CN116162450A - 一种控水压裂下沉剂及其制备方法 - Google Patents
一种控水压裂下沉剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116162450A CN116162450A CN202310431400.7A CN202310431400A CN116162450A CN 116162450 A CN116162450 A CN 116162450A CN 202310431400 A CN202310431400 A CN 202310431400A CN 116162450 A CN116162450 A CN 116162450A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- water
- sinking
- sinking agent
- fracturing
- 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
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 139
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 31
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 claims abstract description 16
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 claims abstract description 9
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 claims description 27
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 12
- BOSAWIQFTJIYIS-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trichloro-2,2,2-trifluoroethane Chemical compound FC(F)(F)C(Cl)(Cl)Cl BOSAWIQFTJIYIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 7
- VGGLHLAESQEWCR-UHFFFAOYSA-N N-(hydroxymethyl)urea Chemical compound NC(=O)NCO VGGLHLAESQEWCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 6
- VOZRXNHHFUQHIL-UHFFFAOYSA-N glycidyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC1CO1 VOZRXNHHFUQHIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- -1 perfluorohexane ethyl acrylate Chemical compound 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 18
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000004890 Hydrophobing Agent Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 3
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000003075 superhydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002345 surface coating layer 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/601—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation using spacer compositions
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
Abstract
本发明属于油田化学技术领域，公开了一种控水压裂下沉剂及其制备方法，解决现有技术中堵水性能较差、“只走气不走水”的选择性渗流较差等问题，其包括：其包括下沉剂本体，以及包裹在下沉剂本体的表面的外涂层；所述下沉剂本体为石英砂、陶粒中的一种材质，并加工成球形颗粒；所述外涂层包括主剂、固化剂和疏水剂；所述主剂为含环氧基氟树脂制备而成；所述下沉剂本体的质量占比为98~99.7%；所述外涂层的质量占比为0.3~2.0%。通过上述方案，本发明具有投入成本低、疏水性强等优点。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，尤其是一种控水压裂下沉剂及其制备方法。
背景技术
在非常规油气资源开发中，为了提高气井生产能力，需要对一些含有底水或含水气藏进行压裂改造，动用产能，对于气水同层的气藏，压裂改造需要进行控水压裂。当射孔位置位于较薄储层时，很难将缝高完全控制在较薄的储层厚度内，从而缝高窜入水层。因此，在这类情况中缝高失控是无法避免的，需要进行人工隔层下沉剂控水压裂，并且形成的人工遮挡层具有“只走气，不走水”的渗流特性。
目前，控水压裂堵水材料主要分为颗粒和凝胶两大类。这两类控水材料满足部分地层控水压裂需求，但是却存在以下几点不足：（1）颗粒类材料通过转向压裂避免裂缝沟通水层而本身不具备堵水性能；（2）颗粒类材料封堵后仍具有渗透性；（3）颗粒类材料需要压裂液输送裂缝中形成封堵带，控制不好无法到达预设位置；（4）凝胶类材料一旦成胶，会封堵住储层的有效孔隙，同时导致泵注压力增加。
例如“专利公开号为：CN110242271A、名称为：一种底水气层的控水压裂增产方法”的中国发明专利，其通过过水控水支撑剂造缝，降低储层的水相渗透率，提高储层的气相渗透率；采用20-40目中密度陶粒覆膜的疏水支撑剂、40-70目低密度陶粒覆膜的疏水支撑剂、70-100目低密度陶粒覆膜的疏水支撑剂组合而成的组合下沉剂进行段塞施工，形成打磨射孔孔眼的同时，使组合陶粒疏水支撑剂下沉，形成下部人工隔层。
因此，在缝高无法控制的情况下已经压开水层或含水气层时，需要一种可以有效封堵水层，并且不会影响气相的渗透性的人工隔层下沉剂材料。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的在于提供一种控水压裂下沉剂及其制备方法，本发明采用的技术方案如下：
一种控水压裂下沉剂，其包括下沉剂本体，以及包裹在下沉剂本体的表面的外涂层；所述下沉剂本体为石英砂、陶粒中的一种材质，并加工成球形颗粒；所述外涂层包括主剂、固化剂和疏水剂；所述主剂为含环氧基氟树脂制备而成；所述下沉剂本体的质量占比为98~99.7%；所述外涂层的质量占比为0.3~2.0%。
进一步地，所述主剂的质量占比为75~85%；所述固化剂的质量占比为10~15%；所述疏水剂的质量占比为5~10%。
优选地，所述固化剂为羟甲基脲、碳酸丙烯酯、碳酸钠和氢氧化镁中的一种或几种。
优选地，所述疏水剂为纳米级二氧化硅。
一种控水压裂下沉剂的制备方法，其包括以下步骤：
步骤S1，取75~85wt%的主剂，并溶解在有机溶剂白油中，得到第一中间产物；
步骤S2，在第一中间产物中加入10~15wt%的固化剂，搅拌均匀，加入5~10wt%的疏水剂，得到外涂层对应的第二中间产物；
步骤S3，将下沉剂本体加工成球形颗粒，并取下沉剂本体98~99.7wt%；将0.3~2.0wt%的第二中间产物雾化喷涂到下沉剂本体的表面；
步骤S4，烘干成型，得到控水压裂下沉剂。
进一步地，所述步骤S2中，加入疏水剂，同时进行搅拌。
优选地，所述步骤S4中，在80℃下烘干0.5h。
进一步地，所述主剂为含环氧基氟树脂制备而成，其制备过程如下：
步骤S21，在5份全氟己烷乙基丙烯酸酯与甲基丙烯酸缩水甘油酯的混合酯内加入0.05份过氧化二苯甲酰，并采用6份二乙二醇二甲醚溶解；
步骤S22，通入N2除氧，在N2保护下于80~95℃反应8h；
步骤S23，冷却至60℃，并加入三氯三氟乙烷和水，分液、洗涤得到含环氧基氟树脂的三氯三氟乙烷溶液，并作为主剂。
优选地，所述全氟己烷乙基丙烯酸酯与甲基丙烯酸缩水甘油酯的质量占比为6∶4。
进一步地，所述三氯三氟乙烷10份，所述水为15份。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明巧妙地在球形颗粒的下沉剂本体外表面包裹一层外涂层，并且够在储层高温条件下固结从而形成致密遮挡层。该遮层具有较强的疏水性，即使仍具有渗流通道也能大大降低地层水在遮挡层中的渗透性。综上所述，本发明具有投入成本低、疏水性强等优点，在油田化学技术领域具有很高的实用价值和推广价值。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需使用的附图作简单介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对保护范围的限定，对于本领域技术人员来说，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为本发明的实施例测试对比图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更为清楚，下面结合实施例对本发明作进一步说明，本发明的实施方式包括但不限于下列实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
本实施例中，术语“和/或”，仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。
本实施例的说明书和权利要求书中的术语“第一”和“第二”等是用于区别不同的对象，而不是用于描述对象的特定顺序。例如，第一目标对象和第二目标对象等是用于区别不同的目标对象，而不是用于描述目标对象的特定顺序。
在本申请实施例中，“示例性的”或者“例如”等词用于表示作例子、例证或说明。本申请实施例中被描述为“示例性的”或者“例如”的任何实施例或设计方案不应被解释为比其它实施例或设计方案更优选或更具优势。确切而言，使用“示例性的”或者“例如”等词旨在以具体方式呈现相关概念。
在本申请实施例的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指两个或两个以上。例如，多个处理单元是指两个或两个以上的处理单元；多个系统是指两个或两个以上的系统。
本实施例提供了一种控水压裂下沉剂及其制备方法，该水压裂下沉剂的结构包括作为核心的下沉剂本体，下沉剂本体表面包裹外涂层。所述下沉剂本体为石英砂、陶粒中的一种材质加工成的球形颗粒。所述外涂层包括主剂、固化剂和疏水剂，主剂为含环氧基氟树脂制成，固化剂为羟甲基脲、碳酸丙烯酯、碳酸钠和氢氧化镁中的一种，疏水剂为纳米级二氧化硅。各组分的质量百分含量如下：下沉剂本体98~99.7%，外涂层0.3~2.0%。其中，下沉剂本体为石英砂、陶粒中的一种材质加工成的球形颗粒。
在一定的储层高温下，外涂层遇高温熔化形变，下沉剂之间由于地层压力会形成致密的遮挡层。该遮挡层表面涂覆层内含有超疏水材料，因此下沉剂涂覆层形变形成致密遮挡层后能形成“只走气不走水”的选择性渗流通道，可以有效降低油气藏后期开发的含水率，提高生产效率。
下面简要说明本实施例的制备过程：
第一步，取75~85wt%的主剂，并溶解在有机溶剂白油中，得到第一中间产物。
第二步，在第一中间产物中加入10~15wt%的固化剂，用搅拌器搅拌均匀后再加入5~10wt%的疏水剂，再加入疏水剂的同时需要进行搅拌，得到外涂层对应的第二中间产物。
第三步，将下沉剂本体加工成球形颗粒，并取下沉剂本体98~99.7wt%，将0.3~2.0wt%的第二中间产物雾化喷涂到下沉剂本体的表面。
第四步，在80℃下烘干0.5h成型，得到控水压裂下沉剂。
在本实施例中，该主剂为含环氧基氟树脂制备而成，其制备过程如下：
（21）将总质量为5g的全氟己烷乙基丙烯酸酯与甲基丙烯酸缩水甘油酯按6∶4的质量进行混合，加入0.05g过氧化二苯甲酰，并采用6mL二乙二醇二甲醚溶解。
（22）通入N2除氧，在N2保护下于80~95℃反应8h。
（23）冷却至60℃，并加入10g的三氯三氟乙烷和15mL水，分液、洗涤得到含环氧基氟树脂的三氯三氟乙烷溶液，并作为主剂。
其中，含环氧基氟树脂合成路线如下：
本技术的控水压裂下沉剂不仅能控底水还能在气水同层控水压裂，能有效抑制产水量并且不影响产气量。另外，在高温下能够有效固结形成致密遮挡层，且不会提前固结成团影响沉降和运移。不仅如此，在下沉剂本体表面包裹外涂层，该外涂层内含有疏水材料，可以形成只走气不走水的渗流通道，大大降低水的渗透性，并且不影响气的渗透性。
下文特列举3个实施例进行试验对比：
实施例1
本实施例的控水压裂下沉剂，组成如下：下沉剂本体陶粒99.7g，下沉剂涂层剂0.3g（其中包括75wt%主剂含环氧基氟树脂，15wt%固化剂羟甲基脲，10wt%疏水剂纳米级二氧化硅）。
其制备过程如下：
（1）取0.225g的主剂含环氧基氟树脂，将其溶解于有机溶剂白油中，得到第一中间产物。
（2）在第一中间产物中加入0.045g的固化剂羟甲基脲，用搅拌器搅拌均匀后再加入0.03g的疏水剂纳米级二氧化硅（搅拌加入），得到0.3g的第二中间产物（涂层剂）。
（3）取下沉剂本体99.7g陶粒，再取0.3g第二中间产物（涂层剂），将第二中间产物（涂层剂）雾化喷涂到下沉剂本体的表面。再将其均匀分散地铺平在托盘中，在烘箱中以80℃烘干0.5h，直至下沉剂个体完全成型。
实施例2
本实施例的控水压裂下沉剂的组成如下：下沉剂本体陶粒99g，下沉剂涂层剂1g（其中包括80wt%主剂含环氧基氟树脂，13wt%固化剂碳酸丙烯酯，7wt%疏水剂纳米级二氧化硅）。
其制备过程如下：
（1）取0.8g的主剂含环氧基氟树脂，将其溶解于有机溶剂白油中，得到第一中间产物。
（2）在第一中间产物中加入0.13g的固化剂碳酸丙烯酯，用搅拌器搅拌均匀后再加入0.07g的疏水剂纳米级二氧化硅（搅拌加入），得到1g第二中间产物（涂层剂）。
（3）取下沉剂本体99g陶粒，再取1g第二中间产物（涂层剂），将第二中间产物（涂层剂）雾化喷涂到下沉剂本体的表面。再将其均匀分散地铺平在托盘中，在烘箱中以80℃烘干0.5h，直至下沉剂个体完全成型。
实施例3
本实施例的控水压裂下沉剂的组成如下：下沉剂本体石英砂98g，下沉剂涂层剂2g（其中包括85wt%主剂含环氧基氟树脂，10wt%固化剂羟甲基脲，5wt%疏水剂纳米级二氧化硅）。
其制备方法如下：
（1）取1.7g的主剂含环氧基氟树脂，将其溶解于有机溶剂白油中，得到第一中间产物。
（2）在第一中间产物中加入0.2g的固化剂碳酸钠，用搅拌器搅拌均匀后再加入0.1g的疏水剂纳米级二氧化硅（搅拌加入），得到2g的第二中间产物（涂层剂）。
（3）取下沉剂本体98g石英砂，再取2g第二中间产物（涂层剂），将第二中间产物（涂层剂）雾化喷涂到下沉剂本体的表面。再将其均匀分散地铺平在托盘中，在烘箱中以80℃烘干0.5h，直至下沉剂个体完全成型。
测试例1
封堵率测试方法：
1）堵水率的测定：将巴西劈裂后的岩心填充后，装入温控岩心夹持器，将岩心夹持器温度调至50℃（下沉剂开始形变固结的临界温度），再调整适应的围压和驱替压力，驱替液体为模拟地层水。测试其岩心填充下沉剂后的液测渗透率(Kw2)，以及不填充下沉剂的液测渗透率(Kw1)，Kw2和Kw1的比值(Kw2/Kw1)即为堵水率。
2）堵气率的测定：将巴西劈裂后的岩心填充后，装入温控岩心夹持器，将岩心夹持器温度调至50℃（下沉剂开始形变固结的临界温度），再调整适应的围压和驱替压力，驱替气体为氮气。测试其岩心填充下沉剂后的气测渗透率(Kw4)，以及不填充下沉剂的气测渗透率(Kw3)，Kw4和Kw3的比值(Kw4/Kw3)即为堵气率。
测试结果（如图1）实施例1堵水率98.9%、堵气率3.48%，实施例2堵水率97.8%、堵气率2.13%，实施例3堵水率99.1%、堵气率2.57%，上述实施例均表现出良好的气水选择封堵性，其中实施例3堵水率最高，实施例2堵气率最低。
上述实施例仅为本发明的优选实施例，并非对本发明保护范围的限制，但凡采用本发明的设计原理，以及在此基础上进行非创造性劳动而作出的变化，均应属于本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种控水压裂下沉剂，其特征在于，包括下沉剂本体，以及包裹在下沉剂本体的表面的外涂层；所述下沉剂本体为石英砂、陶粒中的一种材质，并加工成球形颗粒；所述外涂层包括主剂、固化剂和疏水剂；所述主剂为含环氧基氟树脂制备而成；所述下沉剂本体的质量占比为98~99.7%；所述外涂层的质量占比为0.3~2.0%。
2.根据权利要求1所述的一种控水压裂下沉剂，其特征在于，所述主剂的质量占比为75~85%；所述固化剂的质量占比为10~15%；所述疏水剂的质量占比为5~10%。
3.根据权利要求1或2所述的一种控水压裂下沉剂，其特征在于，所述固化剂为羟甲基脲、碳酸丙烯酯、碳酸钠和氢氧化镁中的一种或几种。
4.根据权利要求1或2所述的一种控水压裂下沉剂，其特征在于，所述疏水剂为纳米级二氧化硅。
5.一种控水压裂下沉剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1，取75~85wt%的主剂，并溶解在有机溶剂白油中，得到第一中间产物；
步骤S2，在第一中间产物中加入10~15wt%的固化剂，搅拌均匀，加入5~10wt%的疏水剂，得到外涂层对应的第二中间产物；
步骤S3，将下沉剂本体加工成球形颗粒，并取下沉剂本体98~99.7wt%；将0.3~2.0wt%的第二中间产物雾化喷涂到下沉剂本体的表面；
步骤S4，烘干成型，得到控水压裂下沉剂。
6.根据权利要求5所述的一种控水压裂下沉剂的制备方法，其特征在于，所述步骤S2中，加入疏水剂，同时进行搅拌。
7.根据权利要求5所述的一种控水压裂下沉剂的制备方法，其特征在于，所述步骤S4中，在80℃下烘干0.5h。
8.根据权利要求5所述的一种控水压裂下沉剂的制备方法，其特征在于，所述主剂为含环氧基氟树脂制备而成，其制备过程如下：
步骤S21，在5份全氟己烷乙基丙烯酸酯与甲基丙烯酸缩水甘油酯的混合酯内加入0.05份过氧化二苯甲酰，并采用6份二乙二醇二甲醚溶解；
步骤S22，通入N2除氧，在N2保护下于80~95℃反应8h；
步骤S23，冷却至60℃，并加入三氯三氟乙烷和水，分液、洗涤得到含环氧基氟树脂的三氯三氟乙烷溶液，并作为主剂。
9.根据权利要求8所述的一种控水压裂下沉剂的制备方法，其特征在于，所述全氟己烷乙基丙烯酸酯与甲基丙烯酸缩水甘油酯的质量占比为6∶4。
10.根据权利要求8所述的一种控水压裂下沉剂的制备方法，其特征在于，所述三氯三氟乙烷为10份，所述水为15份。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310431400.7A CN116162450A (zh) | 2023-04-21 | 2023-04-21 | 一种控水压裂下沉剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310431400.7A CN116162450A (zh) | 2023-04-21 | 2023-04-21 | 一种控水压裂下沉剂及其制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116162450A true CN116162450A (zh) | 2023-05-26 |
Family
ID=86422204
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310431400.7A Pending CN116162450A (zh) | 2023-04-21 | 2023-04-21 | 一种控水压裂下沉剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116162450A (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102443387A (zh) * | 2010-09-30 | 2012-05-09 | 北京仁创砂业科技有限公司 | 一种疏水支撑剂及其制备方法 |
| CN108165253A (zh) * | 2017-12-29 | 2018-06-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种压裂用超低密度控水增油支撑剂 |
| CN110242271A (zh) * | 2019-06-18 | 2019-09-17 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种底水气层的控水压裂增产方法 |
| CN114032085A (zh) * | 2021-12-23 | 2022-02-11 | 成都理工大学 | 一种压裂用高效气悬浮支撑剂及其制备方法 |
-
2023
- 2023-04-21 CN CN202310431400.7A patent/CN116162450A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102443387A (zh) * | 2010-09-30 | 2012-05-09 | 北京仁创砂业科技有限公司 | 一种疏水支撑剂及其制备方法 |
| CN108165253A (zh) * | 2017-12-29 | 2018-06-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种压裂用超低密度控水增油支撑剂 |
| CN110242271A (zh) * | 2019-06-18 | 2019-09-17 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种底水气层的控水压裂增产方法 |
| CN114032085A (zh) * | 2021-12-23 | 2022-02-11 | 成都理工大学 | 一种压裂用高效气悬浮支撑剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 孙丕智: "低温快速固化酚醛树脂的研究进展", 《木材科学与技术》, vol. 35, no. 2, pages 12 - 17 * |
| 狄凯莹: "含环氧基氟树脂防腐涂层的制备及性能", 《精细化工》, vol. 37, no. 3, pages 1 * |
| 陈玉竹: "复合型酚醛树脂固化剂的研究", 《南京林业大学学报（自然科学版）》, vol. 39, no. 1, pages 109 - 113 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3194523B1 (en) | Low temperature curable proppant | |
| US6887834B2 (en) | Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures | |
| US4553596A (en) | Well completion technique | |
| CN107429561A (zh) | 处理含烃地层的压裂流体和方法 | |
| US20190153290A1 (en) | Organic-inorganic composite particles | |
| EP2354165A1 (en) | Aeropolysaccharides, composites and preparation thereof | |
| CN109915093B (zh) | 一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法 | |
| US10294413B2 (en) | Lightweight proppant and methods for making and using same | |
| CN108373297A (zh) | 一种防窜固井树脂水泥浆及其应用 | |
| CN109439299A (zh) | 堵漏剂及其制备方法和应用 | |
| CN106750345B (zh) | 一种滑溜水压裂可降解转向剂的合成方法 | |
| CN105778867B (zh) | 一种增渗促凝型湿式控尘用润湿剂 | |
| CN105271345A (zh) | 一种硬质pvc专用功能填料超细活性碳酸钙的制备方法 | |
| CN116162450A (zh) | 一种控水压裂下沉剂及其制备方法 | |
| CN115873567B (zh) | 一种抗高温智能膨胀核壳堵漏剂及其制备方法和应用 | |
| CN104448719B (zh) | 有机与无机空心微球复配的深水浮力材料及制备方法 | |
| CN106750297B (zh) | 一种低介电双马来酰亚胺树脂体系及其制备方法 | |
| CN115093837B (zh) | 一种固壁剂及其制备方法和应用 | |
| CN105084814A (zh) | 一种自膨胀无沙瓷砖缝隙满填处理材料及制备方法 | |
| CN106367047B (zh) | 一种钻井用水环境延时固结堵漏膏体 | |
| CN115093843A (zh) | 一种自适应深部调驱体系及其制备方法 | |
| CN104909626A (zh) | 一种用于建筑外墙的防火阻燃保温砂浆及其制备方法 | |
| CN108314937A (zh) | 一种钢结构防火材料及其制备方法 | |
| CN102531455A (zh) | 一种树脂锚固剂用固化剂 | |
| CN115124644A (zh) | 一种吸油膨胀剂、缓释膨胀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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20230526 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |