CN117025190A - 一种可调控暂堵剂及制备方法和应用 - Google Patents
一种可调控暂堵剂及制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117025190A CN117025190A CN202311004703.7A CN202311004703A CN117025190A CN 117025190 A CN117025190 A CN 117025190A CN 202311004703 A CN202311004703 A CN 202311004703A CN 117025190 A CN117025190 A CN 117025190A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- parts
- temporary plugging
- plugging agent
- water
- cationic polyacrylamide
- 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 abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 87
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 34
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- -1 polydimethylsiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 28
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims abstract description 27
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 claims abstract description 24
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- CQIOFKRONDXZJC-UHFFFAOYSA-N n-methylideneprop-2-enamide Chemical compound C=CC(=O)N=C CQIOFKRONDXZJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims abstract description 22
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N chromium trinitrate Chemical group [Cr+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 17
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 16
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical group [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 11
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 11
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 11
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 abstract description 4
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 11
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 11
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 150000001661 cadmium Chemical class 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 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
- C09K8/512—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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- 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
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
本发明涉及暂堵剂技术领域,具体公开一种可调控暂堵剂及制备方法和应用。本发明提供的可调控暂堵剂包括:聚二甲基硅氧烷4份‑10份,阳离子聚丙烯酰胺4份‑5份,水溶性铬盐4份‑10份,水溶性羧酸盐4份‑10份,N,N‑亚甲基丙烯酰胺1份‑10份,酚醛树脂2份‑10份,壳聚糖2份‑10份,甲基丙烯酸甲酯10份‑120份和去离子水100份‑200份。本发明提供的暂堵剂具有较高的成胶强度,封堵效果优异,封堵率可达96%以上,且可实现暂堵剂的封堵、解堵一体化,不会对储层造成破坏,方便施工操作,可广泛应用于原油开采、石油炼制、油井修复等领域中,实现对油井裂缝或产层的有效封堵,具有较高的研究推广价值。
Description
技术领域
本发明涉及暂堵剂制备技术领域,尤其涉及一种可调控暂堵剂及制备方法和应用。
背景技术
随着大批成熟油田陆续进入枯产期,即使经过注水开发也仅能获得25%-35%的地下原油,仍有大量未动用的储层或动用程度较低的油层有待进一步开采。使用压裂手段提高油气产量、延长油井寿命是目前的常用手段。在开展压裂作业之前,需要利用暂堵剂将原有裂缝进行封堵,在压裂作用完成后,暂堵剂逐渐解堵,避免暂堵剂对地层的损害。
暂堵剂通常分为油性暂堵剂、酸溶性暂堵剂以及水溶性暂堵剂,随着储层的开发,储层压力和含油率降低,因此,依靠原油对暂堵剂进行解堵的油性暂堵剂逐渐退出各大井场。酸溶性暂堵剂需要向地层中注入大量酸液才能解堵,酸液不仅会腐蚀井下工具,同时还会腐蚀储层,造成近井地带渗透率增大。20世纪80年代以来,水溶性暂堵剂在油田开采中得到了广泛的应用。目前使用较多的水溶性暂堵剂主要是以丙烯酰胺为主的暂堵剂,主要存在溶解速度慢、堵漏速度慢、承压强度低和易产生固化作用、不易解堵等缺点。因此,解堵时间可控、封堵性能优良,且不影响后期油井生产性能的暂堵剂。
发明内容
针对现有的暂堵剂存在的堵漏速度慢、封堵时间不可控和不易解堵等问题,本发明提供一种可调控暂堵剂及制备方法和应用。
为解决上述技术问题,本发明提供的技术方案是:
一种可调控暂堵剂,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷4份-10份,阳离子聚丙烯酰胺4份-5份,水溶性铬盐4份-10份,水溶性羧酸盐4份-10份,N,N-亚甲基丙烯酰胺1份-10份,酚醛树脂2份-10份,壳聚糖2份-10份,甲基丙烯酸甲酯10份-120份和去离子水100份-200份。
与现有技术相比,本发明提供的可调控暂堵剂,以聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺为主交联剂,以水溶性镉盐和水溶性羧酸盐为副交联剂,在地面混合时,主交联剂中与副交联剂发生第一次交联反应,形成初级交联体系;同时,主交联剂中的聚二甲硅氧烷以及N,N-亚甲基丙烯酰胺均会与酚醛树脂发生交联,在初级交联体系的基础上进一步进行多重交联,形成三维交联网络结构,增强了封堵效果;再者,壳聚糖与N,N-亚甲基丙烯酰胺之间,以及壳聚糖自身之间还会发生交联,在三维交联网络结构的基础上形成了跨链结构,显著增强了暂堵剂的粘度、强度和稳定性,有效提高了其填塞孔隙和阻塞油水流动的效果;甲基丙烯酸甲酯作为可降解破胶剂,其可与黏土中的铝氧键通过配位键形成络合物,形成的络合物会改变黏土表面的电荷和溶解性,增加黏土的分散性,促使黏土从井壁脱离,从而发挥破胶作用,通过调节甲基丙烯酸甲酯的加入比例,可使暂堵剂在特定时间内自动解堵,达到解堵时间可控的目的。
本发明提供的暂堵剂,不但提高了暂堵剂的封堵性能,还实现了暂堵剂在10d-30d内自动破胶,且破胶完全,达到了封堵和解堵一体化的目的,具有较高的推广价值。
优选的,所述可调控暂堵剂包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷5份-9份,阳离子聚丙烯酰胺4.3份-4.7份,水溶性铬盐5份-9份,水溶性羧酸盐5份-9份,N,N-亚甲基丙烯酰胺5份-10份,酚醛树脂4份-8份,壳聚糖4份-8份,甲基丙烯酸甲酯40份-70份和去离子水150份-170份。
进一步地,所述可调控暂堵剂包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷8份,阳离子聚丙烯酰胺4.5份,水溶性铬盐8份,水溶性羧酸盐8份,N,N-亚甲基丙烯酰胺10份,酚醛树脂6份,壳聚糖6份,甲基丙烯酸甲酯50份和去离子水160份。
优选的各组分用量,可使得制备的凝胶具有较高的封堵性能,同时可以达到10d-30d内自动破胶的效果。
优选的,所述聚二甲基硅氧烷与阳离子聚丙烯酰胺的质量比为1:0.5-1。
优选的,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1000万-1400万,离子度为18%-22%。
进一步地,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
优选的阳离子聚丙烯酰胺可与铬离子充分交联,且有利于使交联反应具有适当的反应速度,保证施工的顺利进行。
优选的,所述水溶性铬盐为硝酸铬。
优选的,所述水溶性羧酸盐为乙酸钠。
本发明还提供了上述任一项所述的可调控暂堵剂的制备方法,至少包括如下步骤:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,混合均匀后,加入称取的水溶性铬盐和水溶性羧酸盐,混合均匀后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌2h-8h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于50℃-80℃反应6h-10h,得可调控暂堵剂。
本发明提供的暂堵剂的制备方法,首先将主交联剂(聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺)溶于水中,加入副交联剂(镉盐和羧酸盐),使主交联剂和副交联剂发生交联形成初级交联体系,然后加入N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,使主交联剂中的聚二甲基硅氧烷与酚醛树脂之间、以及N,N-亚甲基丙烯酰胺与酚醛树脂之间、N,N-亚甲基丙烯酰胺与壳聚糖之间、以及壳聚糖自身进行多重交联,形成复杂的三维交联网络,进而增强了暂堵剂的黏度、成胶强度和稳定性;加入甲基丙烯酸甲酯后,在一定温度下进行加热,可使甲基丙烯酸甲酯与体系充分混合,且还有利于进一步促进各种组分之间的交联反应,提高体系黏度,进一步增强暂堵剂的封堵效果。
本发明还提供了上述任一项所述的可逆复合凝胶在油田开采或油田井修复中的应用。
本发明提供的暂堵剂具有较高的成胶强度,封堵效果优异,封堵率可达96%以上,且可实现暂堵剂的封堵、解堵一体化,不会对储层造成破坏,方便施工操作,可广泛应用于原油开采、石油炼制、油井修复等领域中,实现对油井裂缝或产层的有效封堵,具有较高的研究推广价值。
具体实施方式
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。
为了更好的说明本发明,下面通过实施例做进一步的举例说明。
实施例1
本实施例提供一种可调控暂堵剂,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷8份,阳离子聚丙烯酰胺4.5份,水溶性铬盐8份,水溶性羧酸盐8份,N,N-亚甲基丙烯酰胺10份,酚醛树脂6份,壳聚糖6份,甲基丙烯酸甲酯50份和去离子水160份。
其中,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
上述可调控暂堵剂的制备方法如下:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,搅拌至完全溶解,加入称取的硝酸铬和乙酸钠,搅拌混合30min后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌4h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于75℃反应6h,得可调控暂堵剂。
实施例2
本实施例提供一种可调控暂堵剂,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷4份,阳离子聚丙烯酰胺4份,硝酸铬4份,乙酸钠4份,N,N-亚甲基丙烯酰胺1份,酚醛树脂2份,壳聚糖2份,甲基丙烯酸甲酯10份和去离子水100份。
其中,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
上述可调控暂堵剂的制备方法如下:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,搅拌至完全溶解,加入称取的硝酸铬和乙酸钠,搅拌混合30min后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌2h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于65℃反应8h,得可调控暂堵剂。
实施例3
本实施例提供一种可调控暂堵剂,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷6份,阳离子聚丙烯酰胺4.5份,硝酸铬6份,乙酸钠6份,N,N-亚甲基丙烯酰胺5份,酚醛树脂4份,壳聚糖4份,甲基丙烯酸甲酯50份和去离子水180份。
其中,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
上述可调控暂堵剂的制备方法如下:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,搅拌至完全溶解,加入称取的硝酸铬和乙酸钠,搅拌混合30min后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌5h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于60℃反应7h,得可调控暂堵剂。
实施例4
本实施例提供一种可调控暂堵剂,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷7份,阳离子聚丙烯酰胺4.5份,硝酸铬9份,乙酸钠7份,N,N-亚甲基丙烯酰胺8份,酚醛树脂7份,壳聚糖5份,甲基丙烯酸甲酯120份和去离子水160份。
其中,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
上述可调控暂堵剂的制备方法如下:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,搅拌至完全溶解,加入称取的硝酸铬和乙酸钠,搅拌混合30min后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌4h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于50℃反应10h,得可调控暂堵剂。
实施例5
本实施例提供一种可调控暂堵剂,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷10份,阳离子聚丙烯酰胺5份,硝酸铬10份,乙酸钠10份,N,N-亚甲基丙烯酰胺10份,酚醛树脂10份,壳聚糖10份,甲基丙烯酸甲酯70份和去离子水200份。
其中,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
上述可调控暂堵剂的制备方法如下:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,搅拌至完全溶解,加入称取的硝酸铬和乙酸钠,搅拌混合30min后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌8h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于80℃反应6h,得可调控暂堵剂。
对比例1
本对比例提供一种可调控暂堵剂,其原料组成与实施例1完全相同,不同的仅是将聚二甲基硅氧烷替换为等量的阳离子聚丙烯酰胺。
上述可调控暂堵剂的制备方法与实施例1完全相同,此处不再赘述。
对比例2
本对比例提供一种可调控暂堵剂,其原料组成与实施例1完全相同,不同的仅是将聚二甲基硅氧烷替换为等量的聚乙烯醇。
上述可调控暂堵剂的制备方法与实施例1完全相同,此处不再赘述。
对比例3
本对比例提供一种可调控暂堵剂,其原料组成与实施例1完全相同,不同的仅是将N,N-亚甲基丙烯酰胺替换为等量的丙烯酰胺。
上述可调控暂堵剂的制备方法与实施例1完全相同,此处不再赘述。
对比例4
本对比例提供一种可调控暂堵剂,其原料组成与实施例1完全相同,不同的仅是将甲基丙烯酸甲酯替换为等量的丙烯酸羟二酯。
上述可调控暂堵剂的制备方法与实施例1完全相同,此处不再赘述。
暂堵剂的性能检测
1.抗压性能检测
配制矿化度为8000mg/L氯化钠和5000mg/L氯化钙的驱替用水,取实施例1-5以及对比例1-4制备的暂堵剂,利用多功能岩心驱替装置进行承压驱替试验,驱替压力设置为30.0MPa,以1mL/min的速度水驱至出水含水率为98%,注入暂堵剂,泵注完后,将其置于60℃条件下成胶8h,以1mL/min的速度注入驱替水,直至岩心出口流出第一滴驱替液为止,记录过程的压力变化,压力最高点为突破压力。检测结果表1所示。
表1
由上表可以看出,实施例制备的复合凝胶的突破压力大于18MPa,表明该暂堵剂具有优异的抗压性能,有利于提高敞井作业的成功率。
2.成胶时间和解堵时间
将实施例1-5制备的暂堵剂分别均匀分成5份,置于温度为60℃的恒温油浴锅中进行恒温养护,定期观察复合凝胶的成胶和破胶情况。
成胶时间测定:采用倒置法,取试样水平放置1min,试样完全不流动时作为成胶终点,记录成胶时间。
解堵时间测试:待凝胶完全成胶后开始计时,用流变仪测取粘度值,当粘度小于30mPa·s时,即为完全破胶,记录解堵时间。
试验结果证明,本发明实施例制备的暂堵剂的成胶时间为6h-8h,解堵时间为10d-30d。
3.封堵率和解堵率
配制矿化度为8000mg/L氯化钠和5000mg/L氯化钙的驱替用水,取实施例1-5以及对比例1-4制备的暂堵剂,利用多功能岩心驱替装置进行承压驱替试验,在岩心中加入黏土模仿油水井中的地层裂缝环境,驱替压力设置为30.0MPa,以1mL/min的速度水驱至出水含水率为98%,注入1L暂堵剂,泵注完后,将其置于60℃条件下成胶8h,测量其渗透率,计算封堵率,测试完毕后,将岩心和岩心夹持器置于60℃恒温20h,恒温结束后继续测量其渗透率,计算解堵率。测试结果如表2所示。
封堵率=(初始渗透率-封堵后渗透率)/初始渗透率×100%
解堵率=解堵后渗透率/初始渗透率×100%
表2
由上表可以看出,本发明实施例制备的暂堵剂的封堵率可达96%以上,解堵率在80%以上,说明采用本发明的暂堵剂可实现封堵、解堵一体化,解堵率高,对地层的影响较小。
综上所述,本发明制备的暂堵剂可实现封堵、解堵一体化的目的,无需额外注入其他物质进行解堵,同时,暂堵剂的承压强度和封堵性能均较好,且暂堵剂的制备工艺简单,原料成本低,在油田开采或油田井修复领域中具有广阔的应用前景。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已,并不用以限制本发明,凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换或改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种可调控暂堵剂,其特征在于,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷4份-10份,阳离子聚丙烯酰胺4份-5份,水溶性铬盐4份-10份,水溶性羧酸盐4份-10份,N,N-亚甲基丙烯酰胺1份-10份,酚醛树脂2份-10份,壳聚糖2份-10份,甲基丙烯酸甲酯10份-120份和去离子水100份-200份。
2.如权利要求1所述的可调控暂堵剂,其特征在于,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷5份-9份,阳离子聚丙烯酰胺4.3份-4.7份,水溶性铬盐5份-9份,水溶性羧酸盐5份-9份,N,N-亚甲基丙烯酰胺5份-10份,酚醛树脂4份-8份,壳聚糖4份-8份,甲基丙烯酸甲酯40份-70份和去离子水150份-170份。
3.如权利要求2所述的可调控暂堵剂,其特征在于,包括如下质量份数的原料组分:聚二甲基硅氧烷8份,阳离子聚丙烯酰胺4.5份,水溶性铬盐8份,水溶性羧酸盐8份,N,N-亚甲基丙烯酰胺10份,酚醛树脂6份,壳聚糖6份,甲基丙烯酸甲酯50份和去离子水160份。
4.如权利要求1-3任一项所述的可调控暂堵剂,其特征在于,所述聚二甲基硅氧烷与阳离子聚丙烯酰胺的质量比为1:0.5-1。
5.如权利要求1-3任一项所述的可调控暂堵剂,其特征在于,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1000万-1400万,离子度为18%-22%。
6.如权利要求5所述的可调控暂堵剂,其特征在于,所述阳离子聚丙烯酰胺的分子量为1200万,离子度为20%。
7.如权利要求1-3任一项所述的可调控暂堵剂,其特征在于,所述水溶性铬盐为硝酸铬。
8.如权利要求1-3任一项所述的可调控暂堵剂,其特征在于,所述水溶性羧酸盐为乙酸钠。
9.权利要求1-8任一项所述的可调控暂堵剂的制备方法,其特征在于,至少包括如下步骤:
按照设计配比称取各组分,将称取的聚二甲基硅氧烷和阳离子聚丙烯酰胺加入去离子水中,混合均匀后,加入称取的水溶性铬盐和水溶性羧酸盐,混合均匀后,加入称取的N,N-亚甲基丙烯酰胺、酚醛树脂和壳聚糖,搅拌2h-8h,加入称取的甲基丙烯酸甲酯,于50℃-80℃反应6h-10h,得可调控暂堵剂。
10.权利要求9所述的可调控暂堵剂在油田开采或油田井修复中的应用。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202311004703.7A CN117025190A (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 一种可调控暂堵剂及制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202311004703.7A CN117025190A (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 一种可调控暂堵剂及制备方法和应用 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN117025190A true CN117025190A (zh) | 2023-11-10 |
Family
ID=88640763
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202311004703.7A Pending CN117025190A (zh) | 2023-08-10 | 2023-08-10 | 一种可调控暂堵剂及制备方法和应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN117025190A (zh) |
-
2023
- 2023-08-10 CN CN202311004703.7A patent/CN117025190A/zh active Pending
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
WO2015109917A1 (zh) | 页岩气压裂液用稠化剂、压裂液及其制备方法与应用 | |
CN102587858B (zh) | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 | |
CN106634939A (zh) | 一种自悬浮支撑剂的实验室制备方法 | |
CN109294539B (zh) | 一种火驱井环保封窜剂及其制备方法与应用 | |
CN114920876B (zh) | 一种暂堵剂及其制备方法 | |
CA1211881A (en) | Composition and method for stimulating a subterranean formation | |
CN111548779B (zh) | 一种暂堵剂及其制备方法 | |
CN106479477B (zh) | 一种胶囊化固体酸及其制备和应用 | |
CN106947449B (zh) | 一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法 | |
CN115785335B (zh) | 一种高携砂易返排水基压裂液用减阻型稠化剂及其制备方法与应用 | |
CN114716984B (zh) | 一种水基钻井液用胶结封堵型固壁剂及其制备方法与应用 | |
CA1211880A (en) | Method of improving dispersibility of water soluble anionic polymers | |
CN113150764A (zh) | 致密砂岩固体酸酸化压裂液及其制备方法和压裂方法 | |
CN107218009A (zh) | 一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 | |
CN117025190A (zh) | 一种可调控暂堵剂及制备方法和应用 | |
CN107288577A (zh) | 一种低渗砂岩油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 | |
EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
CN114854379B (zh) | 一种水基钻井液用环保胶结型固壁剂及其制备方法与应用 | |
CN112143477A (zh) | 一种硅酸盐堵剂体系及其应用方法 | |
CN113444505B (zh) | 一种自适应堵漏隔离液体系及其制备方法 | |
CN115505070A (zh) | 耐高温膨胀纤维树脂堵漏材料及其制备方法与在固井水泥浆防漏堵漏中的应用 | |
CN117720893B (zh) | 固井用延迟成胶堵漏凝胶及其制备方法和应用 | |
CN113234426B (zh) | 一种可逆复合凝胶及制备方法和应用 | |
CN115819910B (zh) | 无固相冻胶组合物和无固相冻胶体系及其制备方法及应用 | |
CN113072920A (zh) | 一种用于非均质性裂缝发育的油气层堵水调剖剂 |
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 |