CN113185959B - 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 - Google Patents
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113185959B CN113185959B CN202110273893.7A CN202110273893A CN113185959B CN 113185959 B CN113185959 B CN 113185959B CN 202110273893 A CN202110273893 A CN 202110273893A CN 113185959 B CN113185959 B CN 113185959B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temperature
- steam
- oil
- resin
- resistant oil
- 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
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 73
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 73
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 claims abstract description 29
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 claims abstract description 23
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 14
- HECLRDQVFMWTQS-UHFFFAOYSA-N Dicyclopentadiene Chemical compound C1C2C3CC=CC3C1C=C2 HECLRDQVFMWTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 19
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 10
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 10
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 5
- HTZCNXWZYVXIMZ-UHFFFAOYSA-M benzyl(triethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC[N+](CC)(CC)CC1=CC=CC=C1 HTZCNXWZYVXIMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 3
- UIURDDSZTJODOX-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylbenzo[a]anthracene Chemical group C1=CC=CC2=CC3=C4C(C=C)=CC=CC4=CC=C3C=C21 UIURDDSZTJODOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- -1 T90 terpene Chemical class 0.000 claims description 2
- KHSLHYAUZSPBIU-UHFFFAOYSA-M benzododecinium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 KHSLHYAUZSPBIU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 2
- YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M tetraethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CC[N+](CC)(CC)CC YMBCJWGVCUEGHA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000004898 kneading Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 47
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 33
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 abstract description 11
- 238000009991 scouring Methods 0.000 abstract description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 abstract description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 40
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000010954 inorganic particle Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000011146 organic particle Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- ULGYAEQHFNJYML-UHFFFAOYSA-N [AlH3].[Ca] Chemical compound [AlH3].[Ca] ULGYAEQHFNJYML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 description 1
- 238000010382 chemical cross-linking Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 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
- C09K8/5086—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
-
- 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
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明涉及一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用，按质量分数计，组分组成如下：DCPD石油树脂25～35％，萜烯树脂25～35％，松香树脂10～20％，弹性体材料16～24％，表面活性剂4～6％。本发明的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂软化点大于140℃，远高于单一组分的软化点。随着温度升高，调整剂逐渐***或成为高粘的流体，能牢固吸附在高吸汽剖面层段内，故具有封堵强度高、耐冲刷性能好的特点。并且含有石油树脂DCPD、萜烯树脂、松香树脂可被可被煤油、柴油或轻质油快速溶解，具有快速解堵的特性。为油溶性，其降低水相渗透率的能力远高于油相，对地层伤害较低。
Description
技术领域
本发明涉及一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用，属于石油工业中油气井增产领域。
背景技术
稠油热采技术自从发现至今已经有了长足的进步，逐渐形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热等为代表的热采方式。其中我国稠油开采方式主要为蒸汽吞吐和蒸汽驱。
蒸汽吞吐技术，又叫循环注气技术，是循环型的往单口井中注入高温蒸汽提高采收率的一种作业技术方法。蒸汽吞吐方式的增产原理为：高温蒸汽携带热量进入地下后降低稠油初始粘度，增大稠油的流动性；高温蒸汽对地下岩层的冲击作用可破除井筒边缘钻井液的污染，起到了解堵效果；高温蒸汽还能起到降低油水表面张力，减小稠油的流动阻力等作用，最终在上述几种作用的协同影响下达到提高产量的目的。据相关文献得知，目前我国稠油开采量的80％是采用蒸汽吞吐技术来完成的，因此蒸汽吞吐技术在我国稠油开采中扮演着至关重要的角色。
由于油藏原油粘度大，流动性能差，而油层物性纵向差异大，层内非均质现象突出，再加之开发井距小，中周期阶段汽窜现象较严重，致使吸汽剖面不均匀、蒸汽利用率降低；因此，汽窜是超稠油蒸汽吞吐开采方式下中周期阶段开发生产的主要矛盾。
蒸汽剖面调整技术，即采用化学堵剂或者机械手段，在蒸汽进入高渗层或者吸汽能力强的地层前封堵这些“高速通道”，抑制其吸汽能力，对吸汽较少的中低渗透层进行“强制性”吸汽，达到调整吸汽剖面、提高油藏动用程度、提高波及系数的目的。为了提高稠油油藏采收率，通常采用注入调剖剂来改善地层结构，对进入地层的蒸汽进行剖面调整。达到均匀地层的吸汽能力，调整水相渗透率的目的。
调剖剂种类繁多，蒸汽剖面调整技术的调剖剂主要为固体颗粒型调剖剂，固体颗粒型调剖剂主要由有机、无机颗粒组成，其进入孔道能力与堵塞能力主要取决于其粒径大小。其通过固体颗粒调剖剂中的有机颗粒进入大孔道高渗层中架桥，无机颗粒进行填充达到蒸汽剖面调整的目的。河南油田针对自身稠油油藏特点，开发了固体颗粒抗高温调剖剂，该调剖剂是由苛化泥、固化剂GS、悬浮剂X-88、缓凝剂X-168和水组成。胜利油田针对自身蒸汽开采稠油的问题开发了DKJ-II堵剂。经过对几十种配方的测试，最终确定配方。温度敏感激活剂占5％-20％、电厂粉煤灰占40％-80％、悬浮分散剂占1％-5％、钙铝复合辅助剂占12％-40％。克拉玛依油田针对自身油藏特点以及热采中遇到的问题，对水泥堵剂进行实验，筛选出的较好的水泥堵剂配方如下：20％G级水泥+0.6％NaCl+2％JMH+1％CaCl2+1％OS+0.6％CH-II其中无机凝胶JMH起悬浮稳定及缓凝作用；OS可降低滤失量；GH-Ⅱ起缓凝作用，NaCl、CaCl2起调节凝固体强度作用。克拉玛依油田同样进行了膨润土水泥浆调剖剂的研究。其配方为：5％膨润土+0.4％GH-I+15％G级水泥+0.8％OS+1％JMH+2％JSF，其中JMH起悬浮稳定和缓凝作用，JSF和OS起降滤失作用，GH-I起高温缓凝作用。但是以上颗粒类调剖剂在注入地层后对地层均有较大的伤害，且在封堵后会将地层堵死，无法进行解堵。
发明内容
为了解决我国稠油油藏在蒸汽吞吐时遇到的汽窜问题，以及现有封堵剂封堵时对地层伤害大的问题，本发明提供了一种适用于稠油油藏高温蒸汽吞吐开采时调整吸汽剖面的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂。
本发明的调整剂能够有效封堵高渗透层，并且具有封堵强度高、耐温性好、耐冲刷、选择性降低油相和水相渗透率、能够快速解堵、对地层伤害低的特点。
本发明是通过如下技术方案实现的：
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计，组分组成如下：DCPD石油树脂25～35％，萜烯树脂25～35％，松香树脂10～20％，弹性体材料16～24％，表面活性剂4～6％。
根据本发明优选的，所述的DCPD石油树脂为D-5100石油树脂、D-5120石油树脂、D-5140石油树脂中一种或者两种以上混合。
根据本发明优选的，所述的萜烯树脂为T80萜烯树脂、T90萜烯树脂、T100萜烯树脂、T110萜烯树脂、T120萜烯树脂、TF90萜烯树脂、TF100萜烯树脂中一种或者两种以上混合。
根据本发明优选的，所述的松香树脂为138#松香树脂、145#松香树脂、210#松香树脂、DMER-145松香树脂中一种或者两种以上混合。
根据本发明优选的，所述的弹性体材料为改性聚氨酯、TPE弹性体(1,1,2,2-四苯乙烯)、TPR弹性体、TPV弹性体中一种或者两种以上混合。
根据本发明优选的，所述的改性聚氨酯为丙烯酸酯改性的聚氨酯。
丙烯酸酯改性的聚氨酯通过交联混合改性法制得，即在预先准备好的丙烯酸酯乳液和聚氨酯乳液中加入交联剂，机械搅拌混合均匀并发生化学交联反应。改性方法为本领域的常规方法，交联剂为改性常用交联剂。改性聚氨酯的改性方法按本领域的常规技术进行。
根据本发明优选的，所述的表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、溴化二甲基苄基十二烷基铵、苄基三乙基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、四乙基氯化铵中一种或者两种以上混合。
本发明的第二个目的是提供一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂的制备方法。
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂的制备方法，包括步骤如下：
步骤1：将石油树脂DCPD、萜烯树脂、松香树脂、弹性体材料、表面活性剂于60～95℃温度下进行鼓风干燥5～16小时；
步骤2：按配比取步骤1干燥处理后的原料，加入混炼机中进行熔融混炼10～25分钟；
步骤3：混炼反应结束后通过螺杆挤出、切段、冷却、造粒，经过筛分后即可制备不同粒径的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂。
根据本发明优选的，步骤2中混炼温度为170～220℃。
本发明的第三个目的是提供一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂的应用。
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂的应用，用于稠油油藏高温蒸汽吞吐开采时调整吸汽剖面，用量为目标处理总孔隙体积的0.1～0.8PV，使用时按照质量浓度为10～40％分散在携带液中。
本发明的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂与现有技术相比，其突出的特点和优异的效果在于：
1、本发明的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂耐温性好，能选择性封堵油层和水层，能够有效封堵高吸汽层段或汽窜通道。
2、本发明的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂封堵地层后能用轻质油、煤油或柴油进行有效解堵，渗透率恢复率最大为92.86％。
3、本发明的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂中所使用的原材料均是常规的，可以从市场购得。
4、本发明的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂软化点大于140℃，远高于单一组分的软化点。随着温度升高，调整剂逐渐***或成为高粘的流体，能牢固吸附在高吸汽剖面层段内，故具有封堵强度高、耐冲刷性能好的特点。并且含有石油树脂DCPD、萜烯树脂、松香树脂可被可被煤油、柴油或轻质油快速溶解，因此具有快速解堵的特性。为油溶性，其降低水相渗透率的能力远高于油相，故对地层伤害较低。
附图说明
图1为应用实验例中不同返排液量下油相渗透率恢复率趋势图；
图2为应用实验例中不同温度下油相渗透率趋势图。
具体实施案例
下面将结合附图和实施例对本发明进行进一步说明，但本发明的保护范围不限于此。
实施例1
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计，组分组成如下：D-5120石油树脂30％，T110萜烯树脂30％，210#松香树脂19％，TPV弹性体16％，十六烷基三甲基氯化铵5％。
制备方法，步骤如下
步骤1：将D-5120石油树脂，T110萜烯树脂，210#松香树脂，TPV弹性体，十六或十八烷基三甲基氯化铵在干燥温度80℃进行鼓风干燥处理，鼓风干燥时间为5小时；
步骤2：根据以上四种配方按质量比称取干燥后的D-5120石油树脂，T110萜烯树脂，210#松香树脂，TPV弹性体，十六或十八烷基三甲基氯化铵，加入混炼机中，在170-220℃下搅拌加热15min，混合均匀后通过螺杆挤出，切段挤出、切段、冷却、造粒，经过筛分后制备变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂成品。
实施例2
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计，组分组成如下：D-5140石油树脂35％，T120萜烯树脂25％，DMER-145松香树脂17％，TPE弹性体18％，十八烷基三甲基氯化铵5％。
制备方法同实施例1。
实施例3
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计，组分组成如下：D-5130石油树脂30％，T100萜烯树脂30％，145#松香树脂15％，TPR弹性体材料21％，十六烷基三甲基氯化铵4％。
制备方法同实施例1。
实施例4
一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计，组分组成如下：D-5110石油树脂25％，T120萜烯树脂35％，138#松香树脂12％，改性聚氨酯24％，十八烷基三甲基氯化铵4％。
制备方法同实施例1。
应用实验例：
1、软化点测试
取实施例1-4制备好的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按照(GB-4507-2014)执行测定变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂在规定的条件下受热而软化下坠25.4mm时的温度为其软化点，记录不同配方的软化点，测试结果如下：
表1不同配方的软化点记录表
2、选择性封堵性能测试
取实施例2的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计称取10％的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，分散在0.5％十二烷基苯磺酸钠和0.5％部分水解聚丙烯酰胺溶液中混合配制成稳定的悬浮液。
1)堵水性能测定：在油藏温度下用水驱替饱和水的岩心，记录其稳定压力计算填砂管的渗透率；往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待其冷却，水驱测定稳定压力，计算其堵水效率；
2)封窜性能测定：在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替饱和水填砂管，待其压力稳定，记录其稳定压力；往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待其冷却，水驱测定稳定压力，计算其封窜效率；
3)油层封堵性能测定：在油藏温度下用水驱替饱和水的岩心，记录其稳定压力计算填砂管的渗透率；给填砂管饱和油后驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待其冷却，水驱测定稳定压力，计算其封窜效率；
变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂对蒸汽、水层和油层封堵能力效果见表2。
表2选择性封堵效果表
3、封堵强度测试
封堵强度测试，其中包括耐冲刷强度测试和不同注入量下对封堵性能的影响。取实施例2的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计称取10％的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，分散在0.5％十二烷基苯磺酸钠和0.5％部分水解聚丙烯酰胺溶液中混合配制成稳定的悬浮液。
1)耐冲刷强度性能测试：在油藏温度下用水驱替饱和水的岩心，记录其稳定压力计算填砂管的渗透率；往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待到填砂管冷却到地温后驱替1PV、2PV、3PV、5PV、8PV、10PV、12PV、15PV的水观测其压力变化，计算其渗透率，观察其前后渗透率变化，计算其封堵效率。变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂耐冲刷强度性能测试结果见表3。
表3耐冲刷强度性能测试结果表
2)不同注入量下的封堵性能测试：在油藏温度下用水驱替饱和水的岩心，记录其稳定压力计算填砂管的渗透率；往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待到填砂管冷却到地温后，水驱测定其稳定压力，计算其渗透率，观察其前后渗透率变化，计算其封堵效率。变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂在不同注入量下的封堵强度效果见表4。
表4不同注入量下的封堵强度效果表
4、耐温性能测试
耐温性能测试，其中包括老化时间和老化温度的对封堵性能的影响。取实施例2的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计称取10％的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，分散在0.5％十二烷基苯磺酸钠和0.5％部分水解聚丙烯酰胺溶液中混合配制成稳定的悬浮液。
1)老化时间对封堵性能影响：在油藏温度下用水驱替饱和水的岩心，记录其稳定压力计算填砂管的渗透率；往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，将填砂管取出，在150℃下老化6h、12h、18h、24h、48h、72h；待到填砂管冷却至地温后，水驱测定其渗透率，观察其前后渗透率变化，计算其封堵效率。老化时间对变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂封堵性能影响效果见表5。
表5老化时间影响结果表
2)老化温度对封堵性能影响：在油藏温度下用水驱替饱和水的岩心，记录其稳定压力计算填砂管的渗透率；往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，将填砂管取出，在150℃、200℃、240℃、270℃、300℃、340℃、下老化12h；待到填砂管冷却至地温后，水驱测定其渗透率，观察其前后渗透率变化，计算其封堵效率。老化温度对形耐高温油溶性颗粒蒸汽剖面调整剂封堵性能影响效果见表6。
表6老化温度影响结果表
5、解堵性能测试
解堵性能测试，其中包括返排液量和驱替液温度对渗透率恢复值的影响。取实施例2的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计称取10％的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，分散在0.5％十二烷基苯磺酸钠和0.5％部分水解聚丙烯酰胺溶液中混合配制成稳定的悬浮液。
1)返排液量对渗透率恢复率的影响
在油藏温度下用煤油驱替饱和水的填砂管，记录其稳定压力，计算填砂管的油相渗透率；反向往往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待到填砂管冷却到地温后，正向驱替足量煤油，记录返排量分别为10PV、20PV、30PV、50PV、70PV、100PV时的稳定压力，计算其油相渗透率，并计算其渗透率恢复值(参见图1)。
返排液量对变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂解堵性能测试结果见表7。
表7不同返排液量下油相渗透率恢复率结果表
2)煤油温度对渗透率恢复率的影响
在油藏温度下用煤油驱替饱和水的填砂管，记录其稳定压力，计算填砂管的油相渗透率；反向往往填砂管中驱替0.5PV的注入液，在蒸汽发生器为300℃时以5mL/min的速度往蒸汽发生器中注入水驱替填砂管1h后，待到填砂管冷却到地温后，正向用60℃、80℃、100℃、120℃煤油驱替填砂管，记录返排量分别为10PV时的稳定压力，计算其油相渗透率，并计算其渗透率恢复值(参见图2)。
煤油温度对变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂解堵性能测试结果见表8。
表8不同煤油温度下渗透率恢复率结果表
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明的范围内。本发明要求的保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。
Claims (8)
1.一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，按质量分数计，组分组成如下：DCPD石油树脂25～35%，萜烯树脂25～35%，松香树脂10～20%，弹性体材料16～24%，表面活性剂4～6%；所述的弹性体材料为改性聚氨酯、TPE弹性体1,1,2,2-四苯乙烯、TPR弹性体、TPV弹性体中一种或者两种以上混合；所述的表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、溴化二甲基苄基十二烷基铵、苄基三乙基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、四乙基氯化铵中一种或者两种以上混合。
2.根据权利要求1所述的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，其特征在于，所述的DCPD石油树脂为D-5100石油树脂、D-5120石油树脂、D-5140石油树脂中一种或者两种以上混合。
3.根据权利要求1所述的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，其特征在于，所述的萜烯树脂为T80萜烯树脂、T90萜烯树脂、T100萜烯树脂、T110萜烯树脂、T120萜烯树脂、TF90萜烯树脂、TF100萜烯树脂中一种或者两种以上混合。
4.根据权利要求1所述的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，其特征在于，所述的松香树脂为138#松香树脂、145#松香树脂、210#松香树脂、DMER-145松香树脂中一种或者两种以上混合。
5.根据权利要求1所述的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂，其特征在于，所述的改性聚氨酯为丙烯酸酯改性的聚氨酯。
6.权利要求1-5任一所述的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂的制备方法，包括步骤如下：
步骤1：将石油树脂DCPD、萜烯树脂、松香树脂、弹性体材料、表面活性剂于60～95℃温度下进行鼓风干燥5～16小时；
步骤2：按配比取步骤1干燥处理后的原料，加入混炼机中进行熔融混炼10～25分钟；
步骤3：混炼反应结束后通过螺杆挤出、切段、冷却、造粒，经过筛分后即可制备不同粒径的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂。
7.根据权利要求6所述的制备方法，其特征在于，步骤2中混炼温度为170～220℃。
8.权利要求1-5任一所述的变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂的应用，用于稠油油藏高温蒸汽吞吐开采时调整吸汽剖面，用量为目标处理总孔隙体积的0.1～0.8PV，使用时按照质量浓度为10～40%分散在携带液中。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110273893.7A CN113185959B (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110273893.7A CN113185959B (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113185959A CN113185959A (zh) | 2021-07-30 |
| CN113185959B true CN113185959B (zh) | 2022-11-25 |
Family
ID=76973334
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110273893.7A Active CN113185959B (zh) | 2021-03-15 | 2021-03-15 | 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113185959B (zh) |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104481480B (zh) * | 2014-12-04 | 2017-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井深部选择性堵水方法及所用堵剂溶液 |
| CA2969174A1 (en) * | 2017-06-02 | 2018-12-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CN107459983B (zh) * | 2017-08-16 | 2019-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐温抗盐填充调流颗粒及其制备方法 |
| CN109575893B (zh) * | 2017-09-28 | 2021-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 碳酸盐岩酸压转向用暂堵流体 |
| CN108531153B (zh) * | 2018-05-03 | 2020-09-22 | 中国石油大学(华东) | 一种耐高温石油树脂分散体堵剂及其制备方法与应用 |
| CN109439300B (zh) * | 2018-10-19 | 2019-11-01 | 中国石油大学(华东) | 调流剂颗粒、调流剂及其制备方法和应用 |
| CN110144201A (zh) * | 2019-07-15 | 2019-08-20 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | 一种粘弹性颗粒调驱剂及制备方法与应用 |
| CN112175594A (zh) * | 2020-09-22 | 2021-01-05 | 西南石油大学 | 一种调剖堵水用热塑性弹性体及其制备方法 |
-
2021
- 2021-03-15 CN CN202110273893.7A patent/CN113185959B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113185959A (zh) | 2021-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3319716A (en) | Fluid loss additive for well fluids, composition and process | |
| US7458424B2 (en) | Tight formation water shut off method with silica gel | |
| CN102492412B (zh) | 一种压裂前置液 | |
| CN109971443B (zh) | 一种三相泡沫封窜剂及其制备方法、稠油开采调堵方法 | |
| WO2005085594A1 (en) | Compositions and methods for controlling unconsolidated particulates | |
| CN108587586B (zh) | 一种承压堵漏钻井液 | |
| CN104774598A (zh) | 一种钻井液用抗高温封堵剂及其制备方法 | |
| CN110551491B (zh) | 一种包覆堵漏剂及其制备方法和堵漏浆 | |
| CN104099074B (zh) | 一种体积压裂改造裂缝堵水剂及堵水施工方法 | |
| CN103013478A (zh) | 一种油基钻井液用封堵材料及制备方法 | |
| CN111394086B (zh) | 一种环保节水型压裂液的制备方法 | |
| CN104629695A (zh) | 储层保护剂组合物和光谱型钻井液及其应用 | |
| CN110591684B (zh) | 一种两相温度响应相变压裂液体系 | |
| CN106566521B (zh) | 一种阴离子清洁压裂液及其破胶剂的制备及用途 | |
| CN112796717B (zh) | 井下稠油开采用减少气窜的空气泡沫驱方法及其起泡剂 | |
| CN104927807A (zh) | 一种深水无固相水基保温隔离液 | |
| CN108531153A (zh) | 一种耐高温石油树脂分散体堵剂及其制备方法与应用 | |
| WO2018108186A1 (zh) | 一种兼具洗油作用的自生酸诱导增粘调控体系及制备方法 | |
| CN113185959B (zh) | 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用 | |
| CN107286915A (zh) | 一种钻井液提切剂的制备方法 | |
| CN109762543A (zh) | 一种耐温耐盐自增粘乳液暂堵酸化转向剂及其制备方法 | |
| CN106833588A (zh) | 一种固硫助燃高温调剖剂及其制备方法与应用 | |
| CN105368420B (zh) | 用于调驱的低弹性微球和含其的复合调驱体系及调驱方法 | |
| CN111154473A (zh) | 一种解堵驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN114907824B (zh) | 一种相渗调节剂、其制备方法及应用 |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |