然能够达到压裂的目的，但不能使油、气田增产，反而影响还会影响产量。
CN105131917A公开了一种可降解液体胶塞及利用可降解液体胶塞封堵井筒的方法，其中一种可降解液体胶塞，以重量百分比计，其组分为：增稠剂5-7％，交联剂1-10％，助分散剂0.4-7％，密度调节剂1-15％，余量为水。一种采用可降解液体胶塞封堵井筒的方法，包括如下步骤：1)将胶塞液混合好后，从油管中泵注到井筒内1m3-1.5m3胶塞液，并利用清水将胶塞液顶替到指定位置；2)上提油管后，等待1h-2h以上使得胶塞液形成胶塞，完成封堵，胶塞耐压≥5MPa；3)待施工结束后，像井筒中泵入过硫酸铵溶液进行破胶，并利用清水将破胶液冲洗出井筒。本发明在施工结束后，需要向井筒中泵入过硫酸铵溶液进行破胶，操作过程繁琐。
CN 113025292 A公开了一种热采水平井修井前封堵水平井筒用高强度冻胶暂堵剂及其制备方法，其成胶液由耐温聚合物、部分水解聚丙烯酰胺、酚醛交联剂、铬交联剂、除氧剂、有机酸、钠土和余量的水组成。该暂堵剂由80℃热污水配置，在低于100℃温度下，成胶液会发生初级交联，形成具有一定粘度的弱交联成胶液，具备泵注性的同时避免成胶液向地层滤失和遇井筒水被稀释。在高于100℃时会快速交联形成高强冻胶胶塞密封井筒，防止地层热流体溢出，在200℃稳定3～5d，保证热采水平井修井作业安全；7d后强度逐渐破胶，可恢复生产，不影响采油效率。但是本发明用到铬交联剂，会造成一定环境伤害。
发明内容
本发明针对上述现有技术存在的不足而提供一种暂堵剂及其制备方法。本发明的暂堵剂具有合成工艺简单、无副产物、吸水量大、强度大、抗剪切能力强、可自行解堵等优点。
本发明的目的之一公开了一种暂堵剂，所述的暂堵剂分子结构式如下：
其中，o＝10-500；
a＝200-2000；
b＝50-500；
c＝10-1000；
d＝50-500；
e＝200-2000；
f＝50-500；
g＝10-1000；
h＝50-500；
i＝200-2000；
j＝50-500；
k＝10-1000；
l＝50-500。
优选地，所述暂堵剂的分子量为400000-4000000。
本发明另一个目的公开了上述暂堵剂的制备方法，具体步骤如下：
(1)在氮气保护的反应器中依次加入丙烯酰胺、丙烯酸、苯乙烯、对苯乙烯磺酸钠、季戊四醇三丙烯酸酯、水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)在上述溶液中缓慢滴加10％的引发剂溶液，同时滴加10％的还原剂溶液，滴加完毕，升温到50-60℃，继续搅拌2-3h，聚合反应完毕；将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品。
在本发明中，优选地，所述的丙烯酰胺、丙烯酸、苯乙烯、对苯乙烯磺酸钠、季戊四醇三丙烯酸酯的用量摩尔比为1：0.5-5、0.1-10、0.3-3、0.01-1。
在本发明中，优选地，步骤(1)中，所述的水与丙烯酰胺的重量比为30-100：1。
在本发明中，优选地，步骤(2)中，所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠中的一种。
在本发明中，优选地，步骤(2)中，所述的引发剂溶液与丙烯酰胺的重量比为2-5：1。
在本发明中，优选地，步骤(2)中，所述的还原剂为亚硫酸钠或硫代硫酸钠。
在本发明中，优选地，步骤(2)中，所述的还原剂溶液与丙烯酰胺的重量比为1-3：1。
本发明暂堵剂的合成的反应方程式如下：
本发明是以丙烯酰胺、丙烯酸、苯乙烯、对苯乙烯磺酸钠为聚合物原材料，以季戊四醇三丙烯酸酯为交联剂的水相五元高分子聚合物。丙烯酰胺、丙烯酸吸水性较强，可以增加暂堵剂的体积，苯基的加入可以提高分子的刚性结构，提高暂堵剂的抗剪切能力，磺酸基和羧基是带负电荷的基团，彼此排斥可以减少分子的弯曲程度，提高暂堵剂的强度，磺酸基和羧基良好的表面活性剂基团，有利于暂堵施工后返排，季戊四醇三丙烯酸酯属于交联剂，可以使整个分子由一维线性结构变成二维、三维网状结构，增加分子的堵塞能力，其中的酯基高温下可以水解，通过调整其加量控制分子的降解时间。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明的暂堵剂合成为一锅法，原材料易得，合成工艺简单，没有副产物；
(2)本发明的暂堵剂可以通过调整配方比例自动降解并控制降解时间在6-48h，施工简单；
(3)本发明的堵塞率和恢复率较高，可以分别达到98％以上和97％以上。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
实施例1
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、0.5mol丙烯酸、0.1mol苯乙烯、0.3mol对苯乙烯磺酸钠、1mol季戊四醇三丙烯酸酯、2.13kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加142g 10％的过硫酸钾溶液，同时滴加71g 10％的亚硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到50℃，继续搅拌2h，聚合反应完毕；将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z1。
实施例2
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、5mol丙烯酸、10mol苯乙烯、1mol对苯乙烯磺酸钠、0.01mol季戊四醇三丙烯酸酯、7.1kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加355g 10％的过硫酸钾溶液，同时滴加216g 10％的亚硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到50℃，继续搅拌3h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z2。
实施例3
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、1mol丙烯酸、0.5mol苯乙烯、3mol对苯乙烯磺酸钠、0.5mol季戊四醇三丙烯酸酯、4.5kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加220g 10％的过硫酸钾溶液，同时滴加100g 10％的亚硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到60℃，继续搅拌2h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z3。
实施例4
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、4mol丙烯酸、5mol苯乙烯、0.5mol对苯乙烯磺酸钠、0.03mol季戊四醇三丙烯酸酯、4.0kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加212g 10％的过硫酸钠溶液，同时滴加105g 10％的亚硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到60℃，继续搅拌3h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z4。
实施例5
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、3mol丙烯酸、1mol苯乙烯、2mol对苯乙烯磺酸钠、0.15mol季戊四醇三丙烯酸酯、2.5kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加210g 10％的过硫酸钠溶液，同时滴加100g 10％的硫代硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到55℃，继续搅拌2.5h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z5。
实施例6
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、2mol丙烯酸、0.8mol苯乙烯、1.5mol对苯乙烯磺酸钠、0.1mol季戊四醇三丙烯酸酯、5.2kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加260g 10％的过硫酸钠溶液，同时滴加120g 10％的硫代硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到52℃，继续搅拌2.3h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z6。
实施例7
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、3mol丙烯酸、5mol苯乙烯、0.5mol对苯乙烯磺酸钠、0.2mol季戊四醇三丙烯酸酯、4.5kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加250g 10％的过硫酸铵溶液，同时滴加124g 10％的硫代硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到56℃，继续搅拌2h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z7。
实施例8
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、2mol丙烯酸、2mol苯乙烯、2mol对苯乙烯磺酸钠、0.6mol季戊四醇三丙烯酸酯、4kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加180g 10％的过硫酸铵溶液，同时滴加91g 10％的硫代硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到57℃，继续搅拌2h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z8。
实施例9
(1)在氮气保护的反应器中依次加入1mol丙烯酰胺、3mol丙烯酸、6mol苯乙烯、1mol对苯乙烯磺酸钠、0.8mol季戊四醇三丙烯酸酯、6kg水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)将上述溶液中缓慢滴加300g 10％的过硫酸铵溶液，同时滴加140g 10％的硫代硫酸钠溶液，滴加完毕，升温到58℃，继续搅拌3h，聚合反应完毕。将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品Z9。
试验例1膨胀倍数的测定
在若干个耐压玻璃瓶中分别加入50000mg/L的氯化钠溶液100g，加入m0g暂堵剂，油浴加热到90℃，每隔一段时间，取出玻璃瓶，将其中的物质倒入标准筛滤去水后，称量屏蔽暂堵剂膨胀后的质量m1，计算膨胀倍数，测试结果见表1。
P＝m1/m0
式中：P-膨胀倍数；
m1：暂堵剂膨胀后的质量，g；
m0：暂堵剂质量，g。
表1不同时间膨胀倍数的测定
从表1可以看出：暂堵剂Z1-Z9不同时间的膨胀倍数不同，随着时间的延长膨胀倍数也增加，10min时膨胀倍数大于10倍，而SAK-4膨胀倍数为5.9倍；60min时膨胀倍数20倍，而SAK-4膨胀倍数为11.8倍；120min时膨胀倍数大于25倍，而SAK-4膨胀倍数为13.4倍；180min时膨胀倍数大于27倍，Z2最高达到了30.2倍，而SAK-4膨胀倍数为13.9倍。暂堵剂SAK-4膨胀倍数明显低于本发明的暂堵剂，随着时间的延长膨胀倍数的差距更明显，180min时膨胀倍数的差距达到12以上。
试验例2降解时间的测定
上述试验例1中的样品继续观察，完全溶解后的时间即暂堵剂的降解时间，测试结果见表2。
表2降解时间、表面张力、暂堵率、恢复率的测试结果
从表2可以看出，暂堵剂降解时间存在明显的差异，最长Z2为48h，最短Z1为8h。降解时间的长短跟单体季戊四醇三丙烯酸酯含量有关，季戊四醇三丙烯酸酯单体含量越高，越容易水解，降解时间越短；季戊四醇三丙烯酸酯单体含量越低，越不容易水解，降解时间越长。例如：Z1中季戊四醇三丙烯酸酯1mol，占到总单体摩尔数的34％，降解时间为6h；而Z2中季戊四醇三丙烯酸酯0.01mol，占到总单体摩尔数的0.06％，降解时间为48h。
因此，现场应用时可根据施工作业要求确定降解时间从而选择解堵剂的单体季戊四醇三丙烯酸酯的比例，本发明暂堵剂降解时间可以控制在6-48h之间。
试验例3表面张力的测定
上述试验例2中的样品完全降解后，拉环法测试表面张力，测试结果见表2。
从表2可以看出：暂堵剂Z1-Z9表面张力小于28mN/m，SAK-4表面张力为34.3mN/m，本发明暂堵剂表面张力明显低于市售SAK-4。试验例4暂堵率和恢复率的测定
参考Q/SH10202187—2018《水溶性暂堵剂通用技术条件》测试暂堵率和恢复率，测试结果见表2。
从表2可以看出：暂堵剂Z1-Z9的暂堵率均大于98％，其中，Z2暂堵率最高达到了99.1％，而SAK-4的暂堵率为91.1％；暂堵剂Z1-Z9的恢复率均大于97％，其中，Z4的恢复率最高达到了98.7％，而SAK-4的恢复率为90.3％。本发明暂堵剂的暂堵率和恢复率明显高于暂堵剂SAK-4。本发明暂堵剂的暂堵和解堵效果良好。
试验例5封堵强度的测试
在90℃下，采用不同渗透率的人工造封岩心，挤注1PV 10g/L的暂堵剂浓度，测试封堵剂的封堵强度，突破压力和突破压力梯度测试结果见表3。
表3不同岩心突破压力和突破压力梯度测试结果
从表3可以看出：
(1)对于低渗透岩心，暂堵剂Z1-Z9的突破压力均大于10MPa，其中Z2最高达到15.8MPa，而SAK-4的突破压力为3.8MPa，明显低于本发明；暂堵剂Z1-Z9的突破压力梯度均大于150MPa，其中Z2最高达到243.1MPa，而SAK-4的突破压力梯度为58.5MPa，明显低于本发明。
(2)对于高渗透岩心，暂堵剂Z1-Z9的突破压力均大于18MPa，其中Z2最高达到12.5MPa，而SAK-4的突破压力为3.2MPa，明显低于本发明；暂堵剂Z1-Z9的突破压力梯度均大于130MPa，其中Z2最高达到192.3MPa，而SAK-4的突破压力梯度为49.2MPa，明显低于本发明。
综上，本发明暂堵剂与现有技术相比，不论低渗透岩心还是高渗透岩心，本发明的突破压力和突破压力梯度均较高，封堵强度较好。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种暂堵剂的制备方法，其特征在于，所述的制备方法如下：
(1)在氮气保护的反应器中依次加入丙烯酰胺、丙烯酸、苯乙烯、对苯乙烯磺酸钠、季戊四醇三丙烯酸酯、水，开启搅拌，全部溶解，用10wt％的氢氧化钠溶液调节pH7-8；
(2)在上述溶液中缓慢滴加10％的引发剂溶液，同时滴加10％的还原剂溶液，滴加完毕，升温到50-60℃，继续搅拌2-3h，聚合反应完毕；将聚合溶液低温造粒，颗粒直径0.1-1mm，得到产品暂堵剂；
所述的暂堵剂分子结构式如下：
其中，o＝10-500；
a＝200-2000；
b＝50-500；
c＝10-1000；
d＝50-500；
e＝200-2000；
f＝50-500；
g＝10-1000；
h＝50-500；
i＝200-2000；
j＝50-500；
k＝10-1000；
l＝50-500。
2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)中，所述的水与丙烯酰胺的重量比为30-100：1。
3.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠中的一种。
4.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的引发剂溶液与丙烯酰胺的重量比为2-5：1。
5.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的还原剂为亚硫酸钠或硫代硫酸钠。
6.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)中，所述的还原剂溶液与丙烯酰胺的重量比为1-3：1。
7.根据权利要求1-6任一项权利要求书所述制备方法制备得到的暂堵剂。
8.根据权利要求7所述的暂堵剂，其特征在于，所述暂堵剂的分子量为400000-4000000。
CN202210579282.XA 2022-05-25 2022-05-25 一种暂堵剂及其制备方法 Active CN114920876B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210579282.XA CN114920876B (zh) 2022-05-25 2022-05-25 一种暂堵剂及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210579282.XA CN114920876B (zh) 2022-05-25 2022-05-25 一种暂堵剂及其制备方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114920876A CN114920876A (zh) 2022-08-19
CN114920876B true CN114920876B (zh) 2023-10-03

Family

ID=82810269

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210579282.XA Active CN114920876B (zh) 2022-05-25 2022-05-25 一种暂堵剂及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114920876B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115386354A (zh) * 2022-08-23 2022-11-25 长江大学 一种自降解液体胶塞及其制备方法和应用、气井暂堵的方法
CN115197364B (zh) * 2022-09-14 2022-11-25 胜利油田利丰石油设备制造有限公司 一种水溶性压裂暂堵剂及其制备方法
CN115584252B (zh) * 2022-12-09 2023-04-07 东营盛世石油科技有限责任公司 一种压裂作业修井用暂堵剂及其制备方法
CN116891549B (zh) * 2023-09-11 2024-01-23 山东科兴化工有限责任公司 一种压裂和调剖用暂堵剂及其合成方法与应用
CN116948082B (zh) * 2023-09-21 2024-01-23 山东科兴化工有限责任公司 一种成胶速度可控的液体胶塞暂堵剂及其合成方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104861953A (zh) * 2015-04-17 2015-08-26 四川捷贝通能源科技有限公司 一种油田压裂暂堵剂及其制备方法
CN105041261A (zh) * 2015-05-30 2015-11-11 西南石油大学 一种与堵水联作的压井修井方法
CN109666475A (zh) * 2017-10-17 2019-04-23 中国石油化工股份有限公司 耐温抗盐低张力纳米微球调驱剂及其制备方法
CN111662697A (zh) * 2020-06-03 2020-09-15 中国石油天然气集团有限公司 一种自降解暂堵剂及其制备方法
CN112661896A (zh) * 2020-12-31 2021-04-16 郑州三山石油技术有限公司 压裂用速溶型耐高温暂堵剂及其制备方法
CN113754827A (zh) * 2021-10-12 2021-12-07 焦作市宏达力生物化工有限公司 一种制备高渗透油藏采收用高温交联堵剂的方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104861953A (zh) * 2015-04-17 2015-08-26 四川捷贝通能源科技有限公司 一种油田压裂暂堵剂及其制备方法
CN105041261A (zh) * 2015-05-30 2015-11-11 西南石油大学 一种与堵水联作的压井修井方法
CN109666475A (zh) * 2017-10-17 2019-04-23 中国石油化工股份有限公司 耐温抗盐低张力纳米微球调驱剂及其制备方法
CN111662697A (zh) * 2020-06-03 2020-09-15 中国石油天然气集团有限公司 一种自降解暂堵剂及其制备方法
CN112661896A (zh) * 2020-12-31 2021-04-16 郑州三山石油技术有限公司 压裂用速溶型耐高温暂堵剂及其制备方法
CN113754827A (zh) * 2021-10-12 2021-12-07 焦作市宏达力生物化工有限公司 一种制备高渗透油藏采收用高温交联堵剂的方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN114920876A (zh) 2022-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN114920876B (zh) 一种暂堵剂及其制备方法
Amir et al. In situ organically cross‐linked polymer gel for high‐temperature reservoir conformance control: A review
CN109337660B (zh) 一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法
US3319716A (en) Fluid loss additive for well fluids, composition and process
CN111394086B (zh) 一种环保节水型压裂液的制备方法
CN113201855B (zh) 一种全降解高强度绳结暂堵塞
CN115785335A (zh) 一种高携砂易返排水基压裂液用减阻型稠化剂及其制备方法与应用
CN114716984B (zh) 一种水基钻井液用胶结封堵型固壁剂及其制备方法与应用
CN106958438B (zh) 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法
CN110593806B (zh) 一种大剂量多段塞的堵水方法
CA3142024A1 (en) Polymers and nanoparticles for flooding
AU2018450648B2 (en) Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers
CN114940895A (zh) 一种清洁高性能二氧化碳泡沫压裂液及其制备方法
CN114920877B (zh) 一种油田压裂用暂堵剂及其制备方法
CN112794953A (zh) 一种支化聚合物型酸液稠化剂的制备方法
CN109652039B (zh) 一种绿色全可溶高强度缝内增压剂及其制备方法
CN116410402A (zh) 一种压裂用降阻剂及其制备方法
CN110713570A (zh) 一种用于酸化压裂的温敏型酸液稠化剂及其制备方法
CN110982507A (zh) 一种用于酸化压裂的酸液稠化剂及其制备方法和应用
CN117777356A (zh) 一种压裂酸化用暂堵剂及其制备方法
CN114479806B (zh) 一种储层内反应的新型温控固砂剂及其制备方法与应用
CN115991846B (zh) 一种清洁无残渣酸液稠化剂及其制备方法
CN114538822B (zh) 一种高温凝胶封窜剂及其制备方法与应用
CN116891549B (zh) 一种压裂和调剖用暂堵剂及其合成方法与应用
CN115261007B (zh) 一种海洋油田完井液及返排资源化处理方法

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