CN115044357B - 一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用 - Google Patents
一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115044357B CN115044357B CN202210737679.7A CN202210737679A CN115044357B CN 115044357 B CN115044357 B CN 115044357B CN 202210737679 A CN202210737679 A CN 202210737679A CN 115044357 B CN115044357 B CN 115044357B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gel
- supermolecule
- mass
- water
- network
- 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
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 title claims abstract description 45
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 100
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 91
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims description 42
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 30
- 229920000858 Cyclodextrin Polymers 0.000 claims description 15
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 10
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- WHGYBXFWUBPSRW-FOUAGVGXSA-N beta-cyclodextrin Chemical compound OC[C@H]([C@H]([C@@H]([C@H]1O)O)O[C@H]2O[C@@H]([C@@H](O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O3)[C@H](O)[C@H]2O)CO)O[C@@H]1O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]3O[C@@H]1CO WHGYBXFWUBPSRW-FOUAGVGXSA-N 0.000 claims description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 9
- 239000001116 FEMA 4028 Substances 0.000 claims description 8
- 235000011175 beta-cyclodextrine Nutrition 0.000 claims description 8
- 229960004853 betadex Drugs 0.000 claims description 8
- 229920001450 Alpha-Cyclodextrin Polymers 0.000 claims description 5
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- HFHDHCJBZVLPGP-RWMJIURBSA-N alpha-cyclodextrin Chemical compound OC[C@H]([C@H]([C@@H]([C@H]1O)O)O[C@H]2O[C@@H]([C@@H](O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O3)[C@H](O)[C@H]2O)CO)O[C@@H]1O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]3O[C@@H]1CO HFHDHCJBZVLPGP-RWMJIURBSA-N 0.000 claims description 5
- 229940043377 alpha-cyclodextrin Drugs 0.000 claims description 5
- GDSRMADSINPKSL-HSEONFRVSA-N gamma-cyclodextrin Chemical compound OC[C@H]([C@H]([C@@H]([C@H]1O)O)O[C@H]2O[C@@H]([C@@H](O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O[C@H]3O[C@H](CO)[C@H]([C@@H]([C@H]3O)O)O3)[C@H](O)[C@H]2O)CO)O[C@@H]1O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]3O[C@@H]1CO GDSRMADSINPKSL-HSEONFRVSA-N 0.000 claims description 5
- 229940080345 gamma-cyclodextrin Drugs 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 30
- 239000002131 composite material Substances 0.000 abstract description 15
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 194
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 31
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 4
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000001338 self-assembly Methods 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 2
- 238000010382 chemical cross-linking Methods 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- HFHDHCJBZVLPGP-UHFFFAOYSA-N schardinger α-dextrin Chemical group O1C(C(C2O)O)C(CO)OC2OC(C(C2O)O)C(CO)OC2OC(C(C2O)O)C(CO)OC2OC(C(O)C2O)C(CO)OC2OC(C(C2O)O)C(CO)OC2OC2C(O)C(O)C1OC2CO HFHDHCJBZVLPGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229920002677 supramolecular polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000001308 synthesis method Methods 0.000 description 1
- 239000003190 viscoelastic substance Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—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
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained 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
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
-
- 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
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
本发明公开一种超分子‑高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用,原料包括高分子聚合物、交联剂、超分子凝胶因子、极性调节剂以及水,高分子聚合物的质量为水的质量的0.1~0.2%,交联剂的质量为水的质量的0.1~0.2%,超分子凝胶因子的质量为水的质量的1~5%,极性调节剂的质量为水的质量的0.1~0.2%。该复合体系在微小尺度裂缝中具有良好的注入性能,能进入微小裂缝的深部。该复合体系通过交联能形成性能优异的凝胶,在成胶过程中,既形成了高分子网络,也形成了超分子网络,二者相互交织,通过协同作用大幅度提高了凝胶的综合性能,所形成的凝胶的强度>5×104mPa.s,在大尺度裂缝中具有良好的封堵强度。
Description
技术领域
本发明属于裂缝性油藏开采技术领域,具体涉及一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用。
背景技术
当前,裂缝性油层在我国油田开发中占有重大比例,对我国石油工业增储和保障国家能源安全意义重大。在中石油年总产量中,裂缝性油藏原油产量占比已超过36%。油井投产后,裂缝的存在能大幅度提高产量,快速实现工业开采价值。但是转注水开发后,易出现“裂缝性水窜”,油藏在短时期内从低含水期进入高含水期,大量的剩余油难以被有效开发。
针对裂缝性水窜,利用封堵技术封堵裂缝窜流带是当前最主要的增产措施。由于裂缝尺度多样,既有微米级开度的小裂缝,也有毫米级开度的大裂缝,且不论裂缝开度大小如何,均有极强的窜流能力。因此,要求封堵剂具有优异的注入性才能进入小裂缝的深部、且同时具有较高的成胶强度才能实现对大裂缝的高效封堵。然而,现有的封堵体系难以在多尺度裂缝中同时实现“注的进”与“堵的住”的双重目标。例如,以应用最为普遍的聚合物凝胶封堵剂(高分子聚合物与交联剂组成)为例。该封堵剂在低质量分数时具有良好的注入性,可以进入小裂缝,但是形成凝胶后的封堵强度不够,注入水在大裂缝中易穿透凝胶再次形成水窜带。虽然增加质量分数可以提高凝胶强度,但是会导致封堵剂的初始粘度大幅增加、注入性能变差,无法进入小裂缝的深部。封堵体系注入性与封堵性的不平衡问题已严重制约着封堵技术在裂缝性油藏的高效应用。
现有技术存在裂缝性油藏在注水开发过程中出现的裂缝性水窜水淹等问题,同时还可以应用于油气井酸化、压裂增产作业过程中的暂堵、钻井过程中的堵漏等问题。
发明内容
为克服现有技术中的问题,本发明的提供一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用,该方法制备的双网络凝胶体系具有较高的强度、良好的自修复能力,在大尺度裂缝中具有较高的封堵强度,能够应用于裂缝性储层的水窜水淹、暂堵、堵漏等方面的治理。
为实现上述目的,本发明采用的技术方案如下:
一种超分子-高分子双网络凝胶体系,原料包括高分子聚合物、交联剂、超分子凝胶因子、极性调节剂以及水,高分子聚合物的质量为水的质量的0.1~0.2%,交联剂的质量为水的质量的0.1~0.2%,超分子凝胶因子的质量为水的质量的1~5%,极性调节剂的质量为水的质量的0.1~0.2%。
本发明进一步的改进在于,所述的高分子聚合物为聚丙烯酰胺或丙烯酰胺类共聚物,分子量为600万~1000万,水解度<25%。
本发明进一步的改进在于,所述的交联剂为直链型和/或支链型的聚乙烯亚胺。
本发明进一步的改进在于,所述的超分子凝胶因子为环糊精类有机小分子。
本发明进一步的改进在于,所述的超分子凝胶因子为α-环糊精、β-环糊精与γ-环糊精中的一种或多种。
本发明进一步的改进在于,所述的极性调节剂为醇类有机物。
本发明进一步的改进在于,所述的极性调节剂为甲醇、乙醇与丙醇中的一种或多种。
一种如上所述的超分子-高分子双网络凝胶体系的制备方法,包括如下步骤:
将高分子聚合物均匀地添加至水中,搅拌均匀,然后加入交联剂,搅拌均匀,加入超分子凝胶因子,搅拌均匀,再加入极性调节剂,搅拌均匀,然后进行交联反应。
本发明进一步的改进在于,交联反应得到温度为90-110℃,时间为0.5-3天。
一种如上所述的超分子-高分子双网络凝胶体系在多尺度裂缝性储层封堵中的应用,向多尺度裂缝性储层中注入一个段塞的前置保护液,一个段塞的超分子-高分子双网络凝胶体系以及一个段塞的顶替液;关闭通道,待超分子-高分子双网络凝胶体系在地下能充分反应形成凝胶,实现封堵多尺度裂缝性储层。
本发明进一步的改进在于,前置保护液为质量分数0.1%-0.2%的高分子聚合物溶液;
顶替液为质量分数0.2%的高分子聚合物溶液。
与现有技术相比,本发明具有的有益效果:
本发明所述的一种适用于封堵多尺度裂缝的超分子-高分子双网络凝胶体系,在90-110℃条件下,超分子凝胶因子(小分子)在极性调节剂的作用下通过自组装的作用形成超分子网络,高分子聚合物与交联剂通过化学交联作用形成高分子网络,超分子网络与高分子网络相互交织,从而形成一种超分子-高分子的双网络体系,双重网络结构大幅度提高了凝胶的综合性能。
本发明提供的超分子-高分子双网络凝胶体系,在成胶之前具有优异的注入性能,在微小尺度裂缝中具有极低的流动阻力,在开度为50-100μm的裂缝中的流动阻力梯度<250kPa/m,在开度为20-50μm的裂缝中的流动阻力梯度<550kPa/m;在90-110℃条件下成胶之后,超分子-高分子双网络凝胶体系在开度为0.5-1.0mm的裂缝中的突破压力梯度>5.0MPa/m,在开度为1.0-2.0mm的裂缝中的突破压力梯度>2.0MPa/m。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释,并不限定本发明的范围。其中:
图1为对比例1的高分子凝胶的粘弹性曲线;
图2为对比例2的超分子凝胶的粘弹性曲线;
图3为实施例1的超分子-高分子双网络凝胶的弹性模量随剪切速率的变化曲线;
图4为实施例1的超分子-高分子双网络凝胶的粘性模量随剪切速率的变化曲线;
图5为实施例1的超分子-高分子复合凝胶体系的微观结构(SEM);
图6为实施例1的超分子-高分子复合凝胶体系的双网络结构示意图;
图7为可视化裂缝模型物理模拟驱替实验装置示意图;
图8为实施例1的超分子-高分子复合体系水溶液在微小裂缝中的注入压力随注入量的变化曲线;
图9为注入水在毫米级大裂缝中突破超分子-高分子双网络凝胶的注入压力变化曲线;
图10为毫米级大裂缝中注入水突破超分子-高分子双网络凝胶的行为特征图。
图中,1为平流泵,2为管线,3为阀门,4为煤油,5为中间容器,6为恒温箱,7为可视化裂缝模型,8为压力传感器,9为流量计。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作详细说明,但本发明不限于下列的实施例。
针对现有技术中的问题,需要开发出一类注入性能好、成胶强度高、且成本低廉的封堵体系。以此出发点,对众多领域中的凝胶体系调研发现,超分子凝胶与聚合物凝胶的复合体系可以在较低的初始粘度下形成高强度的凝胶,且成本相对低廉。传统的聚合物凝胶是通过聚合物与交联剂之间的交联反应形成三维网络结构,而超分子凝胶是由一类具有特定功能的有机小分子(凝胶因子)通过非共价键作用、以自组装方式形成三维网络结构。超分子凝胶体系的组成单元为小分子,因而其初始粘度低、注入性能好,而且所形成的凝胶具有自修复、耐疲劳等功能特性。当超分子凝胶体系与聚合物凝胶体系复合后,在各自的低质量分数条件下即可形成高强度的双网络结构凝胶,从而可以大幅降低超分子体系的使用质量分数与综合成本。基于上述分析可知,构建出适合油藏条件的超分子-聚合物复合凝胶体系,可以形成一类注入性能好、成胶强度高、且成本低廉的封堵体系,为裂缝性油藏的高效开发提供一种新的油田化学体系。
本发明利用初始粘度低、注入性能好、成胶时间可控、成胶强度高的超分子-高分子双网络凝胶体系进入裂缝,成胶之后封堵裂缝,从而改善石油工程作业质量或者提高油藏的开采效果。
一种超分子-高分子双网络凝胶体系,原料包括高分子聚合物、交联剂、超分子凝胶因子、极性调节剂以及水,具体的,各组分的质量比例为:
高分子聚合物的质量为水的质量的0.1~0.2%,交联剂的质量为水的质量的0.1~0.2%,超分子凝胶因子的质量为水的质量的1~5%,极性调节剂的质量为水的质量的0.1~0.2%。
一种超分子-高分子双网络凝胶体系的制备方法,包括如下步骤:
1)将高分子聚合物均匀地添加至水中,匀速搅拌直至充分溶解,得到质量分数为0.1%~0.2%的高分子聚合物水溶液;
其中,所述的高分子聚合物为聚丙烯酰胺或丙烯酰胺类共聚物,分子量为600万~1000万,水解度<25%;
2)随后,将聚乙烯亚胺添加至高分子聚合物水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液,聚乙烯亚胺的质量为水的质量的0.1%~0.2%;
其中,聚乙烯亚胺为交联剂,聚乙烯亚胺为直链型和/或支链型。
3)其次,将超分子凝胶因子均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液;其中,超分子凝胶因子的质量为水的质量的1%~5%。
其中,所述的超分子凝胶因子为环糊精类有机小分子,包括α-环糊精、β-环糊精与γ-环糊精中的一种或多种;
4)最后,再将极性调节剂均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,形成超分子-高分子双网络凝胶体系;
该超分子-高分子双网络凝胶体系在剪切速率7.34s-1条件下,测试的粘度值<20mPa.s;极性调节剂的质量为水的质量的0.1%~0.2%。
其中,所述的极性调节剂为醇类有机物,包括甲醇、乙醇与丙醇中的一种或多种。
5)将步骤4)得到的超分子-高分子双网络凝胶体系放入90-110℃的恒温箱中保温0.5-3天使其充分交联,得到呈半固态的整体凝胶,即得到适合于封堵多尺度裂缝性储层的超分子-高分子双网络凝胶体系,凝胶强度>5×104mPa.s。
如上所述的适合于封堵多尺度裂缝性储层的超分子-高分子双网络凝胶体系在多尺度裂缝性储层封堵中的应用,包括以下步骤:依次向多尺度裂缝性储层中注入一个段塞的前置保护液,一个段塞的主剂,一个段塞的顶替液;注入完成后关闭通道,候凝3天,待主剂在地下能充分反应形成凝胶,实现封堵多尺度裂缝性储层。
其中,前置保护液为质量分数为0.1%-0.2%的高分子聚合物溶液;
主剂为超分子-高分子双网络凝胶体系;
顶替液为质量分数0.2%的高分子聚合物溶液。
本发明的超分子-高分子双网络凝胶体系适合于封堵多尺度裂缝性储层。
另外,作为对比,下面给出高分子单一网络凝胶制备方法和超分子单一网络凝胶制备方法,具体如下:
1)高分子单一网络凝胶制备方法,包括如下步骤:
步骤一:按质量百分数计,将质量分数为0.1%~0.2%的高分子聚合物均匀地添加至水中,匀速搅拌直至充分溶解,再将质量分数为0.1%~0.2%的聚乙烯亚胺添加至高分子聚合物水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,形成高分子单一网络凝胶体系;该高分子单一网络凝胶体系在剪切速率7.34s-1条件下,测试的粘度值<18mPa.s。
步骤二:将步骤一所形成的高分子单一网络凝胶体系搁入90-110℃的恒温箱中保温0.5-3天,使其充分交联,得到强度比较低的弱凝胶,凝胶强度<7500mPa.s。
2)超分子单一网络凝胶制备方法,包括如下步骤:
步骤一:将质量分数为1%~5%的超分子凝胶因子均匀地添加至水中,匀速搅拌直至充分溶解,再将质量分数为0.1%~0.2%的极性调节剂均匀地添加至超分子凝胶因子水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,形成超分子单一网络凝胶体系;该超分子单一网络凝胶体系在剪切速率7.34s-1条件下,测试的粘度值<5mPa.s;
步骤二:将步骤三所形成的超分子单一网络凝胶体系搁入90-110℃的恒温箱中保温0.5-3天,使其充分交联,得到强度比较低的弱凝胶,凝胶强度<7000mPa.s。
对比例1高分子单一网络凝胶的合成方法与静态性能测试
将1.5g的高分子聚合物(聚丙烯酰胺)加入988g的水中,缓慢匀速搅拌,待充分溶解后再加入2g的聚乙烯亚胺。聚乙烯亚胺为支链型,由巴斯夫公司提供,分子量为1万。待溶液搅拌充分后测其粘度,结果为17.5mPa.s,超出水一个数量级。随后密封、搁入100℃恒温箱,10小时后取出,溶液此时已变成了凝胶。取出高分子单一网络凝胶测其粘度及粘弹性曲线,所测粘度为5800mPa.s。高分子单一网络凝胶强度较低,为弱凝胶。
高分子单一网络凝胶的粘弹性测得结果如图1所示。由图1可知,高分子凝胶的弹性模量、粘性模量随剪切速率的增加而增加,呈典型的粘弹性材料特征。这是因为高分子凝胶是由化学键交联形成,是不可逆的。随着剪切速率的增加,高分子网络要保持原有形态需要做更大的功,因而其弹性模量、粘性模型增加。
对比例2超分子单一网络凝胶的制备方法与静态性能测试
将10g的β-环糊精加入988g的水中,待充分溶解后再加入2g的乙醇,待溶液搅拌充分后测其粘度,结果为4.5mPa.s,与水保持同一数量级。随后密封、搁入100℃恒温箱,6小时后取出,溶液此时已变成了凝胶。取出超分子单一网络凝胶测其粘度及粘弹性曲线,所测粘度为6000mPa.s。超分子单一网络凝胶强度较低,为弱凝胶。
超分子单一网络凝胶粘弹性测得结果如图2所示。由图2可知,当剪切速率高于1s-1后,所形成的凝胶的弹性模量、粘性模量不再随剪切速率发生变化,弹性模量稳定在9.8Pa左右,粘性模量稳定在5.6Pa左右。其根源在于,所形成的超分子凝胶是以非共价键作用形成的分子聚集体,这种可逆的非共价键在剪切作用下是可以达到动态平衡的。在剪切作用下,非共价键可以瞬时断开,然后快速键合,达到动态平衡。
对比图1和图2可知,超分子单一凝胶与高分子单一网络凝胶都是弱凝胶,超分子单一凝胶的粘弹性特征与高分子单一网络凝胶是有明显差异的。
实施例1超分子-高分子双网络凝胶的制备方法与静态性能测试
将1.5g的高分子聚合物(聚丙烯酰胺)加入988g的水中,缓慢匀速搅拌,待充分溶解后再加入2g的聚乙烯亚胺,待溶液搅拌充分后再加入10g的β-环糊精,搅拌充分,再加入2g的乙醇,待搅拌均匀后测其粘度,结果为18.8mPa.s,基本与高分子单一网络凝胶体系的初始粘度一致。
这说明超分子-高分子双网络凝胶体系的初始粘度主要由高分子聚合物控制。随后密封、搁入100℃恒温箱,10小时后取出,溶液此时已变成了凝胶。取出超分子-高分子双网络整体凝胶测其粘度及粘弹性曲线,所测粘度为54000mPa.s。
超分子-高分子双网络整体凝胶强度较高,为强凝胶。不同于超分子单一凝胶与高分子单一网络凝胶,因为其都是弱凝胶。
超分子-高分子双网络整体凝胶的粘弹性测得结果如图3和图4所示。由图3和图4可知,超分子凝胶体系与高分子凝胶体系复合后,形成的凝胶的弹性模量、粘性模量较单一体系均有大幅提升,说明超分子-高分子双网络凝胶的强度较单一体系有大幅增加。此外,三者的粘弹性变化特征不同,其根源是三者的网络结构不同。超分子-高分子双网络凝胶的微观结构的扫描电镜(SEM)结果如图5所示。从图5中可知,凝胶既有片层网络结构,也有线状网络结构。传统的高分子聚合物与交联剂所形成的凝胶是三维线状网络结构,而本发明所提供的超分子-高分子复合体系所形成的凝胶结构与之有明显差异。其根源在于,在本发明中,β-环糊精在极性调节剂的作用下通过自组装的作用形成超分子网络结构,高分子聚合物与交联剂通过化学交联作用形成高分子网络结构,超分子网络与高分子网络相互交织,形成一种超分子-高分子的双网络体系。超分子-高分子复合凝胶体系的双网络结构示意图如图6所示。图6中,左端的超分子凝胶与中间的高分子聚合物在交联剂的作用下形成超分子-高分子复合凝胶体系,双重网络结构大幅度提高了凝胶的综合性能。
实施例2超分子-高分子双网络凝胶体系在微小尺度裂缝中的流动性能测试
针对本发明的实施例1中所制备的超分子-高分子双网络凝胶体系,利用可视化裂缝模型物理模拟驱替实验装置测试超分子-高分子双网络凝胶体系在初始态的注入性能。可视化裂缝模型物理模拟驱替实验装置如图7所示,可视化裂缝模型物理模拟驱替实验装置,包括平流泵1、管线2、阀门3、中间容器5、恒温箱6、可视化裂缝模型7、压力传感器8和流量计9。中间容器5为两个,一个用于盛放地层水,另一个用于盛放化学剂。可视化裂缝模型7与两个中间容器5放置在恒温箱6内,煤油4与平流泵1相连,平流泵1出口经管线2后分为两路,一路与装有地层水的中间容器5相连,另一路与装有化学剂的中间容器5相连,两个中间容器的出口汇合后与可视化裂缝模型7入口相连,可视化裂缝模型7出口的管路上设置流量计9。两个中间容器的出口汇合后的管路上设置压力传感器8。平流泵1出口处设置有阀门,两个中间容器的入口和出口处均设置有阀门3,可视化裂缝模型7入口和出口处均设置有阀门3。
实验中的可视化裂缝模型7由透明有机玻璃制作形成,长度为35cm,宽度为2.5cm,两种开度分别为25微米和50微米。测试过程中的注入速度均为0.1mL/min,持续注入,直至注入压力稳定时停止驱替实验。测试结果如图8所示。从图8中可知,超分子-高分子复合凝胶体系的水溶液在25微米裂缝中的稳定注入压力为150kPa,注入压力梯度为430kPa/m;超分子-高分子复合凝胶体系的水溶液在50微米裂缝中的稳定注入压力为58kPa,注入压力梯度为166kPa/m。这说明本发明中所提供的超分子-高分子双网络凝胶体系的注入压力较低,能顺利进入微小尺度的裂缝。
实施例3分子-高分子双网络凝胶体系在毫米级大尺度裂缝中的封堵性能测试
针对本发明的实施例1中所制备的超分子-高分子双网络凝胶体系,利用可视化裂缝模型物理模拟驱替实验装置测试超分子-高分子双网络凝胶体系在成胶之后的封堵性能。可视化裂缝模型物理模拟驱替实验装置如图7所示,实验中的可视化裂缝模型由透明有机玻璃制作形成,长度为35cm,宽度为2.5cm,两种开度分别为1毫米和2毫米。测试过程中的注入速度均为0.1mL/min,持续注入,观察注入压力的突变点,当注入压力开始保持稳定后停止驱替实验,测试结果如图9所示。图9为注入水在毫米级大裂缝中突破超分子-高分子双网络凝胶的注入压力变化曲线,该曲线中的注入压力的最高点即为注入水的突破压力。从图9中可知,注入水在1毫米大裂缝中突破超分子-高分子复合凝胶的压力为2.3MPa,突破压力梯度为6.6MPa/m;注入水在2毫米大裂缝中突破超分子-高分子复合凝胶的压力为0.8MPa,突破压力梯度为2.3MPa/m。此外,在水驱过程中,观察了注入水突破凝胶的行为,如图10所示(深色流体为染色后的水,透明部分为凝胶,以对比区分)。图10为注入水在毫米级大裂缝中突破超分子-高分子双网络凝胶的行为特征。从图10可知,注入水突破凝胶后形成网状水通道。这是因为凝胶强度高,注水压力梯度越大,注入水穿过凝胶所需的能量越高,导致裂缝多处压力暂时积聚,然后形成凝胶的网状断裂带。基于图9与图10的分析可知,本发明中所提供的超分子-高分子双网络凝胶在毫米级大裂缝中具有较高的强度,能较好的封堵大尺度的裂缝,从而迫使后续注入水转向至其他地方。
实施例4
1)将1.5g聚丙烯酰胺均匀地添加至水中,匀速搅拌直至充分溶解,得到质量分数为0.1%的高分子聚合物水溶液;
2)随后,将直链型聚乙烯亚胺添加至高分子聚合物水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液,聚乙烯亚胺的质量为水的质量的0.15%;
3)其次,将超分子凝胶因子均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液;其中,超分子凝胶因子的质量为水的质量的1%。
其中,所述的超分子凝胶因子为α-环糊精;
4)最后,再将极性调节剂均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,形成超分子-高分子双网络凝胶体系;
极性调节剂的质量为水的质量的0.15%,极性调节剂为乙醇与丙醇的混合物。
5)将步骤4)得到的超分子-高分子双网络凝胶体系放入110℃的恒温箱中保温0.5天,使其充分交联,得到适合于封堵多尺度裂缝性储层的超分子-高分子双网络凝胶体系。
实施例5
1)将1.5g丙烯酰胺类共聚物均匀地添加至水中,匀速搅拌直至充分溶解,得到质量分数为0.2%的高分子聚合物水溶液;
2)随后,将支链型聚乙烯亚胺添加至高分子聚合物水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液,聚乙烯亚胺的质量为水的质量的0.2%;
3)其次,将超分子凝胶因子均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液;其中,超分子凝胶因子的质量为水的质量的5%。
其中,所述的超分子凝胶因子为β-环糊精与γ-环糊精的混合物;
4)最后,再将极性调节剂均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,形成超分子-高分子双网络凝胶体系;
极性调节剂的质量为水的质量的0.2%,极性调节剂为乙醇。
5)将步骤4)得到的超分子-高分子双网络凝胶体系放入90℃的恒温箱中保温3天,使其充分交联,得到适合于封堵多尺度裂缝性储层的超分子-高分子双网络凝胶体系。
实施例6
1)将1.5g聚丙烯酰胺均匀地添加至水中,匀速搅拌直至充分溶解,得到质量分数为0.15%的高分子聚合物水溶液;
2)随后,将支链型聚乙烯亚胺添加至高分子聚合物水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液,聚乙烯亚胺的质量为水的质量的0.1%;
3)其次,将超分子凝胶因子均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,得到高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液;其中,超分子凝胶因子的质量为水的质量的3%。
其中,所述的超分子凝胶因子为α-环糊精、β-环糊精与γ-环糊精的混合物;
4)最后,再将极性调节剂均匀地添加至高分子聚合物/聚乙烯亚胺水/超分子凝胶因子水溶液中,匀速搅拌直至充分溶解,形成超分子-高分子双网络凝胶体系;
极性调节剂的质量为水的质量的0.1%,极性调节剂为甲醇。
5)将步骤4)得到的超分子-高分子双网络凝胶体系放入100℃的恒温箱中保温2天,使其充分交联,得到适合于封堵多尺度裂缝性储层的超分子-高分子双网络凝胶体系。
本发明的凝胶体系的初始粘度<20mPa.s,在微小尺度裂缝中具有良好的注入性能,能进入微小裂缝的深部。该复合体系在90-110℃下能形成性能优异的凝胶,在成胶过程中,既形成了高分子网络,也形成了超分子网络,二者相互交织,通过协同作用大幅度提高了凝胶的综合性能,所形成的凝胶的强度>5×104mPa.s,从而在大尺度裂缝中具有良好的封堵强度。该双网络凝胶体系可以作为封堵剂应用于高含水的裂缝性油田封堵裂缝性水窜通道,也可以作为酸化、压裂等增产措施和钻井漏失中的封堵剂使用。
Claims (5)
1.一种超分子-高分子双网络凝胶体系,其特征在于,原料包括高分子聚合物、交联剂、超分子凝胶因子、极性调节剂以及水,高分子聚合物的质量为水的质量的0.1~0.2%,交联剂的质量为水的质量的0.1~0.2%,超分子凝胶因子的质量为水的质量的1~5%,极性调节剂的质量为水的质量的0.1~0.2%;
所述的超分子凝胶因子为α-环糊精、β-环糊精与γ-环糊精中的一种或多种;
所述的高分子聚合物为聚丙烯酰胺或丙烯酰胺类共聚物,分子量为600万~1000万,水解度<25%;
所述的极性调节剂为甲醇、乙醇与丙醇中的一种或多种。
2.根据权利要求1所述的一种超分子-高分子双网络凝胶体系,其特征在于,所述的交联剂为直链型和/或支链型的聚乙烯亚胺。
3.一种如权利要求1-2中任意一项所述的超分子-高分子双网络凝胶体系的制备方法,其特征在于,包括如下步骤:
将高分子聚合物均匀地添加至水中,搅拌均匀,然后加入交联剂,搅拌均匀,加入超分子凝胶因子,搅拌均匀,再加入极性调节剂,搅拌均匀,然后进行交联反应。
4.一种如权利要求1-2中任意一项所述的超分子-高分子双网络凝胶体系在多尺度裂缝性储层封堵中的应用,其特征在于,向多尺度裂缝性储层中注入一个段塞的前置保护液,一个段塞的超分子-高分子双网络凝胶体系以及一个段塞的顶替液;关闭通道,待超分子-高分子双网络凝胶体系在地下能充分反应形成凝胶,实现封堵多尺度裂缝性储层。
5.一种根据权利要求4所述的应用,其特征在于,前置保护液为质量分数0.1%-0.2%的高分子聚合物溶液;
顶替液为质量分数0.2%的高分子聚合物溶液。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210737679.7A CN115044357B (zh) | 2022-06-27 | 2022-06-27 | 一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210737679.7A CN115044357B (zh) | 2022-06-27 | 2022-06-27 | 一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115044357A CN115044357A (zh) | 2022-09-13 |
CN115044357B true CN115044357B (zh) | 2023-06-09 |
Family
ID=83162506
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210737679.7A Active CN115044357B (zh) | 2022-06-27 | 2022-06-27 | 一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115044357B (zh) |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111848984A (zh) * | 2020-07-27 | 2020-10-30 | 广州大学 | 一种环糊精水凝胶及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8114818B2 (en) * | 2008-01-16 | 2012-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for altering the viscosity of treatment fluids used in subterranean operations |
CN102382327B (zh) * | 2010-08-30 | 2013-02-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环糊精改性受阻酚衍生物稳定剂及其制备方法 |
CN102564899B (zh) * | 2011-12-22 | 2014-03-19 | 中国海洋石油总公司 | 测定疏水缔合型聚丙烯酰胺溶液中分子间缔合贡献程度的方法 |
CN102533233B (zh) * | 2012-01-04 | 2014-11-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐高温高矿化度的堵水调剖剂及其配制方法与应用 |
WO2014139037A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | University Of New Brunswick | Self-assembling polymer compositions for use in subterranean oil recovery |
CN104449612A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-03-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种热致凝胶调剖封窜剂及其制备方法和应用 |
CN111378137A (zh) * | 2019-01-01 | 2020-07-07 | 翁秋梅 | 一种具有多网络结构的力致响应性聚合物 |
CN114437689B (zh) * | 2022-01-21 | 2023-05-16 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种封堵油藏大孔道的高强度双网络微纳米颗粒复合凝胶及其制备方法 |
CN114507515B (zh) * | 2022-02-21 | 2023-06-06 | 中国石油大学(华东) | 一种用于裂缝性地层的超分子凝胶堵漏剂及其制备方法与应用 |
-
2022
- 2022-06-27 CN CN202210737679.7A patent/CN115044357B/zh active Active
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111848984A (zh) * | 2020-07-27 | 2020-10-30 | 广州大学 | 一种环糊精水凝胶及其制备方法和应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN115044357A (zh) | 2022-09-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Amir et al. | In situ organically cross‐linked polymer gel for high‐temperature reservoir conformance control: A review | |
WO2016000090A1 (zh) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 | |
CN104371699A (zh) | 一种有机铝锆交联剂、制备方法及低分子聚合物压裂液 | |
Du et al. | Experimental study of secondary crosslinking core-shell hyperbranched associative polymer gel and its profile control performance in low-temperature fractured conglomerate reservoir | |
Li et al. | Review on polymer flooding technology | |
CN112480887B (zh) | 一种基于纤维素的温敏型凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
CN106188403A (zh) | 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法 | |
CN102533240B (zh) | 一种高温油藏复合调驱剂,其制备方法及其应用 | |
Wei et al. | Novel self‐assembling polymeric system based on a hydrophobic modified copolymer: formulation, rheological characterization, and performance in enhanced heavy oil recovery | |
CN110257031A (zh) | 一种油田微颗粒水凝胶调剖堵水剂及其制备方法 | |
CN104357033B (zh) | 堵剂增效剂、含有该堵剂增效剂的凝胶及其制备方法与应用 | |
CN107893648A (zh) | 稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法 | |
Wang et al. | Applications of weak gel for in-depth profile modification and oil displacement | |
Zou et al. | A novel self-degradable gel (SDG) as liquid temporary plugging agent for high-temperature reservoirs | |
CN110305644B (zh) | 一种降漏失柔性胶粒洗井液的制备及其应用 | |
CN115044357B (zh) | 一种超分子-高分子双网络凝胶体系及制备方法和应用 | |
CN104927005B (zh) | 一种预交联凝胶体膨颗粒耐碱调剖剂及其制备方法与用途 | |
CN105153361B (zh) | 一种部分支化部分交联聚合物驱油剂及其制备方法 | |
CN103484087A (zh) | 粘弹性固井封隔材料 | |
Zhao et al. | Using associated polymer gels to control conformance for high temperature and high salinity reservoirs | |
Hao et al. | Using starch graft copolymer gel to assist the CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a water channeling reservoir | |
CN102977876A (zh) | 一种超低浓度瓜尔胶压裂液及低温煤层气井压裂方法 | |
AL-Obaidi et al. | Improvement of oil recovery in hydrocarbon fields by developing polymeric gel-forming composition | |
CN106905939B (zh) | 超高强度冻胶堵调体系及其制备方法和用途 | |
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 |
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 |