CN111350474A - 一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法 - Google Patents
一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111350474A CN111350474A CN202010155257.XA CN202010155257A CN111350474A CN 111350474 A CN111350474 A CN 111350474A CN 202010155257 A CN202010155257 A CN 202010155257A CN 111350474 A CN111350474 A CN 111350474A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gel
- fluid
- cross
- polyacrylamide
- chromium
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 30
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims abstract 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 55
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 44
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 41
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 41
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 27
- QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K chromium(3+) trichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Cl-].[Cr+3] QSWDMMVNRMROPK-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 27
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 27
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 27
- 229910021556 Chromium(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 26
- 229960000359 chromic chloride Drugs 0.000 claims description 26
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 24
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 21
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 238000006136 alcoholysis reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 13
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000013522 chelant Substances 0.000 claims description 4
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 100
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 7
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N Dialdehyde 11678 Chemical compound N1C2=CC=CC=C2C2=C1[C@H](C[C@H](/C(=C/O)C(=O)OC)[C@@H](C=C)C=O)NCC2 ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 150000003608 titanium Chemical class 0.000 description 1
- 150000003754 zirconium Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- 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
-
- 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
- C09K8/504—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
- C09K8/516—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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
本发明公开了一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其步骤如下:S1、先泵入清水,对近井地带进行清洗;S2、将聚合物体系、交联剂体系和水均匀混合,溶液内无鱼眼状即可,形成流体溶液;S3、待流体溶液配置完后,将流体溶液经由泵送入井筒中,经过井筒泵入地层;S4、当流体泵入完后,继续跟进清水将流体顶替入地层深部后关井侯凝形成凝胶;S5、待泵入流体侯凝形成凝胶后再用水驱进行开发。本封堵方法工艺简单、所封堵的流体凝胶成本低廉,可以缓解聚合物在低渗透储层渗流中剪切破坏,实现聚合物凝胶深部封堵调驱作用。
Description
技术领域
本发明涉及一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,特别适用于低渗透非均质储层对凝胶剪切破坏比较严重,难以实现聚合物凝胶深部封堵的工况条件。
背景技术
油藏由于常年注水开发,储层非均质性严重,普遍出现无效循环注水、油井产水率高等问题。近年来,弱凝胶体系作为深部调剖剂和驱油剂广泛应用于非均质油藏来改善注水剖面,提高原油釆收率,并在东部中高渗油藏中取得了较好的成效。而低渗透油藏具有不同于中高渗油藏的地质特征和储层物性,具体表现为地层水矿化度偏高,非均质性严重,孔隙通道半径小,孔隙内表层粗糙,油层束缚水饱和度高等,因此导致弱凝胶在深部运移中受剪切、吸附以及稀释等作用影响严重。
二次交联凝胶调剖调驱技术是利用二次交联凝胶,分别在地面、地层内部各发生一次交联,一次交联后分子团变大,限制其进入低渗油藏,避免对低渗油藏的污染,有利于进入较大孔隙或渗透率较高的储层,进入大孔隙或渗透率较高的储层后,二次交联开始发生,凝胶强度加大,从而发挥封堵和驱油的作用。
公开号为CN 106047330A,公开日为2016年10月26日的中国专利文献公开了一种二次交联型水基凝胶交联剂及其制备方法,其特征在于将金属氯化物与碱在水中混合反应,然后向上述反应的体系中加入有机酸混合反应,即得到二次交联型水基凝胶交联剂,所述金属氯化物、所述碱与所述有机酸的摩尔比为1:2.4~3.25:1.2~1.75。文献“裂缝性油藏二次交联凝胶调剖体系的研究”(邱玲等人,《精细石油化工进展》,2008年10期)公开了一种二次交联凝胶调剖体系,确定了该体系的最佳配方:KYPAM(抗盐梳型聚丙烯酰胺)浓度为1500~2000mg/L、KYPAM与Cr~(3+)交联剂质量比为20:1~40:1、第二交联剂BD浓度为800~1200mg/L、热稳定剂RW浓度为5~10mg/L、体系pH值为9.0,该一次交联凝胶的形成对调剖剂原液在裂缝中的滤失具有很好的防护作用,二次交联凝胶体系可明显提高裂缝性油藏的采收率。但以上专利文献主要针对高渗透储层,特别是裂缝储层进行封堵,避免进入低渗透储层而研发的。公开号为CN106867487A,公开了一种用于储层改造的暂堵转向剂及其制备方法,暂堵转向剂其特征包括以下质量百分比的组分:高分子聚合物颗粒,30%~45%;交联剂,0~4%;膨胀剂,5%~12%;破胶剂,0.1%~1%;油,余量;其中,高分子聚合物颗粒为聚乙烯醇颗粒、聚丙烯酰胺颗粒以及聚丙烯酰胺衍生物颗粒中的至少一种;交联剂为硼酸、水溶性硼酸盐、水溶性铬盐、水溶性铝盐、水溶性钛盐以及水溶性锆盐中的至少一种;膨胀剂为聚丙烯酰胺交联树脂颗粒或者丙烯酰胺与丙烯酸共聚物交联树脂颗粒或者它们的组合;破胶剂为过硫酸盐,该专利聚合物干颗粒是在未溶解之前泵入地层主要作用区域是在近井地带,利用干颗粒的强度在炮眼或前期压开的裂缝形成封堵,封堵是近井地带,应用的对象是针对压裂或酸化增产作业,使增产作业的流体从新的方向压开地层。因此,急需研发一种能缓解聚合物凝胶在低渗透储层渗流过程中的剪切破坏的程度并且实现低渗透储层的深部调驱流体的封堵方法。
发明内容
为缓解聚合物凝胶在低渗透储层渗流过程中的剪切破坏的程度,本发明提供了一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,本封堵方法可以缓解聚合物在低渗透储层渗流中剪切破坏,实现深部调驱,本封堵方法工艺简单、所封堵的流体凝胶成本低廉,实现聚合物凝胶深部封堵调剖作用。
本发明的实现过程如下:
一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,包括如下步骤:
S1、先泵入清水,对近井地带进行清洗;
S2、将聚合物体系、交联剂体系和水均匀混合,溶液内无鱼眼状即可,形成流体溶液;其中,以形成流体溶液的总质量百分比计,聚合物体系:0.05%~5%,交联体系中有效质量百分比:0.01%~1%,其余部分为水;其中,聚合物体系由聚丙烯酰胺和聚乙烯醇组成;交联剂体系由乙酸铬体系和戊二醛交联剂组成;
S3、待流体溶液配置完后,将流体溶液经由泵送入井筒中,经过井筒泵入地层;
S4、当流体泵入完后,继续跟进清水将流体顶替入地层深部后关井侯凝形成凝胶;
S5、待泵入流体侯凝形成凝胶后再用水驱进行开发。
进一步,所述聚丙烯酰胺和聚乙烯醇的有效质量比例为5:1~2:1。
进一步,所述聚丙烯酰胺为部分水解聚丙烯酰胺,分子量为800万~2000万,水解度为20~40%;聚乙烯醇,聚合度为1700,醇解度为70~92%。
进一步,所述乙酸铬体系为乙酸钠与三氯化铬形成的乙酸铬螯合物;所述戊二醛交联剂是质量百分比为25%~40%的戊二醛水溶液。
进一步,所述乙酸铬体系的配制方法为:将乙酸钠的水溶液与三氯化铬的水溶液放入100mL的广口瓶中密封,用氮气保护,静置于50℃恒温的烘箱中老化32h,形成乙酸铬体系。
进一步,所述乙酸钠与三氯化铬质量之比为10:1~2:1,所述乙酸铬体系和戊二醛有效质量比为10:1~4:1。
本发明的积极效果:
(1)本发明中,采用五个步骤形成实现封堵的方法,该封堵过程简单,对于二次交联凝胶流体配方含有两种聚合物和两种交联剂,采用此方法有利于两种聚合物和两种交联剂的充分混合,混合聚合物后摩阻降低,有利于泵送。
(2)本发明中,以重量份计组分和配比如下:聚合物体系:0.05%~5%;交联剂体系:0.01%~1%,其余部分为水。这样的方式配方简单、成本低廉,成胶性能好。选用这样特定的比例,是因为经过若干次实验测得:若浓度过低不容易形成凝胶,若浓度过高,形成的凝胶容易脱水。
(3)本发明中,所述聚合物体系由两种聚合物组成,分别是聚丙烯酰胺和聚乙烯醇,聚丙烯酰胺和聚乙烯醇的有效质量比例为5:1~2:1。选用这样特定的比例,是因为经过若干次实验测得:聚乙烯醇比例过高,不容易形成凝胶,聚丙烯酰胺比例过高凝胶在低渗透储层中渗流作用下破胶程度比较大。
(4)本发明中,凝胶流体可以用于低渗透储层进行调剖作业领域,特别是用于低渗透储层深部调驱作业领域。
(5)本发明中,聚丙烯酰胺为部分水解聚丙烯酰胺,分子量为800万~2000万,水解度为20~40%;聚乙烯醇,聚合度为1700,醇解度为70~92%。聚丙烯酰胺选择这些分子量和水解度,有利于其在水中溶解,并且与交联剂形成的凝胶也比较好。聚乙烯醇选择这些聚合物和醇解度,有利于其在水中溶解,并且与交联剂形成的凝胶也比较好。
(6)本发明中,交联剂为乙酸铬和戊二醛,其中乙酸铬可以与聚丙烯酰胺交联,戊二醛可以与聚乙烯醇交联,由于乙酸铬与聚丙烯酰胺交联条件和戊二醛与聚乙烯醇交联存在差异,因此形成的凝胶最终时间将大于常用的聚丙烯酰胺凝胶体系,这是本专利的核心特征。
(7)本发明中,所述交联剂体系为:乙酸铬体系和戊二醛。所述乙酸铬体系为:乙酸钠与三氯化铬形成的螯合物,乙酸钠与三氯化铬质量之比为10:1~2:1进行配制;戊二醛交联剂用含戊二醛5%~40%的水溶液。乙酸铬和戊二醛有效质量比为10:1~4:1。选用这样特定的比例,是因为经过若干次实验测得:乙酸铬体系比例过高,凝胶体系抗剪切将大幅度减弱,戊二醛比例过高,不容易形成凝胶。
(8)本发明中,适用于地层温度为50~120℃范围内的低渗透油藏,在该温度范围内,本发明的凝胶具有很好的成胶效果和深部封堵能力。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明做进一步说明。
本发明主要针对低渗透注水开发后期,由于采出液中含水量过高,需要储层注入弱凝胶调整注入水的波及面积,而储层弱凝胶在深部运移中受剪切、吸附以及稀释等作用影响严重的情况,采用二次交联形成互穿网络凝胶从而缓解聚合物凝胶在低渗透孔隙中的剪切破坏,实现低渗透储层的深部调驱目的。
实施例1
作为本发明的最佳实施方式,其方法如下:
S1:采用先采用泵车泵入一定量的清水,对近井地带进行清洗;
S2:将聚合物体系和交联剂体系均匀混合,溶液内无鱼眼状即可,形成流体溶液;混合所采用的装置没有任何限制,可以采用本领域常用的任何装置,例如搅拌泵。
S3:待流体溶液配置完后,将流体溶液经由泵送入井筒中,经过井筒泵入地层,在地表温度条件下,凝胶未成胶,由于混合聚合物作用的摩阻低,因此容易泵入,按照施工井的设计量泵入。
S4:当流体泵入完后,继续跟进清水将流体顶替入地层深部后流体达到地层所要求的位置,关井侯凝,由于地层温度远高于地表面,达到聚合物开始在地层温度条件下与交联剂发生反应,逐步形成强度较高的凝胶。
S5:待泵入流体侯凝形成凝胶后再继续用水驱进行开发。
所述S2步骤中,以形成的凝胶的总质量百分比计,聚合物体系:0.05%~5%;交联体系中有效质量百分比:0.01%~1%,其余部分为水;
所述聚合物体系由两种聚合物组成,分别是聚丙烯酰胺和聚乙烯醇,聚丙烯酰胺和聚乙烯醇的有效质量比例为5:1~2:1。
所述聚丙烯酰胺为部分水解聚丙烯酰胺,分子量为800万~2000万,水解度为20~40%;聚乙烯醇,聚合度为1700,醇解度为70~92%。
所述交联剂体系的有效组份为:乙酸铬体系和戊二醛。
所述乙酸铬体系为:将乙酸钠的水溶液与三氯化铬的水溶液放入100mL的广口瓶中密封,用氮气保护,静置于50℃恒温的烘箱中老化32h,乙酸钠与三氯化铬形成螯合物,乙酸钠与三氯化铬质量之比为10:1~2:1,所述乙酸钠的水溶液的浓度为,所述三氯化铬的水溶液的浓度为;戊二醛交联剂用含戊二醛25%~50%的水溶液,乙酸铬和戊二醛有效质量比为10:1~4:1。本发明方法中乙酸铬体系的制备过程借鉴文献(胡艾国,熊佩,张亮,罗陶涛,刘郭权.低温交联弱凝胶体系的室内研究[J].油气田地面工程,2011.30(3):18-20.)
原料及其来源:
聚丙烯酰胺,分子量1200万,水解度25%:北京恒聚化工集团有限责任公司。
聚丙烯酰胺,分子量1600万,水解度30%:北京恒聚化工集团有限责任公司。
聚乙烯醇,聚合度为1700,醇解度为88%:成都科龙化工有限公司。
聚乙烯醇,聚合度为1700,醇解度为92%:成都科龙化工有限公司。
乙酸钠:成都科龙化工有限公司。
三氯化铬:成都科龙化工有限公司。
戊二醛25%水溶液:成都科龙化工有限公司。
测试性能和测试方法:
粘度:采用布氏粘度计进行不同时间段的粘度测试。
抗剪切性能测试:用旋转剪切仪以3000转/分钟的转速剪切5分钟,然后放置在恒温80℃下,每隔一段时间测定调剖剂的堵剂强度。
实施例2
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:0.3%聚丙烯酰胺(分子量1200万,水解度25%)和0.1%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为88%),有效质量为0.05%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为10:1),有效质量为0.008%戊二醛,其余为水,成胶温度60℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度60℃条件下测试不同时间的粘度变化。采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,0.3%聚丙烯酰胺(分子量1200万,水解度25%)和0.05%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为10:1),成胶温度60℃,评价实验结果如下,本发明凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。其余同实施例1。
不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 3257mPa.s | 3687mPa.s | 4038mPa.s | 4875mPa.s |
常规凝胶 | 3395mPa.s | 4125mPa.s | 4057mPa.s | 3897mPa.s |
剪切后不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 587mPa.s | 1567mPa.s | 2365mPa.s | 3854mPa.s |
常规凝胶 | 575mPa.s | 855mPa.s | 1544mPa.s | 1839mPa.s |
实施例3
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:0.3%聚丙烯酰胺(分子量1600万,水解度30%)和0.1%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为92%),有效质量为0.05%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为5:1),有效质量为0.01%戊二醛,其余为水,成胶温度70℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度70℃条件下测试不同时间的粘度变化。并采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,0.3%聚丙烯酰胺(分子量1600万,水解度30%)和0.05%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为5:1),成胶温度70℃,评价实验结果如下,本发明凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。其余同实施例1。
不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 5574mPa.s | 6985mPa.s | 7253mPa.s | 7625mPa.s |
常规凝胶 | 5485mPa.s | 5897mPa.s | 6234mPa.s | 6375mPa.s |
剪切后不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 1524mPa.s | 2864mPa.s | 4218mPa.s | 4765mPa.s |
常规凝胶 | 1325mPa.s | 1875mPa.s | 2158mPa.s | 2687mPa.s |
实施例4
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:0.03%聚丙烯酰胺(分子量1200万,水解度25%)和0.02%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为92%),有效质量为0.05%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为5:1),有效质量为0.01%戊二醛,其余为水,成胶温度80℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度80℃条件下测试不同时间的粘度变化。并采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,0.03%聚丙烯酰胺(分子量1200万,水解度25%)和0.05%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为5:1),成胶温度80℃,评价实验结果如下,本发明凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。其余同实施例1。
不同时间段凝胶的粘度
剪切后不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 1244mPa.s | 2432mPa.s | 3895mPa.s | 4384mPa.s |
常规凝胶 | 985mPa.s | 1475mPa.s | 1868mPa.s | 2257mPa.s |
实施例5
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:0.2%聚丙烯酰胺(分子量1600万,水解度30%)和0.1%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为88%),有效质量为0.04%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为5:1),有效质量为0.01%戊二醛(质量百分比为35%的戊二醛水溶液),其余为水,成胶温度90℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度90℃条件下测试不同时间的粘度变化。并采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,0.2%聚丙烯酰胺(分子量1600万,水解度30%)和0.04%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为5:1),成胶温度90℃,评价实验结果如下,本发明凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。其余同实施例1。
不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 2657mPa.s | 4157mPa.s | 5287mPa.s | 5685mPa.s |
常规凝胶 | 2449mPa.s | 3682mPa.s | 4215mPa.s | 4255mPa.s |
剪切后不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 455mPa.s | 1687mPa.s | 2687mPa.s | 3244mPa.s |
常规凝胶 | 437mPa.s | 785mPa.s | 1254mPa.s | 1544mPa.s |
实施例6
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:2%聚丙烯酰胺(分子量800万,水解度40%)和1%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为88%),有效质量为0.1%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为4:1),有效质量为0.05%戊二醛(质量百分比为5%的戊二醛水溶液),其余为水,成胶温度80℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度80℃条件下测试不同时间的粘度变化。并采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,2%聚丙烯酰胺(分子量800万,水解度30%)和0.1%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为4:1),成胶温度80℃,评价实验结果如下,本发明凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。其余同实施例1。
不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 1025mPa.s | 1574mPa.s | 3547mPa.s | 5475mPa.s |
常规凝胶 | 1154mPa.s | 1254mPa.s | 2584mPa.s | 2635mPa.s |
剪切后不同时间段凝胶的粘度
时间 | 24小时 | 48小时 | 72小时 | 96小时 |
本发明凝胶 | 265mPa.s | 854mPa.s | 1585mPa.s | 3244mPa.s |
常规凝胶 | 223mPa.s | 423mPa.s | 547mPa.s | 1025mPa.s |
实施例7
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:0.5%聚丙烯酰胺(分子量800万,水解度20%)和0.1%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为70%),有效质量为0.9%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为2:1),有效质量为0.1%戊二醛(质量百分比为40%的戊二醛水溶液),其余为水,成胶温度80℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度80℃条件下测试不同时间的粘度变化。并采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,0.5%聚丙烯酰胺(分子量800万,水解度20%)和0.9%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为2:1),成胶温度80℃,本实施例所述凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。
实施例8
作为本发明的另一较佳实施方式,其组分及质量配比为:0.04%聚丙烯酰胺(分子量2000万,水解度40%)和0.01%聚乙烯醇(聚合度为1700,醇解度为70%),有效质量为0.009%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为2:1),有效质量为0.001%戊二醛(质量百分比为40%的戊二醛水溶液),其余为水,成胶温度80℃。按照设定的质量将乙酸铬和戊二醛先溶解于水溶液,后将聚乙烯醇在搅拌条件下溶解于水中,待聚乙烯醇溶解完后继续在搅拌条件下将聚丙烯酰胺溶解于水中,在温度80℃条件下测试不同时间的粘度变化。并采用常规凝胶配方即只含有聚丙烯酰胺交联凝胶进行对比,0.04%聚丙烯酰胺(分子量2000万,水解度40%)和0.009%乙酸铬(乙酸钠与三氯化铬质量比为2:1),成胶温度80℃,本实施例所述凝胶具有长时间增粘效果且剪切后粘度恢复较强。
以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作出的进一步详细说明,不能认定本发明的具体实施仅限于这些说明。对于本发明所属领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明构思的前提下,还可以作出若干简单推演或替换,都应该视为属于本发明的保护范围。
Claims (6)
1.一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其特征在于,包括如下步骤:
S1、先泵入清水,对近井地带进行清洗;
S2、将聚合物体系、交联剂体系和水均匀混合,溶液内无鱼眼状即可,形成流体溶液;其中,以形成流体溶液的总质量百分比计,聚合物体系:0.05%~5%,交联体系中有效质量百分比:0.01%~1%,其余部分为水;其中,聚合物体系由聚丙烯酰胺和聚乙烯醇组成;交联剂体系由乙酸铬体系和戊二醛交联剂组成;
S3、待流体溶液配置完后,将流体溶液经由泵送入井筒中,经过井筒泵入地层;
S4、当流体泵入完后,继续跟进清水将流体顶替入地层深部后关井侯凝形成凝胶;
S5、待泵入流体侯凝形成凝胶后再用水驱进行开发。
2.根据权利要求1所述能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其特征在于:所述聚丙烯酰胺和聚乙烯醇的有效质量比例为5:1~2:1。
3.根据权利要求2所述能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其特征在于:所述聚丙烯酰胺为部分水解聚丙烯酰胺,分子量为800万~2000万,水解度为20~40%;聚乙烯醇,聚合度为1700,醇解度为70~92%。
4.根据权利要求1所述能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其特征在于:所述乙酸铬体系为乙酸钠与三氯化铬形成的乙酸铬螯合物;所述戊二醛交联剂是质量百分比为25%~40%的戊二醛水溶液。
5.根据权利要求4所述能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其特征在于:所述乙酸铬体系的配制方法为:将乙酸钠的水溶液与三氯化铬的水溶液放入100mL的广口瓶中密封,用氮气保护,静置于50℃恒温的烘箱中老化32h,形成乙酸铬体系。
6.根据权利要求5所述能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法,其特征在于:所述乙酸钠与三氯化铬质量之比为10:1~2:1,所述乙酸铬体系和戊二醛有效质量比为10:1~4:1。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010155257.XA CN111350474B (zh) | 2020-03-09 | 2020-03-09 | 一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010155257.XA CN111350474B (zh) | 2020-03-09 | 2020-03-09 | 一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN111350474A true CN111350474A (zh) | 2020-06-30 |
CN111350474B CN111350474B (zh) | 2021-11-09 |
Family
ID=71196096
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202010155257.XA Expired - Fee Related CN111350474B (zh) | 2020-03-09 | 2020-03-09 | 一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN111350474B (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101475667A (zh) * | 2009-01-23 | 2009-07-08 | 成都理工大学 | 一种耐温抗盐高效凝胶及其制备方法和用途 |
CN101787864A (zh) * | 2010-03-15 | 2010-07-28 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 |
US20130146312A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Self-inhibited swell packer compound |
CN103361039A (zh) * | 2013-08-02 | 2013-10-23 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 利用地层温度生成封隔阀封堵气层的流体凝胶的封堵方法 |
CN103468230A (zh) * | 2013-08-12 | 2013-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二次交联调剖调驱剂及其配制方法与应用 |
CN104479653A (zh) * | 2014-12-11 | 2015-04-01 | 西安石油大学 | 一种互穿网络结构的缓膨抗盐高黏弹颗粒及其制备方法 |
CN105275440A (zh) * | 2015-11-02 | 2016-01-27 | 中庆能源工程技术有限公司 | 一种油田调剖调驱封堵系统、方法及封堵用段塞组合物 |
US20160289541A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Use of superabsorbent polymers for pressure control and diversion applications |
CN109666469A (zh) * | 2017-10-17 | 2019-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 多网络型单分散聚丙烯酰胺类聚合物凝胶微球及其制备方法 |
CN110484225A (zh) * | 2019-09-17 | 2019-11-22 | 新疆克拉玛依市采丰实业有限责任公司 | 一种有机复合型含油污泥凝胶及其制备方法 |
CN110565392A (zh) * | 2019-09-25 | 2019-12-13 | 长安大学 | 一种可调节温度变化的土工布材料的制备方法 |
-
2020
- 2020-03-09 CN CN202010155257.XA patent/CN111350474B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101475667A (zh) * | 2009-01-23 | 2009-07-08 | 成都理工大学 | 一种耐温抗盐高效凝胶及其制备方法和用途 |
CN101787864A (zh) * | 2010-03-15 | 2010-07-28 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 |
US20130146312A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Self-inhibited swell packer compound |
CN103361039A (zh) * | 2013-08-02 | 2013-10-23 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 利用地层温度生成封隔阀封堵气层的流体凝胶的封堵方法 |
CN103468230A (zh) * | 2013-08-12 | 2013-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 二次交联调剖调驱剂及其配制方法与应用 |
CN104479653A (zh) * | 2014-12-11 | 2015-04-01 | 西安石油大学 | 一种互穿网络结构的缓膨抗盐高黏弹颗粒及其制备方法 |
US20160289541A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Use of superabsorbent polymers for pressure control and diversion applications |
CN105275440A (zh) * | 2015-11-02 | 2016-01-27 | 中庆能源工程技术有限公司 | 一种油田调剖调驱封堵系统、方法及封堵用段塞组合物 |
CN109666469A (zh) * | 2017-10-17 | 2019-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 多网络型单分散聚丙烯酰胺类聚合物凝胶微球及其制备方法 |
CN110484225A (zh) * | 2019-09-17 | 2019-11-22 | 新疆克拉玛依市采丰实业有限责任公司 | 一种有机复合型含油污泥凝胶及其制备方法 |
CN110565392A (zh) * | 2019-09-25 | 2019-12-13 | 长安大学 | 一种可调节温度变化的土工布材料的制备方法 |
Non-Patent Citations (8)
Title |
---|
ZHANG, YULIN等: "Preparation and properties of polyacrylamide/polyvinyl alcohol physical double network hydrogel", 《RSC ADVANCES》 * |
刘伟: "《生物高分子材料及其应用研究》", 31 March 2018 * |
刘永兵等: "《互穿网络聚合物凝胶调驱技术》", 31 March 2008, 中国石油大学出版社 * |
杨鸿剑等: "HPAM_wy_316乳酸铬凝胶体系的室内研究", 《新疆石油天然气》 * |
祖国晶等: "聚乙烯醇-聚丙烯酰胺互穿网络水凝胶的制备及吸附性能", 《吉林化工学院学报》 * |
胡艾国等: "低温交联弱凝胶体系的室内研究", 《油气田地面工程》 * |
蒲万芬等: "有机铬_活性酚醛树脂交联聚合物弱凝胶及其在濮城油田调驱中的应用", 《油田化学》 * |
许定佳等: "调剖驱油技术中弱凝胶体系研究进展", 《化工进展》 * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN111350474B (zh) | 2021-11-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN111234791B (zh) | 一种用于深部地层封堵的二次交联互穿网络凝胶 | |
US11884881B2 (en) | Delayed gelation of polymers | |
CN104449618B (zh) | 一种耐温耐盐高温自交联就地聚合堵水凝胶 | |
EP2948519B1 (en) | Delayed gelling agents | |
CN102816558B (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
CA2790100C (en) | Lewis acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
CA2790254C (en) | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
CN103923629B (zh) | 一种堵水剂 | |
CN111410943B (zh) | 一种高温快速成胶加重的复合凝胶压井胶塞及其制备方法 | |
CA2790185C (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
CN106479463A (zh) | 缓交联高强度冻胶调剖堵水剂 | |
CN106634903A (zh) | 一种互穿型聚合物网络体冻胶及其制备方法与应用 | |
WO2019183390A1 (en) | Preformed particle gel for enhanced oil recovery | |
CN104910883A (zh) | 一种延迟交联铬冻胶调剖堵水剂 | |
CN110105938B (zh) | 一种高强度缓交联铬冻胶及其制备方法 | |
CN101235182A (zh) | 一种分子内Cr3+交联聚合物凝胶及其制法 | |
CN113234425A (zh) | 一种中低渗油藏深部调剖用复合铝凝胶堵剂及其制备方法与应用 | |
CN114058359B (zh) | 深水超深水裂缝性储层钻井堵漏用降解凝胶体系制备方法及应用 | |
CN111350474A (zh) | 一种能实现深部调驱的二次交联互穿网络凝胶的封堵方法 | |
Tessarolli et al. | Hydrogels Applied for Conformance-Improvement | |
CN113150758B (zh) | 一种pH敏感型暂堵剂及其制备方法和在低渗透油藏开采中的应用 | |
CN106432632A (zh) | 一种抗高温抗盐钙水基钻井液用胺基聚合物降滤失剂及其制备方法和应用 | |
Zhao et al. | Hao Chen | |
CN118206687B (zh) | 用于co2驱油过程防气窜的耐温抗盐co2刺激增黏聚合物及其制备方法 | |
CN117868767B (zh) | 一种利用烟道气形成冻胶提高稠油采收率的方法 |
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 | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20211109 |