CN116376525A - 一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法 - Google Patents
一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116376525A CN116376525A CN202310360948.7A CN202310360948A CN116376525A CN 116376525 A CN116376525 A CN 116376525A CN 202310360948 A CN202310360948 A CN 202310360948A CN 116376525 A CN116376525 A CN 116376525A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temporary plugging
- plugging agent
- particle size
- temporary
- parts
- 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.)
- Granted
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 126
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 claims abstract description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 5
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 5
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 5
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 5
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 5
- IXPNQXFRVYWDDI-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-2,4-dioxo-1,3-diazinane-5-carboximidamide Chemical compound CN1CC(C(N)=N)C(=O)NC1=O IXPNQXFRVYWDDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 claims description 4
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004964 aerogel Substances 0.000 claims description 4
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 claims description 4
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 239000000661 sodium alginate Substances 0.000 claims description 4
- 235000010413 sodium alginate Nutrition 0.000 claims description 4
- 229940005550 sodium alginate Drugs 0.000 claims description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 4
- VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N (1-hydroxy-2-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)CP(O)(O)=O VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 3
- 229940068984 polyvinyl alcohol Drugs 0.000 claims description 3
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 15
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 description 3
- 230000007281 self degradation Effects 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 229910021426 porous silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution 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
- C09K8/5083—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
-
- 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
- C09K8/5086—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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- 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
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Glanulating (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明公开一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法，属于油田采油用助剂技术领域。该暂堵剂，包括多孔材料、控释材料、粘合剂、阻垢剂和增强剂。此外，本发明还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括1)将各原料混合搅拌得到混拌料；2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在70～110℃下挤出得到暂堵剂。本发明还提出一种暂堵剂组合物，包括三种不同粒径范围的上述暂堵剂或者上述制备方法制得的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1‑3mm、0.2‑0.8mm、0.8‑3mm。本发明提出的暂堵剂可以与任意比例的酸混合加入实现暂堵，之后可自降解。
Description
技术领域
本发明涉及油田采油用助剂技术领域，具体涉及一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法。
背景技术
水平井分簇动态暂堵酸化解堵技术能够实现单个段内酸液在井筒裂缝间转向，在无工具条件下可对多个渗透率级别层段进行改造，大幅度减少分段工具的数量，降低施工风险和成本。
水平井分簇动态暂堵酸化解堵耐酸自降解暂堵剂用量少，升压明显。投入方法简单，不会给设备带来新的负担。在排量可控制的同时，耐酸自降解暂堵剂具有优良耐酸性能，酸液可在任意时段选择一次或多次加入，施工过程可控，调节方便。如何获取具有耐酸性的暂堵剂实现自降解是现有技术的难题。
发明内容
本发明的目的在于克服上述技术不足，提供一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法，解决现有技术中如何获取具有耐酸性的暂堵剂实现自降解是现有技术的技术问题。
为达到上述技术目的，本发明的技术方案提供一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法。
该暂堵剂，包括多孔材料、控释材料、粘合剂、阻垢剂和增强剂。
进一步地，按照重量份数计算，包括50-60份多孔材料、20-30份缓释材料、5-10份粘合剂、5-10份阻垢剂和5-10份增强剂。
进一步地，所述粘合剂为高压聚乙烯和水性聚氨酯中的一种或者两种；和/或，所述增强剂为海泡石、膨润土和硅藻土中的一种或者多种。
进一步地，所述阻垢剂为氨基三亚甲基膦酸、二乙烯三氨五亚甲基膦酸、乙二胺四乙酸和羟基亚乙基二膦酸中的一种或者多种。
进一步地，所述多孔材料为多孔二氧化硅、多孔沸石和多孔纤维素基气凝胶中的一种或者多种。
进一步地，所述控释材料为聚乙烯醇、黄原胶和海藻酸钠中的一种或者多种。
此外，本发明还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在70～110℃下挤出得到暂堵剂。
此外，本发明还提出一种暂堵剂组合物，包括三种不同粒径范围的上述暂堵剂或者上述制备方法制得的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1-3mm、0.2-0.8mm、0.8-3mm。
进一步地，粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为(1-3):(1-4):(1-3)。
进一步地，粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为1:1:1或者3:2:1或者3:4:3。
与现有技术相比，本发明的有益效果包括：本发明提出的暂堵剂可以与任意比例的酸混合加入实现暂堵，之后可自降解。
附图说明
图1是本发明实施例5的暂堵剂组合物的不同粒径范围暂堵剂的照片。
图2是本发明实施例1的暂堵剂的降解测试结果图。
图3是本发明实施例1的暂堵剂的降解测试照片及对应的扫描电镜图。
图4是本发明实施例5的暂堵剂组合物的PV-P曲线。
图5是本发明实施例6的暂堵剂组合物的PV-P曲线。
图6是本发明实施例7的暂堵剂组合物的PV-P曲线。
具体实施方式
本具体实施方式提供一种暂堵剂，包括多孔材料、控释材料、粘合剂、阻垢剂和增强剂；进一步地，按照重量份数计算，包括50-60份多孔材料、20-30份缓释材料、5-10份粘合剂、5-10份阻垢剂和5-10份增强剂；所述多孔材料为多孔二氧化硅、多孔沸石和多孔纤维素基气凝胶中的一种或者多种；所述控释材料为聚乙烯醇、黄原胶和海藻酸钠中的一种或者多种；所述粘合剂为高压聚乙烯和水性聚氨酯中的一种或者两种；所述阻垢剂为氨基三亚甲基膦酸、二乙烯三氨五亚甲基膦酸、乙二胺四乙酸和羟基亚乙基二膦酸中的一种或者多种；所述增强剂为海泡石、膨润土和硅藻土中的一种或者多种。
本具体实施方式还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在70～110℃下挤出得到暂堵剂。
本具体实施方式还提出一种暂堵剂组合物，包括三种不同粒径范围的上述暂堵剂或者上述制备方法制得的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1-3mm、0.2-0.8mm、0.8-3mm。
进一步地，粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为(1-3):(1-4):(1-3)。
进一步地，粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为1:1:1或者3:2:1或者3:4:3。
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1
本实施例提出一种暂堵剂，包括50份多孔二氧化硅、25份聚乙烯醇、10份高压聚乙烯、8份二乙烯三氨五亚甲基膦酸和5份膨润土。
本实施例还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在70℃下挤出得到暂堵剂。
实施例2
本实施例提出一种暂堵剂，包括60份多孔沸石、20份黄原胶、5份水性聚氨酯、10份氨基三亚甲基膦酸和8份硅藻土。
本实施例还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在110℃下挤出得到暂堵剂。
实施例3
本实施例提出一种暂堵剂，包括55份多孔纤维素基气凝胶、30份海藻酸钠、8份高压聚乙烯、5份乙二胺四乙酸和10份海泡石。
本实施例还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在90℃下挤出得到暂堵剂。
实施例4
本实施例提出一种暂堵剂，包括53份多孔沸石、28份聚乙烯醇、10份水性聚氨酯、10份羟基亚乙基二膦酸和5份硅藻土。
本实施例还提出一种上述暂堵剂的制备方法，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在110℃下挤出得到暂堵剂。
实施例5
本实施例提出一种暂堵剂组合物，包括三种不同粒径范围的实施例1所述的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1-3mm、0.2-0.8mm、0.8-3mm，对应的照片如图1所示；粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为1:1:1。
实施例6
本实施例提出一种暂堵剂组合物，包括三种不同粒径范围的实施例1所述的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1-3mm、0.2-0.8mm、0.8-3mm；粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为3:2:1。
实施例7
本实施例提出一种暂堵剂组合物，包括三种不同粒径范围的实施例1所述的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1-3mm、0.2-0.8mm、0.8-3mm；粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为3:4:3。
相关检测：
将实施例1的暂堵剂与酸混合，检测其自降解性能，具体地，分别与3％的HCl、10％的HCl、10％HCl和2％HF的混合酸，80℃下进行降解，观察72h的变化，结果如图2和3所示，从图2可以看出暂堵剂不溶于酸，80℃下4h内降解率≤5％，48h降解率≥95％，溶解后无残渣。结合图3可以看出最终实现了暂堵剂在三种酸中的全部降解。
裂缝岩心制作方法
(1)组装模具：用丙酮清洗岩心模具，在模具内管壁均匀涂抹润滑油，其目的是减少岩心与模具间的摩擦力。用锤子轻轻敲击岩心模具，让模具正反两面自然合实，拧紧螺丝，装上底座，模具组装完毕；
(2)制作岩心填料：取环氧树脂、二乙烯三胺、丙酮三者均匀混合，质量比10：2：1，固化剂制作完毕。取300g石英砂(20～40目、60～80目、100～120目的质量比为0:4:6)，与25.8g固化剂均匀混合，岩心填料制作完毕；
(3)压制人造岩心：每次添加20g岩心填料，保持压力25MPa不变，施压1min至压力再次稳定为25MPa，一次填料完毕。重复以上操作，直至岩心填料加完，在压力25MPa的条件下，继续加压3h，岩心压制完毕；
(4)抽取岩心：拆下底座，拧松模具螺丝，用铁棒将岩心从模具中顶出，观察岩心是否完整，颜色是否均匀。用记号笔标记序号，放在通风处风干，岩心制作完毕。
(5)调整不同粒径石英砂配比、环氧树脂加量与压力，重复步骤(1)至(5)，制取不同渗透率的人造岩心，实验结束。
(6)人工造缝：取直径Φ25×100mm岩心模拟储层，控线切割机加工高2mm，宽20mm、长度与岩心尺寸一致的贯穿型裂缝模拟储层裂缝，具体如表1所示。
表1裂缝型岩心基本参数汇总
| 岩心编号 | 直径/mm | 长度/mm | 裂缝宽度/mm | 渗透率/10-3μm2 |
| 33 | 25 | 300 | 1.13 | 2134.5 |
| 34 | 25 | 298 | 1.08 | 2231.8 |
| 35 | 25 | 299 | 1.21 | 2315.7 |
采用单管岩心物理模型实验，考察不同粒径组合暂堵剂对裂缝岩心的封堵性能，注入量0.3PV，注入速度2ml/min。
实验方法
(1)实验准备：连接好实验装置，将配制好的耐酸型自降解暂堵剂和携带液装入中间容器，取3根渗透率相近的岩心，分别放入岩心夹持器中，待用；
(2)一次水驱：以2mL/min的流速向岩心注水，直至压力稳定，记录稳定后的流量和压力值，一次水驱完成；
(3)注入暂堵剂组合物：将暂堵颗粒均匀填充到人造裂缝中，使用颗粒填充压实仪，将填充酸溶型暂堵颗粒后的岩心柱塞放置于对应岩心夹持器中，施加温度60℃、围压20MPa，设定采集周期60s，调整流速至出口无颗粒返出，测定流体流动稳定时的裂缝入口压力、出口流量；
(4)二次水驱以2mL/min的流速向岩心中注入水，驱替至压力稳定，记录注入过程中和稳定后的流量与压力值，二次水驱完成。根据实验结果，计算岩心封堵率等数据，评价暂堵剂对封堵效果的影响。
按封堵效果评价实验方案，以2ml/min的注入速度注入实施例5-7的暂堵剂组合物，绘制PV-P曲线，实验结果见图4-6。
由图4可知，岩心渗透率2134.5×10-3μm2，一次水驱压力为0.05MPa，暂堵剂组合物按1:1:1注入0.3PV，二次水驱压力突破压力2.8MPa，稳定压力为0.16MPa，压力上升较明显，说明其对裂缝岩心具有一定的封堵效果。
由图5可知，岩心渗透率2231.8×10-3μm2，一次水驱压力为0.05MPa，暂堵剂粒径组合按3:2:1注入0.3PV，二次水驱突破压力为3.8MPa，稳定压力为0.23MPa，大于1:1:1的暂堵剂组合物二次水驱稳定压力，压力上升明显。说明按3:2:1的暂堵剂组合物，对岩心具有较好的封堵效果，且封堵效果优于按1:1:1的暂堵剂组合物。
由图6可知，岩心渗透率2315.7×10-3μm2，一次水驱压力为0.053MPa，暂堵剂粒径组合按3：4：3注入0.3PV后，二次水驱压力稳定为0.24MPa，压力上升明显，大于1:1:1和3:2:1暂堵剂组合物的二次水驱稳定压力。说明注入3:4:3暂堵剂组合物的耐酸型自降解暂堵剂，对岩心具有最好的封堵效果。
表2组合暂堵剂封堵结果
由表2可知；注入量0.3PV，注入速度2ml/min。YZDJ-1:YZDJ-2:YZDJ-3(实施例5:实施例6:实施例7)，注入1:1:1和3:2:1配比的暂堵剂组合物后，封堵率分别为44.31％、60.85％，当暂堵剂组合物的各暂堵剂配比为3:4:3时，封堵率>90％，因此最佳粒径组合为3:4:3的暂堵剂组合物。
由单管室内岩心流动实验可知：实施例7的暂堵剂组合物具有较好的封堵效果，在渗透率约2000×10-3μm2岩心中，封堵率可达90％以上。
以上所述本发明的具体实施方式，并不构成对本发明保护范围的限定。任何根据本发明的技术构思所做出的各种其他相应的改变与变形，均应包含在本发明权利要求的保护范围内。
Claims (10)
1.一种暂堵剂，其特征在于，包括多孔材料、控释材料、粘合剂、阻垢剂和增强剂。
2.根据权利要求1所述的暂堵剂，其特征在于，按照重量份数计算，包括50-60份多孔材料、20-30份缓释材料、5-10份粘合剂、5-10份阻垢剂和5-10份增强剂。
3.根据权利要求2所述的暂堵剂，其特征在于，所述粘合剂为高压聚乙烯和水性聚氨酯中的一种或者两种；和/或，所述增强剂为海泡石、膨润土和硅藻土中的一种或者多种。
4.根据权利要求2所述的暂堵剂，其特征在于，所述阻垢剂为氨基三亚甲基膦酸、二乙烯三氨五亚甲基膦酸、乙二胺四乙酸和羟基亚乙基二膦酸中的一种或者多种。
5.根据权利要求2所述的暂堵剂，其特征在于，所述多孔材料为多孔二氧化硅、多孔沸石和多孔纤维素基气凝胶中的一种或者多种。
6.根据权利要求2所述的暂堵剂，其特征在于，所述控释材料为聚乙烯醇、黄原胶和海藻酸钠中的一种或者多种。
7.一种权利要求1-6任一项所述的暂堵剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)将各原料混合搅拌得到混拌料；
2)将所述混拌料通过双螺杆挤塑机在70～110℃下挤出得到暂堵剂。
8.一种暂堵剂组合物，其特征在于，包括三种不同粒径范围的权利要求1-6任一项所述的暂堵剂或者权利要求7所述的制备方法制得的暂堵剂、三种不同粒径范围的暂堵剂的粒径范围分别为0.1-3mm、0.2-0.8mm、0.8-3mm。
9.根据权利要求8所述的暂堵剂组合物，其特征在于，粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为(1-3):(1-4):(1-3)。
10.根据权利要求9所述的暂堵剂组合物，其特征在于，粒径范围为0.1-3mm的暂堵剂，粒径范围为0.2-0.8mm的暂堵剂和粒径范围为0.8-3mm的暂堵剂的质量比为1:1:1或者3:2:1或者3:4:3。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310360948.7A CN116376525B (zh) | 2023-04-06 | 2023-04-06 | 一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310360948.7A CN116376525B (zh) | 2023-04-06 | 2023-04-06 | 一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116376525A true CN116376525A (zh) | 2023-07-04 |
| CN116376525B CN116376525B (zh) | 2024-04-09 |
Family
ID=86974604
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310360948.7A Active CN116376525B (zh) | 2023-04-06 | 2023-04-06 | 一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116376525B (zh) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102093864A (zh) * | 2010-12-21 | 2011-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油水井重复压裂用暂堵转向剂及其制备方法 |
| CN104531115A (zh) * | 2014-12-30 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井控水用暂堵剂、制备方法及其应用 |
| US20160298017A1 (en) * | 2013-11-15 | 2016-10-13 | Kureha Corporation | Temporary plugging agent for well drilling |
| CN106543996A (zh) * | 2016-10-24 | 2017-03-29 | 中国石油大学(华东) | 一种酸化暂堵转向剂及其使用方法 |
| CN111876140A (zh) * | 2020-06-08 | 2020-11-03 | 长江大学 | 双响应自降解暂堵剂及其制备方法 |
| WO2021196740A1 (zh) * | 2020-04-02 | 2021-10-07 | 中国石油大学(华东) | 暂堵剂及其制备方法、以及高温储层暂堵转向压裂的方法 |
| CN113755145A (zh) * | 2021-09-08 | 2021-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种封堵致密油气射孔孔眼的制备物及其制备方法 |
-
2023
- 2023-04-06 CN CN202310360948.7A patent/CN116376525B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102093864A (zh) * | 2010-12-21 | 2011-06-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油水井重复压裂用暂堵转向剂及其制备方法 |
| US20160298017A1 (en) * | 2013-11-15 | 2016-10-13 | Kureha Corporation | Temporary plugging agent for well drilling |
| CN104531115A (zh) * | 2014-12-30 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井控水用暂堵剂、制备方法及其应用 |
| CN106543996A (zh) * | 2016-10-24 | 2017-03-29 | 中国石油大学(华东) | 一种酸化暂堵转向剂及其使用方法 |
| WO2021196740A1 (zh) * | 2020-04-02 | 2021-10-07 | 中国石油大学(华东) | 暂堵剂及其制备方法、以及高温储层暂堵转向压裂的方法 |
| CN111876140A (zh) * | 2020-06-08 | 2020-11-03 | 长江大学 | 双响应自降解暂堵剂及其制备方法 |
| CN113755145A (zh) * | 2021-09-08 | 2021-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种封堵致密油气射孔孔眼的制备物及其制备方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| LASHKARI, R; TABATABAEI-NEZHAD, SA AND HUSEIN, MM: "Shape Memory Polyurethane as a Drilling Fluid Lost Circulation Material", MACROMOLECULAR MATERIALS AND ENGINEERING, vol. 306, no. 11, 30 November 2021 (2021-11-30) * |
| 穆蒙; 唐绪涛; 汪庐山; 张星; 刘恒; 蒋梦喆; 姜东; 张永民: "化学暂堵体系的构建、性能及应用研究进展", 油田化学, vol. 39, no. 04, 14 December 2022 (2022-12-14), pages 735 - 744 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116376525B (zh) | 2024-04-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104531115B (zh) | 一种水平井控水用暂堵剂、制备方法及其应用 | |
| CN108623265B (zh) | 一种高强度抗渗混凝土及其生产方法 | |
| CN108593385B (zh) | 一种人造泥岩岩心及其制备方法和应用 | |
| WO2017024701A1 (zh) | 一种岩心制备方法 | |
| CN104977195A (zh) | 采用人造裂缝性碳酸盐岩岩心进行应力敏感实验的方法 | |
| CN107144452B (zh) | 一种馆陶组浅层疏松含油人造砂岩岩心的制备方法 | |
| CN102191024A (zh) | 一种可固化堵漏剂 | |
| CN107572975B (zh) | 一种堵漏剂、制备方法及其应用 | |
| CN108546549B (zh) | 一种套管修复加固剂的制备方法及施工方法 | |
| CN101353571A (zh) | 一种油水井矿渣封堵剂 | |
| CN104152125A (zh) | 一种高失水固化承压封堵剂 | |
| CN101597497B (zh) | 水玻璃-三醋酸甘油酯注浆材料及其制备方法 | |
| CN116376525B (zh) | 一种暂堵剂、暂堵剂组合物及其制备方法 | |
| CN107629780A (zh) | 一种树脂类空心或多孔支撑剂及其制备方法 | |
| CN104389593A (zh) | 一种缝洞型碳酸盐岩板状模型及其制备方法 | |
| CN110929400A (zh) | 一种自愈合凝胶堵漏材料的愈合堵漏稳定性评价方法 | |
| CN117551440B (zh) | 一种泡沫树脂固砂剂及其制备方法 | |
| CN105505372A (zh) | 一种防砂降水支撑剂颗粒及其制备方法 | |
| CN110454120B (zh) | 一种油水井自聚防砂的施工方法 | |
| CN106370486A (zh) | 利用冷冻钻取技术制作人造岩心的方法 | |
| CN114656941A (zh) | 一种井眼强化剂 | |
| CN112358860A (zh) | 树脂泡沫型封窜调堵剂的活性成分、体系及其制备方法和应用 | |
| RU2352764C2 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пласта | |
| CN110734749A (zh) | 一种防漏堵漏加固剂 | |
| CN112304849A (zh) | 一种不规则形状疏松岩样气体渗透率测试方法 |
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 |