CN112358859A - 一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用 - Google Patents
一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112358859A CN112358859A CN202011245320.5A CN202011245320A CN112358859A CN 112358859 A CN112358859 A CN 112358859A CN 202011245320 A CN202011245320 A CN 202011245320A CN 112358859 A CN112358859 A CN 112358859A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- foam
- water
- plugging agent
- salt
- 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
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
- C09K8/512—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
- C09K8/50—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
- C09K8/516—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
- C09K8/518—Foams
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)
- Manufacture Of Porous Articles, And Recovery And Treatment Of Waste Products (AREA)
Abstract
本发明涉及油田化学领域,具体涉及一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用。制备所述冻胶泡沫型堵剂的原料含有0.3‑0.6重量%的海藻酸钠、0.2‑0.3重量%的起泡剂、0.05‑0.1重量%的钙盐、6‑12重量%的单体、0.4‑0.8重量%的交联剂、0.01‑0.05重量%的引发剂和余量的水。所述冻胶泡沫型堵剂,适用于高温高盐油藏,具有成胶时间短、本体冻胶体系成胶强度高、抗地层水稀释、高温高盐环境下可以维持长时间的稳定的优点。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学领域,具体涉及一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用。
背景技术
随着各大主力油田的注水开发,储层中的边水、底水不断突破,这导致油井的产水量日渐增高而产油能力逐渐下降,严重影响了注水开发的效果。因此有效封堵产水层,改善水驱效果变得十分重要。
目前最广泛适用于油田封堵的化学用剂主要是基于聚丙烯酰胺类的聚合物冻胶体系,其具有成本低廉、工艺简单、封堵效果好等优点。此外,泡沫型堵剂也在近年引起了人们的重视,这得益于它的低地层伤害性、具有选择性封堵以及增大储层流动阻力等能力。然而泡沫型堵剂的应用过程中也遇到了一系列问题,受到储层高温、高盐的影响,体系的稳定变性差,泡沫半衰期变短;由于地层水对的稀释作用,泡沫型堵剂的粘度损失较大,流度控制能力减弱,难以维持长期的堵水调控。
中国发明专利CN 104804717提供了一种基于生物表面活性剂作为发泡剂的泡沫堵水用剂,其发泡剂是由铜绿假单细胞菌产生的发酵液,可以有效提高泡沫堵剂的耐盐稳定性。中国专利CN 108203579论述了一种应用于30℃-70℃中低温油层的氮气泡沫堵剂,其体系构成包括:聚丙烯酰胺1.5%-2.5%、起泡剂0.3%-1%、稳泡剂1%-3%,有机铬交联剂1.5%-2.5%,余量为水。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的泡沫型堵剂耐温耐盐稳性低、抗地层水稀释能力差的问题,提供一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用,该冻胶泡沫型堵剂尤其适用于高温高盐油藏的开发过程。
为了实现上述目的,本发明一方面提供一种冻胶泡沫型堵剂,制备所述冻胶泡沫型堵剂的原料含有0.3-0.6重量%的海藻酸钠、0.2-0.3重量%的起泡剂、0.05-0.1重量%的钙盐、6-12重量%的单体、0.4-0.8重量%的交联剂、0.01-0.05重量%的引发剂和余量的水。
优选地,所述原料含有0.4-0.5重量%的海藻酸钠、0.24-0.26重量%的起泡剂、0.075-0.9重量%的钙盐、9-11重量%的单体、0.5-0.7重量%的交联剂、0.02-0.04重量%的引发剂和余量的水。
优选地,所述起泡剂为十四烷基羟磺基甜菜碱;所述钙盐为CaCl2。
优选地,所述单体为丙烯酰胺单体,所述交联剂为N-N亚甲基双丙烯酰胺,所述引发剂为叔丁基过氧化氢。
本发明第二方面提供一种上述冻胶泡沫型堵剂的制备方法,所述方法包括以下步骤:
(1)按照配比称取原料;
(2)将海藻酸钠、起泡剂、部分单体、部分引发剂、部分交联剂和部分水混合均匀,得到聚合物基液;
(3)将钙盐、剩余的单体、剩余的引发剂、剩余的交联剂和剩余的水进行混合均匀,得到盐离子基液;
(4)将步骤(2)所得聚合物基液置于搅拌器内进行搅拌,直至形成均匀致密的泡沫体系;
(5)将步骤(4)所得泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积为(2-6):1的比例从底部注入步骤(3)所得盐离子基液内充分混合,得到固化泡沫体系;
(6)将步骤(5)所得固化泡沫体系进行成胶,得到冻胶泡沫型堵剂。
优选地,在步骤(2)中,混合时间为6-8h。
优选地,在步骤(3)中,混合时间为1-2h。
优选地,在步骤(4)中,所述搅拌的条件包括:转速为4000-5000r/min,时间为4-6min。
优选地,在步骤(6)中,所述成胶的温度为100-130℃。
本发明第三方面提供上述冻胶泡沫型堵剂在油藏调剖堵水中的应用。
本发明所述的冻胶泡沫型堵剂,适用于高温高盐油藏,具有成胶时间短、本体冻胶体系成胶强度高、抗地层水稀释、高温高盐环境下可以维持长时间的稳定的优点。
附图说明
图1是实施例2中泡沫体系注入盐离子基液内固化后的照片;
图2是实施例1制得的冻胶泡沫型堵剂在在130℃、22万矿化度地层条件下养护24h后的照片;
图3是实施例1制得的冻胶泡沫型堵剂在在130℃、22万矿化度地层条件下养护48h后的照片;
图4是实施例1制得的冻胶泡沫型堵剂在在130℃、22万矿化度地层条件下养护72h后的照片。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是,此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明,并不用于限制本发明。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值,这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说,各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间,以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围,这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明一方面提供一种冻胶泡沫型堵剂,制备所述冻胶泡沫型堵剂的原料含有0.3-0.6重量%的海藻酸钠、0.2-0.3重量%的起泡剂、0.05-0.1重量%的钙盐、6-12重量%的单体、0.4-0.8重量%的交联剂、0.01-0.05重量%的引发剂和余量的水。
在一种优选地实施方式中,所述原料含有0.4-0.5重量%的海藻酸钠、0.24-0.26重量%的起泡剂、0.075-0.9重量%的钙盐、9-11重量%的单体、0.5-0.7重量%的交联剂、0.02-0.04重量%的引发剂和余量的水。
在一种优选地实施方式中,所述起泡剂为十四烷基羟磺基甜菜碱(THSB)。
在一种优选地实施方式中,所述钙盐为CaCl2。
在本发明中,利用所述海藻酸钠遇Ca2+迅速形成水凝胶固化的特性,形成的固化泡沫体系,具有良好的机械强度与结构强度,有良好的抗剪切能力,可以有效抵抗地层水对体系的稀释作用。
在一种优选地实施方式中,所述单体为丙烯酰胺单体(AM),所述交联剂为N-N亚甲基双丙烯酰胺(MBA),所述引发剂为叔丁基过氧化氢(SA)。
本发明第二方面提供一种上述冻胶泡沫型堵剂的制备方法,所述方法包括以下步骤:
(1)按照配比称取原料;
(2)将海藻酸钠、起泡剂、部分单体、部分引发剂、部分交联剂和部分水混合均匀,得到聚合物基液;
(3)将钙盐、剩余的单体、剩余的引发剂、剩余的交联剂和剩余的水进行混合均匀,得到盐离子基液;
(4)将步骤(2)所得聚合物基液置于搅拌器内进行搅拌,直至形成均匀致密的泡沫体系;
(5)将步骤(4)所得泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积为(2-6):1的比例从底部注入步骤(3)所得盐离子基液内充分混合,得到固化泡沫体系;
(6)将步骤(5)所得固化泡沫体系进行成胶,得到冻胶泡沫型堵剂。
在一种优选地实施方式中,在步骤(2)中,所述部分单体的重量为原料中单体总重量的50%,所述部分引发剂的重量为原料中引发剂总重量的50%,所述部分交联剂的重量为原料中交联剂总重量的50%。
在本发明所述的方法中,对于步骤(2)中的混合时间没有特殊的要求,只要能够混合均匀即可。在一种优选地实施方式中,在步骤(2)中,混合时间为6-8h。具体的,所述混合时间可以为6h、6.5h、7h、7.5h或8h。
在本发明所述的方法中,对于步骤(3)中的混合时间没有特殊的要求,只要能够混合均匀即可。在一种优选地实施方式中,在步骤(3)中,混合时间为1-2h。具体的,所述混合时间可以为1h、1.2h、1.5h、1.75h或2h。
在一种优选地实施方式中,在步骤(4)中,所述搅拌的条件包括:转速为4000-5000r/min,时间为4-6min。具体的,所述搅拌转速可以为4000r/min、4100r/min、4200r/min、4300r/min、4400r/min、4500r/min、4600r/min、4700r/min、4800r/min、4900r/min或5000r/min;所述搅拌时间可以为4min、4.5min、5min、5.5min或6min。
在本发明所述的方法中,在步骤(6)中,对于成胶的条件没有特殊的要求,可以为本领域的常规选择。在优选的实施方式中,为了更好的达到成胶效果,并且满足高温高盐地层的使用条件,所述成胶的温度为100-130℃。最优选为130℃。
在本发明所述的方法中,在步骤(6)中,所述成胶的时间受到原料的配比和成胶的温度的影响,成胶时间可以通过调配原料配比和成胶温度进行控制。在优选地实施方式中,所述成胶的时间为175min-270min。
在本发明中,制得的冻胶泡沫型堵剂,随着气液比例的不同,密度在0.6~0.9g/cm3范围内可控。
本发明第三方面提供上述冻胶泡沫型堵剂在油藏调剖堵水中的应用。
在本发明中,所述冻胶泡沫型堵剂在应用时,在注入地层后,凭借其结构强度可以在130℃温度下维持泡沫体系稳定4-5h,体系中的本体冻胶能够在3h左右成胶,可以进一步增强堵水效果,并达到长期耐温的目的。
在本发明中,所述冻胶泡沫型堵剂在应用时,可以将步骤(1-5)制得的固化泡沫体系注入高温高盐地层,利用地层温度促使体系快速成胶。
本发明所述的冻胶泡沫型堵剂,尤其适用于高温高盐油藏,最高耐温130℃,最高耐盐22万矿化度,具有成胶时间短、本体冻胶体系成胶强度高、抗地层水稀释、高温高盐环境下可以维持长时间的稳定的优点。在应用过程中,堵剂中的海藻酸钠聚合物可以与地层中的二价阳离子形成水凝胶,高矿化度地层水可以使本冻胶泡沫型堵剂更加稳定,达到高耐盐的目的。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述,但本发明的保护范围并不局限于此。
实施例1
按照配比称取原料,然后在92.29g水中加入0.8g海藻酸钠、0.5g THSB、6g AM、0.4g MBA、0.01g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在93.49g水中加入0.1g CaCl2、6g AM、0.4g MBA、0.01g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积5:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间4.5h。
实施例2
按照配比称取原料,然后在89.07g水中加入0.8g海藻酸钠、0.5g THSB、9g AM、0.6g MBA、0.03g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在90.22g水中加入0.15gCaCl2、9g AM、0.6g MBA、0.03g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积4:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3.5h。
其中,图1为泡沫体系以4:1的比例注入盐离子基液内固化后的照片。制得的固化泡沫体系在室温下极其稳定,可保持原体积在十几天内几乎不发生变化,且流动性良好。
实施例3
按照配比称取原料,然后在86.05g水中加入0.6g海藻酸钠、0.5g THSB、12g AM、0.8g MBA、0.05g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在86.95g水中加入0.2gCaCl2、12g AM、0.8g MBA、0.05g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积3:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3h。
实施例4
按照配比称取原料,然后在89.27g水中加入0.6g海藻酸钠、0.5g THSB、9g AM、0.6g MBA、0.03g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在90.27g水中加入0.1g CaCl2、9g AM、0.6g MBA、0.03g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积4:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3.33h。
实施例5
按照配比称取原料,然后在86.05g水中加入0.6g海藻酸钠、0.5g THSB、12g AM、0.8g MBA、0.05g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在87g水中加入0.15g CaCl2、12g AM、0.8g MBA、0.05g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积3:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间2.92h。
实施例6
按照配比称取原料,然后在88.87g水中加入1g海藻酸钠、0.5g THSB、9g AM、0.6gMBA、0.03g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在90.27g水中加入0.1gCaCl2、9g AM、0.6gMBA、0.03g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积4:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3.58h。
实施例7
按照配比称取原料,然后在85.65g水中加入1g海藻酸钠、0.5g THSB、12g AM、0.8gMBA、0.05g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在87g水中加入0.15g CaCl2、12g AM、0.8gMBA、0.05g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积3:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3.25h。
实施例8
按照配比称取原料,然后在88.67g水中加入1.2g海藻酸钠、0.5gTHSB、9g AM、0.6gMBA、0.03g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在90.27g水中加入0.1gCaCl2、9g AM、0.6gMBA、0.03g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积4:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3.83h。
实施例9
按照配比称取原料,然后在85.45g水中加入1.2g海藻酸钠、0.5g THSB、12g AM、0.8g MBA、0.05g SA,搅拌8小时后得到聚合物基液;在87g水中加入0.15g CaCl2、12g AM、0.8g MBA、0.05g SA,搅拌2小时后得到盐离子基液;将上述聚合物基液置于搅拌器内搅拌起泡,搅拌转速5000r/min,搅拌时间5min,形成均匀泡沫体系;将上述泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积3:1的比例从底部注入上述盐离子基液内,使泡沫与盐溶液充分混合,得到固化泡沫体系,将上述固化泡沫体系置于130℃的环境内成胶,成胶时间3.5h。
对比例1
按照实施例1中的方法进行实施,与之不同的是,将实施例1中的海藻酸钠用相同重量的水代替,得到冻胶泡沫型堵剂D1。
对比例2
按照实施例1中的方法进行实施,与之不同的是,将实施例1中CaCl2的用相同重量的水代替,得到冻胶泡沫型堵剂D2。
测试例
1、将实施例1制得的冻胶泡沫型堵剂在130℃、22万矿化度地层条件下分别养护24h、48h、72h后,照片分别如图2、3和4所示。
从图2、图3和图4可以看出,成胶后的泡沫体系堵剂在130℃环境中,体积变化幅度较小,经过72h后,体积仍维持在较高的水平,说明该堵剂成胶强度高,在130℃环境中非常稳定。且现场应用过程中,能起到在高温高矿化度地层长期封堵的作用。
2、对实施例和对比例制得的冻胶泡沫型堵剂的封堵性能进行检测。具体步骤包括:将长10cm,内径2.5cm的露头岩心用22万矿化度盐水饱和后置于岩心夹持器内;用22万矿化度盐水进行水驱,直至其驱替压力稳定并测得封堵前渗透率k0;反向注入0.3PV的制得的固化泡沫体系,再注入0.1PV的22万矿化度盐水顶替;然后将岩心夹持器置于130℃恒温箱内进行成胶(成胶时间与各实施例和对比例的时间保持一致),成胶完成后将岩心夹持器取出,然后再次用22万矿化度盐水进行水驱至其驱替压力稳定并测得封堵后渗透率k1,按照封堵率计算公式E=(k0-k1)/k0计算各岩心封堵率,封堵结果如表1所示。
表1
编号 | k<sub>0</sub>/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | k<sub>1</sub>/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | E/% |
实施例1 | 30.72 | 0.57 | 98.14 |
实施例2 | 30.64 | 0.45 | 98.53 |
实施例3 | 30.83 | 0.43 | 98.61 |
实施例4 | 30.16 | 0.51 | 98.31 |
实施例5 | 30.51 | 0.38 | 98.75 |
实施例6 | 30.37 | 0.43 | 98.58 |
实施例7 | 30.86 | 0.35 | 98.87 |
实施例8 | 30.55 | 0.41 | 98.66 |
实施例9 | 30.49 | 0.26 | 99.15 |
对比例1 | 30.78 | 18.08 | 41.26 |
对比例2 | 30.81 | 15.26 | 50.47 |
通过表1的结果可以看出,本发明所述的冻胶泡沫型堵剂具有优异的堵水效果。
以上详细描述了本发明的优选实施方式,但是,本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内,可以对本发明的技术方案进行多种简单变型,包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合,这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容,均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种冻胶泡沫型堵剂,其特征在于,制备所述冻胶泡沫型堵剂的原料含有0.3-0.6重量%的海藻酸钠、0.2-0.3重量%的起泡剂、0.05-0.1重量%的钙盐、6-12重量%的单体、0.4-0.8重量%的交联剂、0.01-0.05重量%的引发剂和余量的水。
2.根据权利要求1所述的冻胶泡沫型堵剂,其特征在于,所述原料含有0.4-0.5重量%的海藻酸钠、0.24-0.26重量%的起泡剂、0.075-0.9重量%的钙盐、9-11重量%的单体、0.5-0.7重量%的交联剂、0.02-0.04重量%的引发剂和余量的水。
3.根据权利要求1或2所述的冻胶泡沫型堵剂,其特征在于,所述起泡剂为十四烷基羟磺基甜菜碱;所述钙盐为CaCl2。
4.根据权利要求1或2所述的冻胶泡沫型堵剂,其特征在于,所述单体为丙烯酰胺单体,所述交联剂为N-N亚甲基双丙烯酰胺,所述引发剂为叔丁基过氧化氢。
5.一种如权利要求1-4中任意一项所述的冻胶泡沫型堵剂的制备方法,其特征在于,所述方法包括以下步骤:
(1)按照配比称取原料;
(2)将海藻酸钠、起泡剂、部分单体、部分引发剂、部分交联剂和部分水混合均匀,得到聚合物基液;
(3)将钙盐、剩余的单体、剩余的引发剂、剩余的交联剂和剩余的水进行混合均匀,得到盐离子基液;
(4)将步骤(2)所得聚合物基液置于搅拌器内进行搅拌,直至形成均匀致密的泡沫体系;
(5)将步骤(4)所得泡沫体系以气泡体积比盐溶液体积为(2-6):1的比例从底部注入步骤(3)所得盐离子基液内充分混合,得到固化泡沫体系;
(6)将步骤(5)所得固化泡沫体系进行成胶,得到冻胶泡沫型堵剂。
6.根据权利要求5所述的方法,其特征在于,在步骤(2)中,混合时间为6-8h。
7.根据权利要求5或6所述的方法,其特征在于,在步骤(3)中,混合时间为1-2h。
8.根据权利要求5或6所述的方法,其特征在于,在步骤(4)中,所述搅拌的条件包括:转速为4000-5000r/min,时间为4-6min。
9.根据权利要求5或6所述的方法,其特征在于,在步骤(6)中,所述成胶的温度为100-130℃。
10.一种如权利要求1-4中任意一项所述的冻胶泡沫型堵剂或权利要求5-9中任意一项所述的方法制得的冻胶泡沫型堵剂在油藏调剖堵水中的应用。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011245320.5A CN112358859B (zh) | 2020-11-10 | 2020-11-10 | 一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011245320.5A CN112358859B (zh) | 2020-11-10 | 2020-11-10 | 一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112358859A true CN112358859A (zh) | 2021-02-12 |
CN112358859B CN112358859B (zh) | 2022-11-18 |
Family
ID=74508434
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202011245320.5A Active CN112358859B (zh) | 2020-11-10 | 2020-11-10 | 一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN112358859B (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114381253A (zh) * | 2022-03-24 | 2022-04-22 | 中国石油大学(华东) | 一种触变型强化泡沫体系及其制备方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104327812A (zh) * | 2014-09-23 | 2015-02-04 | 山东洁晶集团股份有限公司 | 一种新型石油钻探堵漏剂及其堵漏方法 |
US10144859B1 (en) * | 2017-07-20 | 2018-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation compositions (LCM) having Portland cement clinker |
CN109054788A (zh) * | 2018-08-09 | 2018-12-21 | 高阳 | 一种压裂暂堵剂及其制备方法 |
CN109312222A (zh) * | 2016-06-02 | 2019-02-05 | 密苏里州立大学校董 | 用于一致性控制和流体损失控制的重组聚合物颗粒包装体 |
CN109779564A (zh) * | 2017-11-13 | 2019-05-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种堵水调驱用自生凝胶的使用方法 |
CN110628401A (zh) * | 2019-10-12 | 2019-12-31 | 青岛大学 | 一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法 |
-
2020
- 2020-11-10 CN CN202011245320.5A patent/CN112358859B/zh active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104327812A (zh) * | 2014-09-23 | 2015-02-04 | 山东洁晶集团股份有限公司 | 一种新型石油钻探堵漏剂及其堵漏方法 |
CN109312222A (zh) * | 2016-06-02 | 2019-02-05 | 密苏里州立大学校董 | 用于一致性控制和流体损失控制的重组聚合物颗粒包装体 |
US10144859B1 (en) * | 2017-07-20 | 2018-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation compositions (LCM) having Portland cement clinker |
CN110914377A (zh) * | 2017-07-20 | 2020-03-24 | 沙特***石油公司 | 包括波特兰水泥熟料的堵漏组合物(lcm) |
CN109779564A (zh) * | 2017-11-13 | 2019-05-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种堵水调驱用自生凝胶的使用方法 |
CN109054788A (zh) * | 2018-08-09 | 2018-12-21 | 高阳 | 一种压裂暂堵剂及其制备方法 |
CN110628401A (zh) * | 2019-10-12 | 2019-12-31 | 青岛大学 | 一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法 |
Non-Patent Citations (4)
Title |
---|
戴彩丽等: "耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂――适用于东海气田高温气藏堵水稳产", 《天然气工业》 * |
李亮等: "塔河高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术", 《石油钻采工艺》 * |
杨承志: "石油开采与精细化工", 《精细石油化工》 * |
赵福麟: "压裂液", 《石油大学学报(自然科学版)》 * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114381253A (zh) * | 2022-03-24 | 2022-04-22 | 中国石油大学(华东) | 一种触变型强化泡沫体系及其制备方法 |
CN114381253B (zh) * | 2022-03-24 | 2022-06-07 | 中国石油大学(华东) | 一种触变型强化泡沫体系及其制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN112358859B (zh) | 2022-11-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11015109B2 (en) | Particulate profile control agent self-adaptive to size of formation pore throat and preparation method thereof | |
CN103232839B (zh) | 一种适于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂 | |
CN106010491A (zh) | 一种预交联体膨型调剖剂、制备方法及应用 | |
CN109575184B (zh) | 一种反相乳液可自交联型调剖堵水剂及其制备方法 | |
CN111594117A (zh) | 采用pei的可溶胀聚合物的交联 | |
CN106947450B (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
CN105925255B (zh) | 一种高温调剖暂堵剂及其制备方法和应用 | |
CN107629775B (zh) | 一种含油污泥调剖剂及其制备方法 | |
CN112358859B (zh) | 一种冻胶泡沫型堵剂及其制备方法和应用 | |
CN106634903A (zh) | 一种互穿型聚合物网络体冻胶及其制备方法与应用 | |
CN112898484B (zh) | 一种油气田调堵驱多功能药剂及其制作工艺 | |
US11578250B1 (en) | Cementitious plugging wall solidifer for water-based drilling fluid, and a preparation method thereof and a water-based drilling fluid | |
CN113337260A (zh) | 一种阳离子冻胶深部调剖体系及其制备方法 | |
CN112226219B (zh) | 一种冻胶型泡沫体系调流剂及其制备方法和应用 | |
CN108728068A (zh) | 一种适合高温油藏的地下聚合堵水剂的制备方法 | |
CN105820345B (zh) | 一种蒸汽驱超高温封窜剂及其制备方法和应用 | |
CN110776890B (zh) | 一种高强凝胶调剖堵水剂 | |
CN110551250B (zh) | 一种乳液型酸液稠化剂及其制备方法 | |
CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
CN114736330B (zh) | 一种葫芦脲杂化超分子聚合物驱油剂及其制备方法 | |
CN111763507B (zh) | 一种强度可调星形聚合物凝胶泡沫调剖剂及其制备与应用 | |
RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
CN110204641B (zh) | 一种调剖用交联聚合物微球及其制备方法 | |
CN113755144A (zh) | 一种凝胶堵水剂及其制备方法 | |
CN115216282B (zh) | 一种高温高矿化度油藏用黑胶调堵剂及其制备方法 |
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 |