CN116218492B - 一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用 - Google Patents
一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116218492B CN116218492B CN202111473391.5A CN202111473391A CN116218492B CN 116218492 B CN116218492 B CN 116218492B CN 202111473391 A CN202111473391 A CN 202111473391A CN 116218492 B CN116218492 B CN 116218492B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- channeling
- blocking agent
- profile control
- agent
- particles
- 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
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000005465 channeling Effects 0.000 title claims description 136
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 71
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 20
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 85
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 55
- 239000006188 syrup Substances 0.000 claims description 33
- 235000020357 syrup Nutrition 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 25
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 22
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 17
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 11
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 10
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 claims description 9
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 claims description 9
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 claims description 9
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 9
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 claims description 9
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 claims description 9
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 claims description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 8
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000008103 glucose Substances 0.000 claims description 5
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 claims description 5
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 4
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 claims description 3
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 claims description 2
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 claims 1
- 229920000562 Poly(ethylene adipate) Polymers 0.000 claims 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims 1
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 53
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-L succinate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)CCC([O-])=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 4
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 4
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- SEACYXSIPDVVMV-UHFFFAOYSA-L eosin Y Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=C(Br)C(=O)C(Br)=C2OC2=C(Br)C([O-])=C(Br)C=C21 SEACYXSIPDVVMV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- -1 polyethylene adipate Polymers 0.000 description 2
- 229920000921 polyethylene adipate Polymers 0.000 description 2
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 2
- VZSRBBMJRBPUNF-UHFFFAOYSA-N 2-(2,3-dihydro-1H-inden-2-ylamino)-N-[3-oxo-3-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)propyl]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound C1C(CC2=CC=CC=C12)NC1=NC=C(C=N1)C(=O)NCCC(N1CC2=C(CC1)NN=N2)=O VZSRBBMJRBPUNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 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
- C09K8/50—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
- C09K8/516—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
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/04—Hulls, shells or bark containing well drilling or treatment fluids
Abstract
本发明特别涉及一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用,属于石油开采技术领域,封窜剂的成分包括糖浆和气流转向颗粒,利用糖浆具有水中溶解度高,无水时可形成大晶体的特点,通过移除高浓度糖浆中的水分来实现封窜,在地层高温条件成胶过程中,气流转向颗粒将糖浆中的大部分水分去除,糖浆因失去水分而结晶成一定强度的调剖封窜剂,封堵气窜通道,封窜剂尾气高温作用下,糖浆和气流转向颗粒缓慢降解或炭化,实现封堵尾气的同时,出油通道堵而不死的目的。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域,特别涉及一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用。
背景技术
某些油田在火驱开发过程中,受地层非均质性影响,注气井吸气不均、火线推进速度不一致,单层、单向突进,尾气分布不均,导致部分生产井不受效,另一部分生产井尾气量过大,生产困难。现有火驱调剖封窜剂存在以下问题:(1)全液相体系严重影响注气井燃烧状态;(2)固相颗粒型堵剂密度大,易沉降,封堵强度过大,导致注气压力高,注不进;(3)泡沫类封窜剂封窜强度弱,封堵有效期短,不适用于气窜严重或有大孔道井组;(4)生产井封窜后,油井产能损失大,火驱调剖封窜旨在控制尾气量,堵剂性能须做到“堵而不死”。
发明内容
本申请的目的在于提供一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用,以解决目前的封窜剂难以做到“堵而不死”的问题。
本发明实施例提供了一种高强度缓降解调剖封窜剂,所述封窜剂的成分包括糖浆和气流转向颗粒。
可选的,所述糖浆包括蔗糖、葡萄糖和果糖中的至少一种。
可选的,以质量分数计,所述糖浆占所述封窜剂的20%-30%。
可选的,所述气流转向颗粒包括体膨颗粒、柔性转向剂、树皮粉、橡胶粉和稻糠中的至少一种。
可选的,以质量分数计,所述气流转向颗粒占所述封窜剂的2%-8%。
可选的,所述封窜剂还包括高分子聚酯颗粒。
可选的,所述高分子聚酯颗粒包括聚氨酯、聚乳酸、聚乙醇酸、聚乳酸-乙醇酸共聚物、聚己内酯、聚丁二酸酯和聚己二酸乙二醇酯中的至少一种。
可选的,以质量分数计,所述高分子聚酯颗粒占所述封窜剂的5%-10%。
可选的,所述封窜剂还包括密度调节剂。
可选的,所述密度调节剂包括氯化钾和氯化钠中的至少一种。
可选的,以质量分数计,所述密度调节剂占所述封窜剂的2%-10%。
可选的,所述封窜剂的密度与待注入的底层水密度一致。
基于同一发明构思,本发明实施例还提供了一种高强度缓降解调剖封窜剂的制备方法,所述方法包括:
将糖浆、气流转向颗粒和高分子聚酯颗粒进行第一混合,得到混合物;
将密度调节剂和所述混合物进行第二混合,得到封窜剂。
可选的,所述第一混合的混合时间为5min-15min。
基于同一发明构思,本发明实施例还提供了一种如上所述的高强度缓降解调剖封窜剂的应用,所述应用包括将所述封窜剂用于油田火驱开发的调剖封窜。
本发明实施例中的一个或多个技术方案,至少具有如下技术效果或优点:
本发明实施例提供的高强度缓降解调剖封窜剂,封窜剂的成分包括糖浆和气流转向颗粒,利用糖浆具有水中溶解度高,无水时可形成大晶体的特点,通过移除高浓度糖浆中的水分来实现封窜,在地层高温条件成胶过程中,气流转向颗粒将糖浆中的大部分水分去除,糖浆因失去水分而结晶成一定强度的调剖封窜剂,封堵气窜通道,封窜剂尾气高温作用下,糖浆和气流转向颗粒缓慢降解或炭化,实现封堵尾气的同时,出油通道堵而不死的目的。
上述说明仅是本发明技术方案的概述,为了能够更清楚了解本发明的技术手段,而可依照说明书的内容予以实施,并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂,以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案,下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,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它的附图。
图1是本发明实施例提供的方法的流程图。
具体实施方式
下文将结合具体实施方式和实施例,具体阐述本发明,本发明的优点和各种效果将由此更加清楚地呈现。本领域技术人员应理解,这些具体实施方式和实施例是用于说明本发明,而非限制本发明。
在整个说明书中,除非另有特别说明,本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此,除非另有定义,本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾,本说明书优先。
除非另有特别说明,本发明中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等,均可通过市场购买得到或者可通过现有方法制备得到。
本申请实施例的技术方案为解决上述技术问题,总体思路如下:
申请在在发明过程中发现:辽河油田锦91块、高3618块、杜66块火驱开发过程中,受地层非均质性影响,注气井吸气不均、火线推进速度不一致,单层、单向突进,尾气分布不均,导致部分生产井不受效,另一部分生产井尾气量过大,生产困难。现有火驱调剖封窜剂存在以下问题:(1)全液相体系严重影响注气井燃烧状态;(2)固相颗粒型堵剂密度大,易沉降,封堵强度过大,导致注气压力高,注不进;(3)泡沫类封窜剂封窜强度弱,封堵有效期短,不适用于气窜严重或有大孔道井组;(4)生产井封窜后,油井产能损失大,火驱调剖封窜旨在控制尾气量,堵剂性能须做到“堵而不死”。因此,针对上述问题,急需研发高强度火驱井组调剖封窜剂,要求封窜剂密度低,稳定性好,不影响火驱燃烧状态,可在气窜通道内填充、固化,实现有效封堵注气井大孔道或气窜通道;针对生产井尾气量大的问题,研制选择性封窜剂,实现堵而不死的目的。
根据本发明一种典型的实施方式,提供了一种高强度缓降解调剖封窜剂,所述封窜剂的成分包括糖浆和气流转向颗粒。
利用糖浆具有水中溶解度高,无水时可形成大晶体的特点,通过移除高浓度糖浆中的水分来实现封窜,在地层高温条件成胶过程中,气流转向颗粒将糖浆中的大部分水分去除,糖浆因失去水分而结晶成一定强度的调剖封窜剂,封堵气窜通道,封窜剂尾气高温作用下,糖浆和气流转向颗粒缓慢降解或炭化,实现封堵尾气的同时,出油通道堵而不死的目的。
在一些实施例中,以质量分数计,所述糖浆占所述封窜剂的20%-30%。
控制糖浆占所述封窜剂的20%-30%是为了在保证封窜剂成胶强度的情况下,尽可能的降低封窜剂成本,该占比取值过大容易导致封窜剂成胶效果差,主要表现为成胶强度低或不成胶,过小容易导致封窜剂成胶不成胶或是封窜剂粘结剂差;在一些实施例中,糖浆可以选自蔗糖、葡萄糖和果糖中的至少一种。
在一些实施例中,以质量分数计,所述气流转向颗粒占所述封窜剂的2%-8%。
控制气流转向颗粒占所述封窜剂的2%-8%为了在保证封窜剂成胶强度的情况下,尽可能的降低封窜剂成本,该占比取值过大容易导致封窜剂不易胶结,过小容易导致封窜剂成胶强度低;在一些实施例中,气流转向颗粒可以选自体膨颗粒、柔性转向剂、树皮粉、橡胶粉和稻糠中的至少一种。
在一些实施例中,封窜剂还包括高分子聚酯颗粒。
在一些实施例中,以质量分数计,所述高分子聚酯颗粒占所述封窜剂的5%-10%。
高分子聚酯颗粒的作用是起到封堵大孔道或气窜通道的目的,同时保证封窜剂在尾气高温作用下,封窜剂缓慢降解或炭化,实现封堵尾气的同时,出油通道堵而不死的目的,控制高分子聚酯颗粒占所述封窜剂的5%-10%,该占比取值过大容易导致封窜剂密度过低而悬浮在封窜剂上层而无法顺利注入,或是颗粒过大,与孔喉匹配性差而在井底井积,即使注入地层,容易导致封堵强度过大堵死地层,过小容易封堵效果差,起不到封堵大孔道或气窜通道的目的;在一些实施例中,高分子聚酯颗粒可以选自聚氨酯、聚乳酸、聚乙醇酸、聚乳酸-乙醇酸共聚物、聚己内酯、聚丁二酸酯和聚己二酸乙二醇酯中的至少一种。
在一些实施例中,封窜剂还包括密度调节剂。
一般而言,以质量分数计,所述密度调节剂占所述封窜剂的2%-10%。
密度调节剂的作用是使封窜剂与地层水密度保持一致,防止液体桥塞分层、运移,一般而言,控制密度调节剂占所述封窜剂的2%-10%即可实现上述目的。
根据本发明另一种典型的实施方式,提供了一种高强度缓降解调剖封窜剂的制备方法,所述方法包括:
S1.将糖浆、气流转向颗粒和高分子聚酯颗粒进行第一混合,得到混合物;
S2.将密度调节剂和所述混合物进行第二混合,得到封窜剂。
具体的,将糖浆与气流转向颗粒、高分子聚酯颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入密度调节剂,在室温下制备而成水泥状低粘流体。
根据本发明另一种典型的实施方式,提供了一种如上所述的高强度缓降解调剖封窜剂的应用,所述应用包括将所述封窜剂用于油田火驱开发的调剖封窜。
具体的,将糖浆与气流转向颗粒、高分子聚酯颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入密度调节剂,在室温下制备而成水泥状低粘流体,利用柱塞泵大排量注入油井,在地层条件下经6-24h成胶后形成凝胶体,即高强度调剖封窜剂,封堵气窜通道,同时随着尾气转向后,封窜剂在尾气高温作用下,糖浆和气流转向颗粒缓慢降解或炭化,在高渗通道或大孔道内只留下耐高温聚酯颗粒,实现封堵尾气的同时,出油通道堵而不死的目的。
下面将结合实施例、对照例及实验数据对本申请的高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用进行详细说明。
实施例1
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
蔗糖:20%;
体膨颗粒:2%;
聚氨酯5%;
密度调节剂氯化钾:2%;
余量为水。
将蔗糖与体膨颗粒、聚氨酯颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钾,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成高强度调剖封窜剂。
实施例2
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
葡萄糖:5%;
柔性转向剂:8%;
聚乳酸:10%;
氯化钠:10%;
余量为水。
将葡萄糖与柔性转向剂、聚乳酸颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钠,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成高强度调剖封窜剂。
实施例3
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
果糖:15%;
树皮粉:6%;
聚乙醇酸6%;
氯化钾:8%;
余量为水。
将果糖与树皮粉、聚乙醇酸颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钾,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成高强度调剖封窜剂。
实施例4
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
果糖:15%;
橡胶粉:6%;
聚乳酸-乙醇酸共聚物6%;
氯化钠:8%;
余量为水。
将果糖与橡胶粉、聚乳酸-乙醇酸共聚物分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钠,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成高强度调剖封窜剂。
实施例5
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
蔗糖:16%;
稻糠:7%;
聚己内酯7%;
氯化钾:6%;
余量为水。
将蔗糖与稻糠、聚己内酯颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钾,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成高强度调剖封窜剂。
实施例6
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
果糖:12%;
稻糠:5%;
聚丁二酸酯7%;
氯化钠:8%;
余量为水。
将蔗糖与稻糠、聚丁二酸酯颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钠,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成高强度调剖封窜剂。
对比例1
一种高强度缓降解调剖封窜剂,其包括以下组成:
果糖:40%;
稻糠:10%;
聚丁二酸酯15%;
氯化钠:2%;
余量为水。
将蔗糖与稻糠、聚丁二酸酯颗粒分别加入到配液罐,搅拌10分钟后,加入氯化钠,在室温下制备而成水泥状低粘流体,经6-24h成胶后,形成了调剖封窜剂。
实验例
由于各实施例的实验结果具有相似性,以下仅列举其中一种的结果进行说明。
将实施例3与对比例1提供的封窜剂放入恒温箱内,观察在不同温度条件下封窜剂24h后的状态及脱水率,测试结果如下表所示:
由上表可得,实施例3提供的封窜剂与对比例1提供的封窜剂相比,具有良好的耐温性能,耐温最高达200℃,能够适应国内高温油藏条件。
将实施例4与对比例1提供的封窜剂利用岩心模拟驱替实验,测试岩心在封窜剂封堵前后的渗透率,考察其封堵强度;测试结果如下表所示:
由上表可得,实施例4提供的封窜剂与对比例1提供的封窜剂相比,具有良好的封堵性能,突破压力梯度通达20MPa/m,能够满足蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱油藏高温调剖封窜需求。
将实施例5与对比例1-1提供的封窜剂利用岩心模拟驱替实验,测试岩心在封窜剂封堵前后的渗透率,考察其封堵强度,结果如下表所示:
岩心编号 | 堵前渗透率×10-3μm2 | 堵后渗透率×10-3μm2 | 堵塞率% |
实施例5(岩心1) | 1386.2 | 847.2 | 38.9 |
实施例5(岩心2) | 1548.7 | 918.5 | 40.7 |
对比例1(岩心3) | 1425.6 | 48.5 | 96.6 |
对比例1(岩心4) | 1628.9 | 73.3 | 95.5 |
从实验结果可以看出,对比例1堵窜剂堵塞率达94%以上,封堵后基本不出,封堵强度过大,无法达到堵而不死的目的。而实施例5堵窜剂能够实现封堵后仍具有一定的渗透性。
辽河油田典型井例曙A井因含氧量高达4.5%,日产尾气量达6700Nm3,尾气量比较大而被迫关井,直接影响井组火线的均匀推进且已到周期末,将实施例5提供的封窜剂应用于辽河油田典型井例曙A井,封堵气窜通道,降低尾气含氧量。该井尾气量降至1585Nm3,含氧量降至0.95%。注汽压力提高1.6Mpa,恢复日产油2.6t,后期也见到了明显的增油效果。
辽河油田典型井例曙B井日排尾气4700Nm3,产气量较高,直接影响井组火线的均匀推进,将实施例6提供的封窜剂应用于辽河油田典型井例曙B井封堵气窜通道,降低尾气含氧量。该井尾气量降至982Nm3,含氧量降至0.6%。注汽压力提高2.3Mpa,措施后日增油1.8t/d,含水下降8%,效果明显。
本发明实施例中的一个或多个技术方案,至少还具有如下技术效果或优点:
(1)本发明实施例提供的封堵剂环境友好、制备工艺简单、耐温性好、强度高、适应油藏类型范围广,解决了火驱注采井生产过程中注气井吸气不均、火线推进速度不一致,气窜严重导致部分生产井尾气量过大的难题;
(2)本发明实施例提供的应用利用调剖封窜剂高强度、缓降解、堵而不死的性能,在控制尾气量的同时,避免液相体系过多,影响注气井燃烧状态;固相颗粒体系密度大,易沉降,容易堵死地层,导致注气压力高,注不进;泡沫体系封窜强度弱,封堵有效期短的问题;
(3)本发明实施例提供的封堵剂利用糖浆具有水中溶解度高,无水时可形成大晶体的特点,通过移除高浓度糖浆中的水分来实现封窜,在地层高温条件成胶过程中,气流转向颗粒将糖浆中的大部分水分去除,糖浆因失去水分而结晶成一定强度的调剖封窜剂,封堵气窜通道,封窜剂尾气高温作用下,糖浆和气流转向颗粒缓慢降解或炭化,实现封堵尾气的同时,出油通道堵而不死的目的;
(4)本发明实施例提供的封堵剂利用液体缓释原理采用糖浆结晶的方法形成高强度凝胶体,原料具有生物降解能力,凝胶体可以被地层水破坏,可以被微生物破坏,也可以被高温破坏。在材料的高强度特性使用完毕后,可以采用用水溶解、升温煅烧和天然降解的方法得到破坏,不会对环境产生破坏;
(5)本发明实施例提供的封堵剂和常规封窜剂的使用相似,在常温下按配比将原料进行混合即可制成,由于其制备简单,因此为各种环境下的生产提供了可能,只要有最简单的配液罐,通过简单的操作即可制得使用方便的凝胶体;
(6)本发明实施例提供的封堵剂与现在封窜剂相比,具有良好的注入性和耐温性,耐温可达200℃,突破压力梯度达20MPa/m;
(7)本发明实施例提供的封堵剂在短时间内具有一定的强度,在使用后还易于降解破坏。可用于油田暂堵材料,或当做蒸汽吞吐、蒸汽驱油藏高温调剖剂使用。
最后,还需要说明的是,术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含,从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素,而且还包括没有明确列出的其他要素,或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。
尽管已描述了本发明的优选实施例,但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念,则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以,所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。
显然,本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样,倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内,则本发明也意图包含这些改动和变型在内。
Claims (10)
1.一种缓降解调剖封窜剂,其特征在于,所述封窜剂的成分包括糖浆和气流转向颗粒,所述气流转向颗粒包括体膨颗粒、柔性转向剂、树皮粉、橡胶粉和稻糠中的至少一种,以质量分数计,所述气流转向颗粒占所述封窜剂的2%-8%,所述封窜剂还包括高分子聚酯颗粒,所述高分子聚酯颗粒包括聚氨酯、聚乳酸-乙醇酸共聚物、聚己内酯、聚丁二酸酯和聚己二酸乙二醇酯中的至少一种,以质量分数计,所述高分子聚酯颗粒占所述封窜剂的5%-10%。
2.根据权利要求1所述的缓降解调剖封窜剂,其特征在于,所述糖浆包括蔗糖、葡萄糖和果糖中的至少一种。
3.根据权利要求1所述的缓降解调剖封窜剂,其特征在于,以质量分数计,所述糖浆占所述封窜剂的20%-30%。
4.根据权利要求1所述的缓降解调剖封窜剂,其特征在于,所述封窜剂还包括密度调节剂。
5.根据权利要求4所述的缓降解调剖封窜剂,其特征在于,所述密度调节剂包括氯化钾和氯化钠中的至少一种。
6.根据权利要求4所述的缓降解调剖封窜剂,其特征在于,以质量分数计,所述密度调节剂占所述封窜剂的2%-10%。
7.根据权利要求1所述的缓降解调剖封窜剂,其特征在于,所述封窜剂的密度与待注入的底层水密度一致。
8.一种如权利要求1-7任一项所述的缓降解调剖封窜剂的制备方法,其特征在于,所述方法包括:
将糖浆、气流转向颗粒和高分子聚酯颗粒进行第一混合,得到混合物;
将密度调节剂和所述混合物进行第二混合,得到封窜剂。
9.根据权利要求8所述的缓降解调剖封窜剂的制备方法,其特征在于,所述第一混合的混合时间为5min-15min。
10.一种如权利要求1至7中任意一项所述的缓降解调剖封窜剂的应用,其特征在于,所述应用包括将所述封窜剂用于油田火驱开发的调剖封窜。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111473391.5A CN116218492B (zh) | 2021-12-02 | 2021-12-02 | 一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111473391.5A CN116218492B (zh) | 2021-12-02 | 2021-12-02 | 一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN116218492A CN116218492A (zh) | 2023-06-06 |
CN116218492B true CN116218492B (zh) | 2024-04-19 |
Family
ID=86583016
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111473391.5A Active CN116218492B (zh) | 2021-12-02 | 2021-12-02 | 一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN116218492B (zh) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104498008A (zh) * | 2014-12-31 | 2015-04-08 | 安捷宇(北京)油田技术服务有限公司 | 一种油田开采用耐中高温的生物调剖堵水剂 |
CN104861945A (zh) * | 2015-04-23 | 2015-08-26 | 北京市捷博特能源技术有限公司 | 一种高温生物凝胶调剖、堵水剂及其制备方法 |
CN106479466A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 |
CN110484224A (zh) * | 2019-08-07 | 2019-11-22 | 叶贵永 | 一种耐盐耐冲刷堵水剂的制备方法 |
-
2021
- 2021-12-02 CN CN202111473391.5A patent/CN116218492B/zh active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104498008A (zh) * | 2014-12-31 | 2015-04-08 | 安捷宇(北京)油田技术服务有限公司 | 一种油田开采用耐中高温的生物调剖堵水剂 |
CN104861945A (zh) * | 2015-04-23 | 2015-08-26 | 北京市捷博特能源技术有限公司 | 一种高温生物凝胶调剖、堵水剂及其制备方法 |
CN106479466A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 |
CN110484224A (zh) * | 2019-08-07 | 2019-11-22 | 叶贵永 | 一种耐盐耐冲刷堵水剂的制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN116218492A (zh) | 2023-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106479465B (zh) | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 | |
US5105884A (en) | Foam for improving sweep efficiency in subterranean oil-bearing formations | |
CN103232839B (zh) | 一种适于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂 | |
US3817038A (en) | Method for heating a fluid | |
WO2021196740A1 (zh) | 暂堵剂及其制备方法、以及高温储层暂堵转向压裂的方法 | |
CN106479466B (zh) | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 | |
CN102516974A (zh) | 一种适用于油田深度调剖的泡沫调剖剂 | |
MX2012013299A (es) | Método de fracturación hidráulica. | |
CN110551491A (zh) | 一种包覆堵漏剂及其制备方法和堵漏浆 | |
CN113527723B (zh) | 一种非连续相调驱剂及其制备方法和应用 | |
CN111087998B (zh) | 一种缓膨颗粒及其制备方法 | |
CN116218492B (zh) | 一种高强度缓降解调剖封窜剂及其制备方法和应用 | |
CN111087997A (zh) | 一种油藏油井堵水的方法 | |
CN106893050A (zh) | 一种石油开采用油溶覆膜支撑剂及其制备方法和应用 | |
US5322125A (en) | Foamed gels to reduce gas coning in matrix environments | |
CN111218265A (zh) | 一种有机铬类堵水调剖剂及其制备方法和应用 | |
CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
CN109236253B (zh) | 一种微生物活化油藏及交联聚合物驱替剩余油的方法 | |
CN116218493A (zh) | 一种可溶液体桥塞、制备方法及水平井分段堵水方法 | |
US5082577A (en) | Method and composition for selectively reducing permeability to water in hydrocarbon reservoirs which are hot and saline | |
CN109777383B (zh) | 一种多核微球选择性堵水剂及其制备方法 | |
CN113528104B (zh) | 一种冻胶液及其在作为悬浮隔板堵水剂中的应用 | |
CN115466606B (zh) | 一种纤维凝胶调堵剂及其制备方法与应用 | |
CN101085913A (zh) | 一种防三元复合驱采出井压井泥浆絮凝的方法 | |
CN112983343A (zh) | 一种碳酸盐岩断溶体油藏油井堵水方法 |
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 |