CN116004205A - 一种co2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂 - Google Patents
一种co2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116004205A CN116004205A CN202210130194.1A CN202210130194A CN116004205A CN 116004205 A CN116004205 A CN 116004205A CN 202210130194 A CN202210130194 A CN 202210130194A CN 116004205 A CN116004205 A CN 116004205A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temporary plugging
- killing
- well
- plugging agent
- agent
- 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
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 title claims abstract description 28
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 28
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 15
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 99
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 36
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 34
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- QCAHUFWKIQLBNB-UHFFFAOYSA-N 3-(3-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COCCCOCCCO QCAHUFWKIQLBNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- KWKXNDCHNDYVRT-UHFFFAOYSA-N dodecylbenzene Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1 KWKXNDCHNDYVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000013329 compounding Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 17
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 17
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- PXKLMJQFEQBVLD-UHFFFAOYSA-N bisphenol F Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1CC1=CC=C(O)C=C1 PXKLMJQFEQBVLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- LTVUCOSIZFEASK-MPXCPUAZSA-N (3ar,4s,7r,7as)-3a-methyl-3a,4,7,7a-tetrahydro-4,7-methano-2-benzofuran-1,3-dione Chemical group C([C@H]1C=C2)[C@H]2[C@H]2[C@]1(C)C(=O)OC2=O LTVUCOSIZFEASK-MPXCPUAZSA-N 0.000 claims description 6
- ULKLGIFJWFIQFF-UHFFFAOYSA-N 5K8XI641G3 Chemical group CCC1=NC=C(C)N1 ULKLGIFJWFIQFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 claims description 6
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 claims description 6
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 claims description 4
- 210000004177 elastic tissue Anatomy 0.000 claims description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 claims description 3
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N monobenzene Natural products C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- -1 promoter Substances 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- 229930185605 Bisphenol Natural products 0.000 description 1
- JJHHIJFTHRNPIK-UHFFFAOYSA-N Diphenyl sulfoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1S(=O)C1=CC=CC=C1 JJHHIJFTHRNPIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000001723 curing Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Epoxy Resins (AREA)
Abstract
本发明涉及一种CO2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂。一种CO2驱免压井化学暂堵剂，由树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂和密度调节剂组成。一种CO2驱免压井化学暂堵剂的制备方法，包括：取配方量的树脂基料，然后向其中加入配方量的固化剂，搅拌，然后再加入配方量的促进剂、改性剂和密度调节剂，然后发生交联固化反应即得到CO2驱免压井化学暂堵剂。上述暂堵剂作为CO2注入井免压井作业化学暂堵剂的应用。一种降解剂，用于上述的CO2驱免压井化学暂堵剂，降解剂由乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配而成，其中：乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配的摩尔比为(50～80)：(10～30)：(5～10)。
Description
技术领域
本发明属于油田化学技术领域，具体涉及一种CO2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂。
背景技术
CO2混相驱是提高低渗透油藏采收率及动用率的一种重要技术手段。在补充地层能量达到混相压力阶段，由于管柱腐蚀、井口损坏等因素影响，需要进行注气井修井作业。由于CO2气源不足，泄压作业会造成CO2过度损耗，同时泄压作业时间长，过量CO2排放还会造成中毒等，因此需要实现高风险的不压井作业。
国外关于不压井方面的研究和探索仅限于常温作业技术和相关配套设备，不压井作业技术最成熟的是加拿大和美国，油气井不压井作业覆盖率已达到90％以上，不压井工作量每年达5000井次以上，但是目前国外还未见高温不压井设备及相关研究成果的报道。
目前国内的常温不压井作业技术已成熟，但高温不压井作业技术还处于研究阶段。国内只有辽河油田钻采工艺研究院在2005年针对辽河油田独特的稠油蒸汽驱注汽井制造出第一套高温不压井设备，但是设备仍存在一些缺点：作业效率较低、强制起下液缸行程小等。尤其是在作业过程中，设备的运输和安装非常复杂，施工准备时间长，适用范围窄，对高温作业的适应情况还有待改善。国内在低压气井修井作业中应用过冻胶型堵水剂作为暂堵，其他类型堵剂未见报道。
目前，对于高压注气井二次作业，各油田普遍采用“井口泄压-压井-作业”的方法，还没有注气井化学暂堵免压井作业技术。
发明内容
发明目的：针对CO2驱过程中注入井作业频次高，常规不压井作业泄压时间长、环保压力大，带压作业风险大，成本高等问题，本发明公开了一种CO2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂。本发明公开的CO2驱免压井化学暂堵剂主要由树脂基料(如双酚A型环氧树脂E51、双酚F型环氧树脂、多官能团环氧树脂(AG-70、AG-80等))、固化剂(甲基纳迪克酸酐(MAN))、促进剂(2-乙基-4-甲基咪唑(EMI-2，4))、改性剂(3，3-二氨基二苯亚砜(DDS)、弹性纤维、碳纤维等)、密度调节剂(聚酰亚胺(PEI))等混合而成的交联树脂体系。
技术方案：一种CO2驱免压井化学暂堵剂，由树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂和密度调节剂组成，其中：
树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂、密度调节剂的摩尔比为(65～95)：(1～5)：(0.01～1)：(1～10)：(1～20)。
进一步的，所述树脂基料为双酚A型环氧树脂、双酚F型环氧树脂、多官能团环氧树脂中的一种。
更进一步地，所述多官能团环氧树脂为AG-70、AG-80中的一种。
进一步的，所述固化剂为甲基纳迪克酸酐。
进一步的，所述促进剂为2-乙基-4-甲基咪唑。
进一步的，所述改性剂为3，3-二氨基二苯亚砜、弹性纤维、碳纤维中的一种。
进一步的，所述密度调节剂为聚酰亚胺。
一种CO2驱免压井化学暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
取配方量的树脂基料，然后向树脂基料中加入配方量的固化剂，然后以100～200转/每分钟的速度搅拌30～60分钟，然后再一边搅拌一边加入配方量的促进剂、改性剂和密度调节剂，然后在60～150℃条件下发生交联固化反应2～6小时，使其转变为具有高强度的三维网状聚合物即得到CO2驱免压井化学暂堵剂。
上述暂堵剂作为CO2注入井免压井作业化学暂堵剂的应用。
一种降解剂，用于上述的CO2驱免压井化学暂堵剂，降解剂由乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配而成，其中：
乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配的摩尔比为(50～80)：(10～30)：(5～10)。配合复合降解剂，CO2注入井免压井作业化学暂堵体系可在48小时内溶解率超过90％，可实现封堵体系的高效降解返排。
发明效果:本发明公开的一种CO2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂具有以下有益效果：
本发明所述适用于CO2驱高压注气井免压井作业的化学暂堵材料，能够实现免压井作业，降低施工难度、节省作业费用、避免注入CO2的浪费，简化暂堵剂后处理工艺，满足不同现场井况及施工的需求。暂堵材料固化时间：0.5-3h之间可调，液态下粘度<1000mPa·s；固化后单轴抗压强度>35MPa，100℃放置2h，单轴抗压强度损失率低于25％；配套解堵体系中48h降解率>92％。
本发明制备方法简单、封堵强度高、降解率高、实用性强，易于推广。
附图说明
图1为实施例1的抗压强度测试结果示意图。
图2为实施例3的抗压强度测试结果示意图。
具体实施方式：
下面对本发明的具体实施方式详细说明。
实施例1
一种CO2驱免压井化学暂堵剂，由树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂和密度调节剂组成，其中：
树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂、密度调节剂的摩尔比为82：2：0.1：7.9：10。
进一步的，所述树脂基料为多官能团环氧树脂AG-70。
进一步的，所述固化剂为甲基纳迪克酸酐。
进一步的，所述促进剂为2-乙基-4-甲基咪唑。
进一步的，所述改性剂为3，3-二氨基二苯亚砜。
进一步的，所述密度调节剂为聚酰亚胺(PEI)。
一种CO2驱免压井化学暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
取配方量的树脂基料，然后向树脂基料中加入配方量的固化剂，然后以150转/每分钟的速度搅拌45分钟，然后再一边搅拌一边加入配方量的促进剂、改性剂和密度调节剂，然后在90℃条件下发生交联固化反应3小时，使其转变为具有高强度的三维网状聚合物即得到CO2驱免压井化学暂堵剂。
上述暂堵剂作为CO2注入井免压井作业化学暂堵剂的应用。
性能测试
上述的CO2驱免压井化学暂堵剂液态下粘度850mPa·s，在120℃条件下，固化时间2h。固化后单轴抗压强度37MPa，饱和CO2溶液中，100℃放置2h，单轴抗压强度损失率24％。复合降解溶液中，48h降解率97％。上述的CO2驱免压井化学暂堵剂抗压强度测试结果如图1所示，从图1可以看出其抗压强度达到3700kgf以上，满足高温高压CO2注入条件下井筒封堵的效果。
实施例2
一种CO2驱免压井化学暂堵剂，由树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂和密度调节剂组成，其中：
树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂、密度调节剂的摩尔比为65：1：0.01：1：1。
进一步的，所述树脂基料为双酚A型环氧树脂E51。
进一步的，所述固化剂为甲基纳迪克酸酐。
进一步的，所述促进剂为2-乙基-4-甲基咪唑。
进一步的，所述改性剂为弹性纤维。
进一步的，所述密度调节剂为聚酰亚胺。
一种CO2驱免压井化学暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
取配方量的树脂基料，然后向树脂基料中加入配方量的固化剂，然后以100转/每分钟的速度搅拌60分钟，然后再一边搅拌一边加入配方量的促进剂、改性剂和密度调节剂，然后在60℃条件下发生交联固化反应6小时，使其转变为具有高强度的三维网状聚合物即得到CO2驱免压井化学暂堵剂。
上述暂堵剂作为CO2注入井免压井作业化学暂堵剂的应用。
性能测试
上述的CO2驱免压井化学暂堵剂液态下粘度780mPa·s，在120℃条件下，固化时间1.5h。固化后单轴抗压强度40MPa，饱和CO2溶液中，100℃放置2h，单轴抗压强度损失率低于20％。复合降解溶液中，48h降解率92％。
实施例3
一种CO2驱免压井化学暂堵剂，由树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂和密度调节剂组成，其中：
树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂、密度调节剂的摩尔比为95：5：1：10：20。
进一步的，所述树脂基料为多官能团环氧树脂AG-80。
进一步的，所述固化剂为甲基纳迪克酸酐。
进一步的，所述促进剂为2-乙基-4-甲基咪唑。
进一步的，所述改性剂为碳纤维。
进一步的，所述密度调节剂为聚酰亚胺。
一种CO2驱免压井化学暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
取配方量的树脂基料，然后向树脂基料中加入配方量的固化剂，然后以200转/每分钟的速度搅拌30分钟，然后再一边搅拌一边加入配方量的促进剂、改性剂和密度调节剂，然后在150℃条件下发生交联固化反应2小时，使其转变为具有高强度的三维网状聚合物即得到CO2驱免压井化学暂堵剂。
上述暂堵剂作为CO2注入井免压井作业化学暂堵剂的应用。
上述的CO2驱免压井化学暂堵剂液态下粘度650mPa·s，在120℃条件下，固化时间2h。与抽油杆固结后单轴抗压强度35MPa，饱和CO2溶液中，100℃放置2h，单轴抗压强度损失率20％，复合降解溶液中，48h降解率95％。上述的CO2驱免压井化学暂堵剂抗压强度测试结果见附图2，从图2可以看出其抗压强度达到50kN以上，满足高温高压CO2注入条件下井筒封堵的效果。
实施例4-6
与实施例1大致相同，区别仅仅在于树脂基料不同：
| 树脂基料 | |
| 实施例4 | 双酚A型环氧树脂 |
| 实施例5 | 双酚F型环氧树脂 |
| 实施例6 | 多官能团环氧树脂AG-80 |
实施例7
一种降解剂，用于上述的CO2驱免压井化学暂堵剂，降解剂由乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配而成，其中：
乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配的摩尔比为50：10：5。配合复合降解剂，CO2注入井免压井作业化学暂堵体系可在48小时内溶解率超过90％，可实现封堵体系的高效降解返排。
实施例8
一种降解剂，用于上述的CO2驱免压井化学暂堵剂，降解剂由乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配而成，其中：
乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配的摩尔比为80：30：10。配合复合降解剂，CO2注入井免压井作业化学暂堵体系可在48小时内溶解率超过90％，可实现封堵体系的高效降解返排。
实施例9
一种降解剂，用于上述的CO2驱免压井化学暂堵剂，降解剂由乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配而成，其中：
乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配的摩尔比为60：15：7。配合复合降解剂，CO2注入井免压井作业化学暂堵体系可在48小时内溶解率超过90％，可实现封堵体系的高效降解返排。
上面对本发明的实施方式做了详细说明。但是本发明并不限于上述实施方式，在所属技术领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。
Claims (10)
1.一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，由树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂和密度调节剂组成，其中：
树脂基料、固化剂、促进剂、改性剂、密度调节剂的摩尔比为(65～95)：(1～5)：(0.01～1)：(1～10)：(1～20)。
2.如权利要求1所述的一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，所述树脂基料为双酚A型环氧树脂、双酚F型环氧树脂、多官能团环氧树脂中的一种。
3.如权利要求2所述的一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，所述多官能团环氧树脂为AG-70、AG-80中的一种。
4.如权利要求1所述的一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，所述固化剂为甲基纳迪克酸酐。
5.如权利要求1所述的一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，所述促进剂为2-乙基-4-甲基咪唑。
6.如权利要求1所述的一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，所述改性剂为3，3-二氨基二苯亚砜、弹性纤维、碳纤维中的一种。
7.如权利要求1所述的一种CO2驱免压井化学暂堵剂，其特征在于，所述密度调节剂为聚酰亚胺。
8.一种CO2驱免压井化学暂堵剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
取配方量的树脂基料，然后向树脂基料中加入配方量的固化剂，然后以100～200转/每分钟的速度搅拌30～60分钟，然后再一边搅拌一边加入配方量的促进剂、改性剂和密度调节剂，然后在60～150℃条件下发生交联固化反应2～6小时，使其转变为具有高强度的三维网状聚合物即得到CO2驱免压井化学暂堵剂。
9.权利要求1-7任意一项所述的暂堵剂作为CO2注入井免压井作业化学暂堵剂的应用。
10.一种降解剂，用于权利要求1-7任意一项所述的CO2驱免压井化学暂堵剂，降解剂由乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配而成，其中：
乙酸乙酯、二丙二醇单甲醚、十二烷基苯复配的摩尔比为(50～80)：(10～30)：(5～10)。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2021112290772 | 2021-10-21 | ||
| CN202111229077 | 2021-10-21 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116004205A true CN116004205A (zh) | 2023-04-25 |
Family
ID=86022020
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210130194.1A Pending CN116004205A (zh) | 2021-10-21 | 2022-02-11 | 一种co2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116004205A (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5314023A (en) * | 1993-01-19 | 1994-05-24 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
| CN106520090A (zh) * | 2015-09-11 | 2017-03-22 | 重庆鼎顺隆能源技术有限责任公司 | 一种油气井下压裂易钻桥塞用纤维增强复合材料 |
| CN110003864A (zh) * | 2019-04-03 | 2019-07-12 | 新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司 | 一种钻井液内堵漏封堵剂及其制备方法 |
| CN111334886A (zh) * | 2020-04-16 | 2020-06-26 | 陕西科技大学 | 共价键交联聚乙烯醇填埋引发剂制备的油井用暂堵剂及其制备方法 |
| CN111925780A (zh) * | 2020-10-15 | 2020-11-13 | 山东科兴化工有限责任公司 | 一种油气井堵漏堵水用耐高温高强度堵剂的制备方法 |
| WO2021126301A1 (en) * | 2019-12-18 | 2021-06-24 | Saudi Arabian Oil Company | Lcm composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
-
2022
- 2022-02-11 CN CN202210130194.1A patent/CN116004205A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5314023A (en) * | 1993-01-19 | 1994-05-24 | Dartez Terry R | Method for selectively treating wells with a low viscosity epoxy resin-forming composition |
| CN106520090A (zh) * | 2015-09-11 | 2017-03-22 | 重庆鼎顺隆能源技术有限责任公司 | 一种油气井下压裂易钻桥塞用纤维增强复合材料 |
| CN110003864A (zh) * | 2019-04-03 | 2019-07-12 | 新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司 | 一种钻井液内堵漏封堵剂及其制备方法 |
| WO2021126301A1 (en) * | 2019-12-18 | 2021-06-24 | Saudi Arabian Oil Company | Lcm composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
| CN111334886A (zh) * | 2020-04-16 | 2020-06-26 | 陕西科技大学 | 共价键交联聚乙烯醇填埋引发剂制备的油井用暂堵剂及其制备方法 |
| CN111925780A (zh) * | 2020-10-15 | 2020-11-13 | 山东科兴化工有限责任公司 | 一种油气井堵漏堵水用耐高温高强度堵剂的制备方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 刘耀宇;焦保雷;陈頔;杜江波;郭锦棠: "线型酚醛树脂交联P(AM-co-AMPS)暂堵剂的制备及耐温耐盐性能", 油田化学, vol. 35, no. 3, pages 427 - 432 * |
| 李泽锋;高燕;王祖文;张冕;邓斌奇;徐睿: "油溶性暂堵剂YDJ-1的制备及性能评价", 油田化学, vol. 38, no. 1, pages 200 - 201 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102516963B (zh) | 用于油水井套管修复的化学复合树脂封固剂 | |
| CN103087687B (zh) | 一种防返吐堵漏剂及其制备方法和应用 | |
| CN105038741A (zh) | 一种固井液体系及其制备方法 | |
| CN203669848U (zh) | 一种高压化学剂加注撬装设备 | |
| CN113637293B (zh) | 改性树脂及其在封堵剂中的应用、高温封堵剂及其在高温弃置井封堵中的应用 | |
| WO2016183974A1 (zh) | 一种无损治理煤田火区的液氮系统及方法 | |
| CN102604578A (zh) | 一种用于水下混凝土裂缝补强加固的灌浆材料 | |
| CN201614927U (zh) | 光杆连动增压放气采油组合装置 | |
| CN116004205A (zh) | 一种co2驱免压井化学暂堵剂及其制备方法与降解剂 | |
| CN103865500A (zh) | 液体胶塞及采用液体胶塞带压起连续油管速度管柱的方法 | |
| CN114605978A (zh) | 一种液体油气井口暂堵材料及其制备方法 | |
| WO2013112191A2 (en) | System and method for producing carbon dioxide for use in hydrocarbon recovery | |
| CN201851100U (zh) | 一种注气辅助排水采气机组 | |
| CN106047319A (zh) | 油气田开发带压作业管柱封堵剂及其封堵工艺技术 | |
| CN203285371U (zh) | 氮气泡沫钻井的钻井液循环系统 | |
| CN102504781A (zh) | 油水井封窜堵漏堵剂及其制备方法 | |
| CN113930200B (zh) | 一种治理环空带压的密封剂及其制备方法和应用 | |
| CN101864273B (zh) | 电力系统用sf6气体设备堵漏剂及堵漏方法 | |
| CN206627373U (zh) | 一种基于复式馈压的管道强度试验工装 | |
| CN111236883B (zh) | 一种用于封堵裸孔瞬态高压气体的卡位封孔装置 | |
| CN201778766U (zh) | 一种液压油层解堵泵 | |
| CN203176717U (zh) | 二氧化碳增压深埋装置 | |
| CN117535039B (zh) | 一种保护油气层的可降解堵漏剂及其制备方法和应用 | |
| WO2018153142A1 (zh) | 内燃机尾气注入油气层的增产系统及增产方法 | |
| CN216198026U (zh) | 一种二氧化碳增稠压裂系统 |
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 |