CN1810918A - 一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法 - Google Patents
一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1810918A CN1810918A CN 200610002133 CN200610002133A CN1810918A CN 1810918 A CN1810918 A CN 1810918A CN 200610002133 CN200610002133 CN 200610002133 CN 200610002133 A CN200610002133 A CN 200610002133A CN 1810918 A CN1810918 A CN 1810918A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gel
- polymer gel
- intramolecular
- resistance coefficient
- cross
- 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
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 47
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims abstract description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 5
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 10
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 21
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 42
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- DPDMMXDBJGCCQC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Cl] Chemical compound [Na].[Cl] DPDMMXDBJGCCQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- -1 compound ion Chemical class 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N oxygen(1+) dihydride Chemical compound [OH2+] RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
本发明涉及一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法。凝胶交联反应主要发生在同一聚合物分子内部各支链间具有“局部性”网状分子构型聚合物凝胶,成胶前后黏度基本保持不变,凝胶在多孔介质内可以流动,流动阻力明显大于相同黏度的聚合物溶液,并且残余阻力系数大于阻力系数。其特征在于:包括下列各组分:下列各组分按质量百分比配比:部分水解聚丙烯酰胺0.04%~0.08%、柠檬酸铝0.01%~0.04%,NaCl或KCl矿化度调节剂0.05~1.0%,余量为油田采出污水。本发明所制得的凝胶对注水开发油田注水井吸水剖面能进行有效调整,表现出良好的调剖特性。
Description
技术领域:
本发明涉及油田注水井吸液剖面调整或驱油用的一种助剂,尤其是一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法。
背景技术:
随着国内注水开发油田综合含水的不断升高,如何减少注入水在高渗透层或大孔道内低效和无效循环、扩大对中低渗透层的波及体积已成为油田开发过程中的主要技术难题。目前,油田上常用的调整注水井吸液剖面的封堵剂(简称调剖剂)主要包括Al3+、Cr3+和复合离子作为交联剂的聚合物凝胶类和固体颗粒类如黏土、油井采出污泥、粉煤灰和沸石等。
在室内条件下,依据溶剂水矿化度的不同,聚合物分子的交联反应可分为同一分子内各支链间(分子内)和不同分子各支链链间(分子间)两种类型,前者具有“局部性”网状分子构型,与聚合物相比较,凝胶分子回旋半径即黏度变化不大,但分子链的柔软性即形变能力变差,进而导致其在孔道内运移时流动阻力增加,这将有利于改善调剖效果。后者具有“区域性”网状分子构型,凝胶分子回旋半径即黏度明显增大,且远大于岩石喉道半径,正常驱替压力下其不能进入岩石孔道,即便在外力作用下进入孔道,其分子结构也将遭到破坏,失去原有调剖功能。
与室内条件相比较,矿场配制和成胶过程受到油藏“复杂化学环境”、“微小和连续性差的孔隙空间环境”和“流动和剪切作用”等方面因素制约,导致油藏内聚合物分子无法实现大规模“分子间”交联反应,“分子内”交联反应也变得异常困难,这是交联聚合物矿场应用效果较差的根本原因。
介于油藏内无法形成具有“区域性”网状分子构型聚合物凝胶,形成具有“局部性”网状分子构型聚合物凝胶也十分困难,而地面制成的具有“区域性”网状分子构型的聚合物凝胶又不能进入油藏多孔介质。因此,采用地面制成“分子内”交联聚合物凝胶是改善调驱效果的重要途径。
发明内容:
本发明的目的是解决现有技术的不足,提供一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法,该凝胶交联反应主要发生在同一聚合物分子内部各支链间具有“局部性”网状分子构型聚合物凝胶,成胶前后黏度基本保持不变,凝胶在多孔介质内可以流动,流动阻力明显大于相同黏度的聚合物溶液,并且残余阻力系数大于阻力系数。
本发明所采用的技术方案是:该分子内Al3+交联聚合物凝胶,其特征是:包括下列各组分:下列各组分按质量百分比配比:部分水解聚丙烯酰胺0.04%~0.08%、柠檬酸铝0.01%~0.04%,矿化度调节剂NaCl或KCl 0.05~1.0%,余量为油田采出污水。。
上述的还包括硫脲0.002%~0.016%;聚合物相对分子质量为500×104~3800×104,水解度在15%~28%之间。
上述凝胶的制备方法是:将上述各组分在地面上混合后,存放3~5天预制凝胶,然后注入地层。
本发明的有益效果是:采取上述技术方案,预先在地面配制成凝胶,交联反应主要发生在同一聚合物分子内部各支链间,形成具有“局部性”网状分子构型聚合物凝胶,放置3~5天,成胶前后黏度基本保持不变该聚合物凝胶具有黏度低、流动阻力大等特点;然后注入油层多孔介质,凝胶在多孔介质内可以流动,流动阻力明显大于相同黏度的聚合物溶液,并且残余阻力系数大于阻力系数,对注水开发油田注水井吸水剖面能进行有效调整。表现出良好的调剖特性。
以下是聚合物凝胶与聚合物溶液作的对比实验:聚合物凝胶中聚合物浓度CP=500mg/l,Al3+浓度C=15mg/l,硫脲浓度C硫脲=80mg/l,矿化度调节剂NaCl或KCl 0.05%,余量为油田采出污水。聚合物溶液内聚合物浓度为500mg/l。以下实验数据是用常规的粘度测定方法、离子组成测定方法及实验条件测得的:
实验用污水和清水取自大庆油田第二采油厂,其矿物组成见表1。
表1 污水和清水离子组成
离子组成 | 离子浓度(mg/l) | |
清水 | 污水 | |
CO3HCO3ClSO4Ca++Mg++Na++K+总矿化度 | 15.3389.0106.457.612.04.9231.9817.1 | 324.11770.8567.438.422.08.51260.93992.1 |
表2 聚合物溶液和凝胶黏度与时间关系
溶液类型 | 时间(d) | ||||||||
黏度(mPa·s) | |||||||||
初期 | 2d | 5d | 8d | 14d | 20d | 30d | 45d | 60d | |
污水凝胶 | 6.6 | 6.2 | 5.5 | 4.8 | 4.6 | 4.8 | 4.8 | 6.1 | 6.2 |
清水凝胶 | 13.6 | 13.3 | 13.2 | 48.0 | 3×104 | 6×104 | 9×104 | 9×104 | 6×104 |
污水聚合物溶液 | 7.2 | 6.4 | 5.4 | 4.2 | 3.7 | 3.5 | 3.2 | 3.8 | 3.7 |
清水聚合物溶液 | 15.2 | 14.4 | 13.8 | 11.5 | 8.2 | 7.0 | 6.5 | 6.0 | 6.1 |
对于聚合物溶液,在现有技术中,是用清水配制的,而且没有使用矿化度调节剂,例如对比文件1CN1270967A。从表1和表2中数据可以看出,无论是用清水还是污水配制,聚合物溶液黏度都随时间增加而降低,但清水聚合物溶液的保留黏度要比污水聚合物溶液的大。污水聚合物凝胶黏度随时间变化不大,清水配制聚合物凝胶的黏度随时间增加而增大,最高黏度可达104mPa·s。从黏度数值变化来看,可以确定清水内Al3+与聚合物分子作用形成了“分子间”交联聚合物凝胶。而且对比文件1中没有公开凝胶是“分子内”交联并叙述其性质特征,只公开了岩心堵塞实验。但对于污水配制的聚合物凝胶,单凭黏度数值就无法判断Al3+与聚合物分子的交联反应状况。
表3提供了污水凝胶和聚合物溶液的流动特性即阻力系数和残余阻力系数测试结果。
表3 阻力系数FR和残余阻力系数FRR测试结果
溶液 | 第1天 | 第2天 | 第5天 | 第10天 | ||||
FR | FRR | FR | FRR | FR | FRR | FR | FRR | |
污水凝胶污水聚合物溶液 | 4.95.5 | 2.31.6 | 5.24.9 | 5.81.6 | 7.35.2 | 28.41.6 | 192.44.9 | 271.21.5 |
岩心气测渗透率800×10-3μm2。
从表2和表3可以看出,虽然污水聚合物凝胶与聚合物溶液相比,黏度差别不大,但前者阻力系数和残余阻力系数值明显大于后者,说明后续水驱时压差还在继续增大。此外,污水聚合物凝胶阻力系数和残余阻力系数数值大小关系恰好与污水聚合物溶液的相反,这反映了聚合物与凝胶分子结构的差异,说明污水聚合物凝胶是“分子内”交联分子构型。与清水聚合物凝胶比较,污水聚合物凝胶分子回旋半径即黏度变化不大,但分子链的柔软性即形变能力变差,进而导致其在孔道内运移时流动阻力增加,这种性质非常有利于改善调剖效果。以往本领域技术人员认为污水配制聚合物不能成胶,其原因是黏度没有明显变化。本发明实质上克服了前人的技术偏见,认识到“分子内”交联聚合物黏度不会明显增加,不能沿用传统的黏度指标来评价聚合物成胶效果。从本发明的实验可以看出,单从粘度指标是不能区分“分子内”交联聚合物凝胶和普通聚合物溶液的,所以本发明提出了阻力系数FR和残余阻力系数FRR作为评价指标。
阻力系数FR和残余阻力系数FRR是矿场常用的评价聚合物和交联聚合物性能特征的指标,其定义如下:
其中δP1为岩心水驱压差,δP2为聚合物或凝胶驱压差,δP3为后续水驱压差。
具体实施方式:
以下结合具体实施例来作进一步的说明,该分子内Al3+交联聚合物凝胶包括下列各组分:下列各组分按质量百分比配比:部分水解聚丙烯酰胺0.04%~0.08%、柠檬酸铝0.01%~0.04%,矿化度调节剂NaCl或KCl 0.05~1.0%,余量为油田采出污水。为使调剖达到更好的效果,在本发明中还加入硫脲0.002%~0.016%。部分水解聚丙烯酰胺为500×104~3800×104,水解度在15%~28%之间,固含量91.7%。部分水解聚丙烯酰胺即HPAM由大庆油田助剂厂生产的。柠檬酸铝(AlC6H5O7·3H2O)作为交联剂使用,铝有效含量为1%。
本发明的制备方法是:将上述各组分在地面上混合后,存放3~5天预制凝胶,然后注入地层。克服以往在矿场配制的技术偏见,矿场配制和成胶过程受到油藏“复杂化学环境”、“微小和连续性差的孔隙空间环境”和“流动和剪切作用”等方面因素制约,导致油藏内聚合物分子无法实现大规模“分子间”交联反应,“分子内”交联反应也变得异常困难,这是交联聚合物矿场应用效果较差的根本原因。
实施例1、将部分水解聚丙烯酰胺0.4克、柠檬酸铝0.1克、氯化钠1.0克和污水998.5克在地面上混合后,放置3天后注入岩心。
实施例2、将部分水解聚丙烯酰胺0.5克、柠檬酸铝0.15克、硫脲0.08、氯化钠1.0克和污水998.27克在地面上混合后,放置3天后注入岩心。
实施例3、将部分水解聚丙烯酰胺0.8克、柠檬酸铝0.4克、硫脲0.16克、氯化钠1.0克和污水997.64克在地面上混合后,放置3天后注入岩心。
实施例4、将部分水解聚丙烯酰胺0.5克、柠檬酸铝0.15克、硫脲0.02克、氯化钾1.0克和污水998.33克在地面上混合后,放置3天后注入岩心。
实施例5、将部分水解聚丙烯酰胺0.8克、柠檬酸铝0.4克、氯化钾1.0克和污水997.8克在地面上混合后,放置3天后注入岩心。
实施例5、将部分水解聚丙烯酰胺0.8克、柠檬酸铝0.4克和污水998.8克在地面上混合后,放置3天后注入岩心。
Claims (5)
1、一种分子内Al3+交联聚合物凝胶,其特征是:包括下列各组分:下列各组分按质量百分比配比:部分水解聚丙烯酰胺0.04%~0.08%、柠檬酸铝0.01%~0.04%,矿化度调节剂NaCl或KCl 0.05~1.0%,余量为油田采出污水。
2、根据权利1所述的分子内Al3+交联聚合物凝胶,其特征是:还包括硫脲0.002%~0.016%。
3、根据权利1或2所述的分子内Al3+交联聚合物凝胶,其特征是:聚合物相对分子质量为500×104~3800×104,水解度在15%~28%之间。
4、根据权利1或2所述的分子内Al3+交联聚合物凝胶的制备方法,其特征是:将上述各组分在地面上混合后,存放3~5天预制凝胶,然后注入地层。
5、根据权利1或2所述的分子内Al3+交联聚合物凝胶的制备方法,其特征是黏度几乎没有变化,但阻力系数和残余阻力系数要比具有相同黏度的聚合物溶液大许多,而且表现出残余阻力系数大于阻力系数的性质特征(聚合物溶液是阻力系数大于残余阻力系数)。传统上用黏度指标来评价成胶效果的方法已经失效,提出用阻力系数和残余阻力系数来判断成胶效果和强度。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CNB2006100021338A CN100334139C (zh) | 2006-01-19 | 2006-01-19 | 一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CNB2006100021338A CN100334139C (zh) | 2006-01-19 | 2006-01-19 | 一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1810918A true CN1810918A (zh) | 2006-08-02 |
CN100334139C CN100334139C (zh) | 2007-08-29 |
Family
ID=36844040
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CNB2006100021338A Expired - Fee Related CN100334139C (zh) | 2006-01-19 | 2006-01-19 | 一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN100334139C (zh) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102604609A (zh) * | 2012-02-07 | 2012-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 异部交联堵水调剖凝胶剂及其制备方法 |
CN103408881A (zh) * | 2013-08-14 | 2013-11-27 | 中国海洋石油总公司 | 一种有机/无机复合胶态分散凝胶及其制备方法 |
CN103694974A (zh) * | 2013-12-04 | 2014-04-02 | 天津大港油田滨港集团博弘石油化工有限公司 | 无铬交联体系 |
CN106085393A (zh) * | 2016-06-06 | 2016-11-09 | 关俊华 | 一种正电胶堵水剂的制备方法 |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102533233B (zh) * | 2012-01-04 | 2014-11-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 耐高温高矿化度的堵水调剖剂及其配制方法与应用 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4526231A (en) * | 1983-07-25 | 1985-07-02 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Process for tertiary oil recovery using tall oil pitch |
CN1197101A (zh) * | 1997-04-22 | 1998-10-28 | 高英敏 | 聚合物驱油技术中交联剂的应用 |
CN1278545A (zh) * | 2000-03-24 | 2001-01-03 | 大庆油田有限责任公司采油工艺研究所 | 一种可流动深度调剖剂 |
CN1537883A (zh) * | 2003-10-21 | 2004-10-20 | 石油大学(北京) | 一种适用于高温条件的交联聚合物溶液的制备方法 |
-
2006
- 2006-01-19 CN CNB2006100021338A patent/CN100334139C/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102604609A (zh) * | 2012-02-07 | 2012-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 异部交联堵水调剖凝胶剂及其制备方法 |
CN102604609B (zh) * | 2012-02-07 | 2014-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 异部交联堵水调剖凝胶剂及其制备方法 |
CN103408881A (zh) * | 2013-08-14 | 2013-11-27 | 中国海洋石油总公司 | 一种有机/无机复合胶态分散凝胶及其制备方法 |
CN103694974A (zh) * | 2013-12-04 | 2014-04-02 | 天津大港油田滨港集团博弘石油化工有限公司 | 无铬交联体系 |
CN106085393A (zh) * | 2016-06-06 | 2016-11-09 | 关俊华 | 一种正电胶堵水剂的制备方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN100334139C (zh) | 2007-08-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102516974B (zh) | 一种适用于油田深度调剖的泡沫调剖剂 | |
CN106479465B (zh) | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 | |
CA2707098C (en) | Multi-component aqueous gel solution for control of delayed gelation timing and for resulting gel properties | |
CN101235182B (zh) | 一种分子内Cr3+交联聚合物凝胶及其制法 | |
US4928766A (en) | Stabilizing agent for profile control gels and polymeric gels of improved stability | |
US5322123A (en) | Use of gel-based compositions for reducing the production of water in oil- or gas-producing wells | |
CN111793483B (zh) | 一种环保防塌封堵钻井液及其制备方法和应用 | |
CN1810918A (zh) | 一种分子内Al3+交联聚合物凝胶及其制法 | |
CN1012190B (zh) | 使用聚合物凝胶的井筒固井方法 | |
US5079278A (en) | Enhanced oil recovery profile control with crosslinked anionic acrylamide copolymer gels | |
CN102533240B (zh) | 一种高温油藏复合调驱剂,其制备方法及其应用 | |
US4494606A (en) | Process for improving vertical conformance in a near well bore environment | |
WO2019222095A1 (en) | Method and composition for sealing a subsurface formation | |
US5244936A (en) | Enhanced oil recovery profile control with crosslinked anionic acrylamide copolymer gels | |
US5028344A (en) | Stabilizing agent for profile control gels and polymeric gels of improved stability | |
CN1464173A (zh) | 适用于高温高盐油藏的改性栲胶凝胶堵水技术 | |
CN1206442C (zh) | 制备受控粒度的微凝胶的方法和其应用 | |
Natarajan et al. | Control of in-situ gelation time for HPAAM-chromium acetate systems | |
Mumallah | Chromium (III) Propionate: A crosslinking agent for water-soluble polymers in hard oilfield brines | |
CN1884346A (zh) | 一种用于封堵油层大孔道的纤维复合凝胶的制备方法 | |
CN103967466B (zh) | Pgz油田关停井恢复开采及增产新技术 | |
CN113201318B (zh) | 一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法 | |
CN1182182C (zh) | 一种交联聚合物溶液(lps)深部调剖剂的制备方法 | |
CN113249102B (zh) | 一种中高温油藏调剖用缓慢交联冻胶及其制备方法 | |
Fu et al. | Experimental Evaluation of Performance of a Low-Initial-Viscosity Gel Flooding System |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
C17 | Cessation of patent right | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20070829 Termination date: 20120119 |