CN114836182A - 一种堵水封窜体系及其制备方法 - Google Patents
一种堵水封窜体系及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114836182A CN114836182A CN202110144389.7A CN202110144389A CN114836182A CN 114836182 A CN114836182 A CN 114836182A CN 202110144389 A CN202110144389 A CN 202110144389A CN 114836182 A CN114836182 A CN 114836182A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sealing system
- channeling sealing
- water
- channeling
- water shutoff
- 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
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 120
- 230000005465 channeling Effects 0.000 title claims abstract description 110
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 102
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 43
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 43
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims abstract description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 30
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N dibutyl phthalate Chemical compound CCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCC DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 6
- WZCQRUWWHSTZEM-UHFFFAOYSA-N 1,3-phenylenediamine Chemical compound NC1=CC=CC(N)=C1 WZCQRUWWHSTZEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229940018564 m-phenylenediamine Drugs 0.000 claims description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- MQIUGAXCHLFZKX-UHFFFAOYSA-N Di-n-octyl phthalate Natural products CCCCCCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCCCCCC MQIUGAXCHLFZKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZVFDTKUVRCTHQE-UHFFFAOYSA-N Diisodecyl phthalate Chemical compound CC(C)CCCCCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCCCCCC(C)C ZVFDTKUVRCTHQE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N bis(2-ethylhexyl) phthalate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC(CC)CCCC BJQHLKABXJIVAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000218 acetic acid group Chemical group C(C)(=O)* 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 21
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 6
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—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)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
本发明公开了一种堵水封窜体系及其制备方法，属于石油化工领域。该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：助溶剂1％‑3％；增塑剂1％‑5％；固化剂2％‑6％；缓聚剂6％‑12％；热固性树脂为余量。该堵水封窜体系能够在90℃～120℃的高温下延迟缓聚，且反应速率可控。该堵水封窜体系的注入性好，对各类孔隙和微细裂缝均具有很好的穿透能力，且不会被水体稀释。该堵水封窜体系固化后具有较高的机械强度、化学稳定性和热稳定性，对需要封堵的出水层段和窜流通道能够达到更优异的封堵效果。
Description
技术领域
本发明涉及石油化工领域，特别涉及一种堵水封窜体系及其制备方法。
背景技术
随着老油田进入高含水开采期，伴随着分层采油、注水等开发模式，由于各种原因造成的油、水井窜漏问题越来越严重，目前，多采用热固性树脂封层封窜技术将化学堵剂“精确”注入封堵层位及管外窜槽，通过控制反应速率调整堵漏剂固化时间和强度，达到堵水封窜的目的。
相关技术提供了一种堵水封窜体系，包括：热固性酚醛树脂(RS-619)80～90％；乙醇，8～10％；间苯二胺0.2～0.3％；对甲基苯磺酸，1.69～2.6％。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术中至少存在以下问题：
相关技术提供的堵水封窜体系具有温度敏感性，随着温度升高，反应速率加快，在高于90℃时，反应速率无法被控制，存在较大的安全隐患。
发明内容
鉴于此，本发明提供一种堵水封窜体系及其制备方法，能够解决上述技术问题。
具体而言，包括以下的技术方案：
一方面，提供了一种堵水封窜体系，所述堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
在一些可能的实现方式中，所述助溶剂选自乙二醇、叔丁醇、甲醇、丙酮中的至少一种。
在一些可能的实现方式中，所述增塑剂选自邻苯二甲酸二丁酯、邻苯二甲酸二辛酯、邻苯二甲酸二异癸酯中的至少一种。
在一些可能的实现方式中，所述固化剂选自三(2-羟乙基)胺、二乙烯三胺、间苯二胺中的至少一种。
在一些可能的实现方式中，所述缓聚剂为乙酸。
在一些可能的实现方式中，所述热固性树脂为环氧改性的热固性酚醛树脂。
在一些可能的实现方式中，所述堵水封窜体系的适用温度为90℃-120℃。
另一方面，本发明实施例还提供了上述任一种堵水封窜体系的制备方法，所述制备方法包括：
按照所述的堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂混合均匀，形成中间混合体系；
将固化剂、缓聚剂与所述中间混合体系混合均匀，得到所述堵水封窜体系。
在一些可能的实现方式中，所述堵水封窜体系采用即配即用的方式进行制备。
在一些可能的实现方式中，所述堵水封窜体系的制备在具有搅拌装置的配液池中进行。
在一些可能的实现方式中，使所述热固性树脂、所述助溶剂和所述增塑剂混合后，搅拌10min-20min至搅拌均匀；
将所述固化剂、所述缓聚剂与所述中间混合体系混合后，搅拌25min-35min至搅拌均匀，得到所述堵水封窜体系。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：
本发明实施例提供的堵水封窜体系，基于上述质量配比的各组分的协同复配作用，能够获得在90℃～120℃的高温下能够延迟缓聚的堵水封窜体系，且反应速率可控。该堵水封窜体系的注入性好，对各类孔隙和微细裂缝均具有很好的穿透能力，且不会被水体稀释。该堵水封窜体系固化后具有较高的机械强度、化学稳定性和热稳定性，对需要封堵的出水层段和窜流通道能够达到更优异的封堵效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的堵水封窜体系的制备流程示意图。
具体实施方式
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
随着老油田进入高含水开采期，伴随着分层采油、注水等开发模式，由于各种原因造成的油、水井窜漏问题越来越严重，目前，多采用热固性树脂封层封窜技术将化学堵剂“精确”注入封堵层位及管外窜槽，通过控制反应速率调整堵漏剂固化时间和强度，达到堵水封窜的目的。
相关技术提供了一种堵水封窜体系，包括：热固性酚醛树脂(RS-619)80～90％；乙醇，8～10％；间苯二胺0.2～0.3％；对甲基苯磺酸，1.69～2.6％。
相关技术提供的堵水封窜体系具有温度敏感性，随着温度升高，反应速率加快，在高于90℃时，反应速率无法被控制，存在较大的安全隐患。
本发明实施例提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
示例地，助溶剂的质量百分比包括但不限于：1％、1.2％、1.5％、1.7％、1.9％、2％、2.3％、2.5％、2.8％、3％等。
增塑剂的质量百分比包括但不限于：1％、1.5％、1.9％、2％、2.5％、3％、3.5％、4％、4.5％、5％等。
固化剂的质量百分比包括但不限于：2％、2.5％、3％、3.5％、4％、4.5％、5％、5.5％、6％等。
缓聚剂的质量百分比包括但不限于：6％、7％、8％、9％、10％、11％、12％等。
热固性树脂的质量百分比，能够使其与助溶剂、增塑剂、固化剂、缓聚剂的质量百分比的总和达到100％。
本发明实施例提供的堵水封窜体系，基于上述质量配比的各组分的协同复配作用，能够获得在90℃～120℃的高温下能够延迟缓聚的堵水封窜体系，且反应速率可控。该堵水封窜体系的注入性好，对各类孔隙和微细裂缝均具有很好的穿透能力，且不会被水体稀释。该堵水封窜体系固化后具有较高的机械强度、化学稳定性和热稳定性，对需要封堵的出水层段和窜流通道能够达到更优异的封堵效果。
在一些可能的实现方式中，助溶剂选自乙二醇、叔丁醇、甲醇、丙酮中的至少一种。
使用助溶剂的目的是使热固性树脂进行溶解，上述种类的助溶剂具有强极性，利于提高热固性树脂的可溶解性。
在一些可能的实现方式中，增塑剂选自邻苯二甲酸二丁酯、邻苯二甲酸二辛酯、邻苯二甲酸二异癸酯中的至少一种。
上述增塑剂的作用是减弱树脂分子间的次价键，增加树脂分子键的移动性，降低树脂分子的结晶性，增加树脂分子的可塑性，使其柔韧性增强，更加容易加工。
本发明实施例选用上述种类的增塑剂，能够改善热固性树脂的塑性及强度。
在一些可能的实现方式中，固化剂选自三(2-羟乙基)胺、二乙烯三胺、间苯二胺中的至少一种。其中，三(2-羟乙基)胺又称为三羟乙基胺、三乙醇胺。
利用上述固化剂，能够用于增进或控制热固性树脂的固化反应效果，使固化后的树脂获得更高的强度。
本发明实施例中，使缓聚剂为乙酸，选择用乙酸作为缓聚剂，能够使堵水封窜体系达到延迟缩聚的目的。具体而言，在固化剂和缓聚剂的作用下，热固性树脂发生了延迟体型缩聚反应。
热固性树脂具有很强的浸润能力，成型性能好，体积密度大，气孔率低，其耐热、阻燃、电绝缘性能好，耐酸性强。
对于热固性树脂的获取，可以通过以下方法制备得到：在NH4OH、NaOH或NaCO3等碱性物质的催化下，过量的甲醛与苯酚(其摩尔比大于1)反应，同时加入少量环氧树脂改性，生成得到热固性酚醛树脂。
由于热固性树脂是本领域常见的，其也可以通过市购的方式获取，举例来说，本发明实施例可以选用河北省华北油田天成化工公司生产并销售的YJDJ型热固性树脂，其外观为棕红色透明粘稠液体，固含量(％)＞50％，密度为1.0g/cm3～1.3g/cm3。
本发明实施例提供的堵水封窜体系耐高温，在油气井中应用时，适用温度，也就是说油藏储层为90℃-120℃。
举例来说，本发明实施例提供的堵水封窜体系适用的油藏储层包括但不限于：90℃、100℃、110℃、120℃等。
实验结果表明，本发明实施例提供的堵水封窜体系在90℃-120℃的高温条件下，可控的初凝时间在2h-6h，固化时间小于12h，耐温性能够达到340℃，抗压强度大于18MPa，酸溶解率、碱溶解率、盐溶解率均小于1％，可用于高温复杂油水井封层封窜和套管修复治理，满足油水井生产的需要。
另一方面，本发明实施例还提供了上述任一种堵水封窜体系的制备方法，如附图1所示，该制备方法包括以下步骤：
步骤1：按照的堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂混合均匀，形成中间混合体系。
步骤2：将固化剂、缓聚剂与中间混合体系混合均匀，得到堵水封窜体系。
本发明实施例中，堵水封窜体系采用即配即用的方式进行制备，以防止热固性树脂提前固化，影响注入效果。
在一些可能的实现方式中，本发明实施例提供的堵水封窜体系的制备在具有搅拌装置的配液池中进行，以便于形成质地均匀的堵水封窜体系。
在一些可能的实现方式中，使热固性树脂、助溶剂和增塑剂混合后，搅拌10min-20min至搅拌均匀。
将固化剂、缓聚剂与中间混合体系混合后，搅拌25min-35min至搅拌均匀，得到堵水封窜体系。
本发明实施例提供的堵水封窜体系在现场应用时，使用到的设备包括：配液池、清水池及泵车、罐车、压力表等相关辅助设备。并且，通过以下方法进行现场应用：
(1)井下准备：起出井内原生产管柱，通井，冲砂洗井至人工井底，下入光油管或带有封隔器的卡堵管柱，对封堵层上部验套。
(2)填砂注灰至封堵段以下，堵水管柱完成至设计深度，安装井口装置，连接地面管线，试压。
(3)试挤清水，测不同排量、压力下的视吸水指数，确定工艺控制参数。
(4)现场配制堵水封窜体系，按泵注顺序依次挤注堵水封窜体系和顶替液。
(5)带压关井侯凝，钻塞后试压。
现场应用时，堵水封窜体系适用的油藏储层温度为90℃-120℃。
以下将通过具体实施例进一步地描述本发明：
其中，实施例1-3使用的热固性树脂通过以下方法制备得到：在NaOH的催化下，使过量的甲醛与苯酚(其摩尔比大于1)反应，同时加入少量环氧树脂改性，得到热固性酚醛树脂。
实施例4-6使用的热固性树脂均采用河北省华北油田天成化工公司生产并销售的YJDJ型热固性树脂。
实施例1
本实施例1提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
该堵水封窜体系通过以下制备方法制备得到：
采用现场配液池配液方式，按照堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂置于具有搅拌装置的配液池中，搅拌20min后至混合均匀，形成中间混合体系。
继续将固化剂、缓聚剂置于配液池中与该中间混合体系混合，搅拌30min后至混合均匀，得到该堵水封窜体系。
对本实施例1制备得到的堵水封窜体系进行性能测试，测试结果表明，本实施例1制备得到的堵水封窜体系在110℃的高温条件下可控初凝时间为3h-3.2h，固化时间为6h～8h，耐温性达到340℃，抗压强度为49MPa，酸溶溶解率为0.2％，碱溶溶解率为0.2％，盐溶溶解率为0.1％。
实施例2
本实施例2提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
该堵水封窜体系通过以下制备方法制备得到：
采用现场配液池配液方式，按照堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂置于具有搅拌装置的配液池中，搅拌20min后至混合均匀，形成中间混合体系。
继续将固化剂、缓聚剂置于配液池中与该中间混合体系混合，搅拌30min后至混合均匀，得到该堵水封窜体系。
对本实施例2制备得到的堵水封窜体系进行性能测试，测试结果表明，本实施例2制备得到的堵水封窜体系在100℃的高温条件下可控初凝时间为4h～4.5h，固化时间为8h～10h，耐温性达到340℃，抗压强度为47MPa，酸溶溶解率为0.2％，碱溶溶解率为0.1％，盐溶溶解率为0.2％。
实施例3
本实施例3提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
该堵水封窜体系通过以下制备方法制备得到：
采用现场配液池配液方式，按照堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂置于具有搅拌装置的配液池中，搅拌20min后至混合均匀，形成中间混合体系。
继续将固化剂、缓聚剂置于配液池中与该中间混合体系混合，搅拌30min后至混合均匀，得到该堵水封窜体系。
对本实施例3制备得到的堵水封窜体系进行性能测试，测试结果表明，本实施例3制备得到的堵水封窜体系在120℃的高温条件下可控初凝时间为2h～2.5h，固化时间为5h～7h，耐温性达到340℃，抗压强度为52MPa，酸溶溶解率为0.1％，碱溶溶解率为0.2％，盐溶溶解率为0.1％。
实施例4
本实施例4提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
该堵水封窜体系通过以下制备方法制备得到：
采用现场配液池配液方式，按照堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂置于具有搅拌装置的配液池中，搅拌20min后至混合均匀，形成中间混合体系。
继续将固化剂、缓聚剂置于配液池中与该中间混合体系混合，搅拌30min后至混合均匀，得到该堵水封窜体系。
对本实施例4制备得到的堵水封窜体系进行性能测试，测试结果表明，本实施例4制备得到的堵水封窜体系在105℃的高温条件下可控初凝时间为4h～4.5h，固化时间为8h～10h，耐温性达到340℃，抗压强度为46MPa，酸溶溶解率为0.2％，碱溶溶解率为0.1％，盐溶溶解率为0.2％。
实施例5
本实施例5提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
该堵水封窜体系通过以下制备方法制备得到：
采用现场配液池配液方式，按照堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂置于具有搅拌装置的配液池中，搅拌20min后至混合均匀，形成中间混合体系。
继续将固化剂、缓聚剂置于配液池中与该中间混合体系混合，搅拌30min后至混合均匀，得到该堵水封窜体系。
对本实施例5制备得到的堵水封窜体系进行性能测试，测试结果表明，本实施例5制备得到的堵水封窜体系在110℃的高温条件下可控初凝时间为3h-3.2h，固化时间为6h～8h，耐温性达到340℃，抗压强度为49MPa，酸溶溶解率为0.2％，碱溶溶解率为0.2％，盐溶溶解率为0.1％。
实施例6
本实施例6提供了一种堵水封窜体系，该堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
该堵水封窜体系通过以下制备方法制备得到：
采用现场配液池配液方式，按照堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂置于具有搅拌装置的配液池中，搅拌20min后至混合均匀，形成中间混合体系。
继续将固化剂、缓聚剂置于配液池中与该中间混合体系混合，搅拌30min后至混合均匀，得到该堵水封窜体系。
对本实施例6制备得到的堵水封窜体系进行性能测试，测试结果表明，本实施例6制备得到的堵水封窜体系在105℃的高温条件下可控初凝时间为3h-3.5h，固化时间为6h～8h，耐温性达到340℃，抗压强度为49MPa，酸溶溶解率为0.2％，碱溶溶解率为0.2％，盐溶溶解率为0.1％。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，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、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (11)
1.一种堵水封窜体系，其特征在于，所述堵水封窜体系包括以下质量百分比的组分：
助溶剂 1％-3％；
增塑剂 1％-5％；
固化剂 2％-6％；
缓聚剂 6％-12％；
热固性树脂为余量。
2.根据权利要求1所述的堵水封窜体系，其特征在于，所述助溶剂选自乙二醇、叔丁醇、甲醇、丙酮中的至少一种。
3.根据权利要求1所述的堵水封窜体系，其特征在于，所述增塑剂选自邻苯二甲酸二丁酯、邻苯二甲酸二辛酯、邻苯二甲酸二异癸酯中的至少一种。
4.根据权利要求1所述的堵水封窜体系，其特征在于，所述固化剂选自三(2-羟乙基)胺、二乙烯三胺、间苯二胺中的至少一种。
5.根据权利要求1所述的堵水封窜体系，其特征在于，所述缓聚剂为乙酸。
6.根据权利要求1所述的堵水封窜体系，其特征在于，所述热固性树脂为环氧改性的热固性酚醛树脂。
7.根据权利要求1-6任一项所述的堵水封窜体系，其特征在于，所述堵水封窜体系的适用温度为90℃-120℃。
8.权利要求1-7任一项所述的堵水封窜体系的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：
按照所述的堵水封窜体系中各组分的质量比，将热固性树脂、助溶剂和增塑剂混合均匀，形成中间混合体系；
将固化剂、缓聚剂与所述中间混合体系混合均匀，得到所述堵水封窜体系。
9.根据权利要求8所述的堵水封窜体系的制备方法，其特征在于，所述堵水封窜体系采用即配即用的方式进行制备。
10.根据权利要求8所述的堵水封窜体系的制备方法，其特征在于，所述堵水封窜体系的制备在具有搅拌装置的配液池中进行。
11.根据权利要求8所述的堵水封窜体系的制备方法，其特征在于，使所述热固性树脂、所述助溶剂和所述增塑剂混合后，搅拌10min-20min至搅拌均匀；
将所述固化剂、所述缓聚剂与所述中间混合体系混合后，搅拌25min-35min至搅拌均匀，得到所述堵水封窜体系。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110144389.7A CN114836182A (zh) | 2021-02-02 | 2021-02-02 | 一种堵水封窜体系及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110144389.7A CN114836182A (zh) | 2021-02-02 | 2021-02-02 | 一种堵水封窜体系及其制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114836182A true CN114836182A (zh) | 2022-08-02 |
Family
ID=82562208
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110144389.7A Pending CN114836182A (zh) | 2021-02-02 | 2021-02-02 | 一种堵水封窜体系及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114836182A (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3850249A (en) * | 1972-07-19 | 1974-11-26 | Chevron Res | Method for delaying the setting of an acid-settable liquid in a terrestrial zone |
| US20030230431A1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-12-18 | Reddy B. Raghava | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| CN103374342A (zh) * | 2012-04-17 | 2013-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法 |
| CN104974724A (zh) * | 2015-06-23 | 2015-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于中高温高盐低渗油藏的地下成胶封堵剂及其制法 |
| RU2600576C1 (ru) * | 2015-08-04 | 2016-10-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новас Ск" | Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах |
| CN107936933A (zh) * | 2017-12-25 | 2018-04-20 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司临盘采油厂 | 一种用于油水井内衬小套管固井用化学封固剂及其制备方法 |
| CN108531159A (zh) * | 2018-04-11 | 2018-09-14 | 东北石油大学 | 一种用于稠油热采油藏的高温堵剂体系 |
| CN109251737A (zh) * | 2018-09-28 | 2019-01-22 | 四川大学 | 一种油气田开采使用的环氧-酚醛体系堵水剂 |
-
2021
- 2021-02-02 CN CN202110144389.7A patent/CN114836182A/zh active Pending
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3850249A (en) * | 1972-07-19 | 1974-11-26 | Chevron Res | Method for delaying the setting of an acid-settable liquid in a terrestrial zone |
| US20030230431A1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-12-18 | Reddy B. Raghava | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| CN103374342A (zh) * | 2012-04-17 | 2013-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法 |
| CN104974724A (zh) * | 2015-06-23 | 2015-10-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 适用于中高温高盐低渗油藏的地下成胶封堵剂及其制法 |
| RU2600576C1 (ru) * | 2015-08-04 | 2016-10-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Новас Ск" | Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах |
| CN107936933A (zh) * | 2017-12-25 | 2018-04-20 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司临盘采油厂 | 一种用于油水井内衬小套管固井用化学封固剂及其制备方法 |
| CN108531159A (zh) * | 2018-04-11 | 2018-09-14 | 东北石油大学 | 一种用于稠油热采油藏的高温堵剂体系 |
| CN109251737A (zh) * | 2018-09-28 | 2019-01-22 | 四川大学 | 一种油气田开采使用的环氧-酚醛体系堵水剂 |
Non-Patent Citations (8)
| Title |
|---|
| 于高峰;: "新型高温高盐油藏堵水调剖用环氧树脂/酚醛树脂的性能评价" * |
| 余吉良;段永强;谢刚;南庆义;尤冬青;罗玉儒;李冬存;: "热敏性树脂窜漏封堵剂的研制及应用" * |
| 余吉良;谢刚;南庆义;罗玉儒;尤冬青;段永强;李冬存;: "改性酚醛树脂封窜堵漏剂的性能及应用" * |
| 孟建勋;: "蒸汽驱用耐高温堵剂的研制" * |
| 程丽晶;王硕;: "港东油田化学堵水体系优化研究" * |
| 范志毅,王晓莉,张丽华,郑芳,潘少波,刘波: "封窜堵漏技术研究与应用" * |
| 蔡童芝,马涛,田庆生,管素红,陈明华: "SCB-3型堵水调剖剂的室内评价" * |
| 邓英江;陈大钧;李文涛;万伟;张谦;尧艳;: "高温高盐油藏环氧树脂/酚醛树脂复合堵水调剖剂的性能研究" * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113637293B (zh) | 改性树脂及其在封堵剂中的应用、高温封堵剂及其在高温弃置井封堵中的应用 | |
| US4494606A (en) | Process for improving vertical conformance in a near well bore environment | |
| CN114456783A (zh) | 一种无机有机复合调剖堵水剂及其使用方法 | |
| CN108841366B (zh) | 一种高温防漏失封堵剂及其制备方法和应用 | |
| CA1056147A (en) | Method of consolidating subterranean formations using diluted resins | |
| CN105440233A (zh) | 一种火驱封窜剂及其制备方法 | |
| CN108625836B (zh) | 一种低渗透底水油藏高含水油井控水增产方法 | |
| CN114836182A (zh) | 一种堵水封窜体系及其制备方法 | |
| CN106010495A (zh) | 一种注水井用降压增注剂及其制备方法 | |
| CN106928947B (zh) | 一种套管间环空的封堵材料、封堵装置和封堵方法 | |
| CN108913115B (zh) | 一种低伤害复合压裂液及应用方法 | |
| CN110229651B (zh) | 一种修复水泥环空裂缝的树脂封堵剂及其制备方法 | |
| CN105754565A (zh) | 一种有机微球与无机硅酸盐复配型稠油热采封窜剂及其制备方法 | |
| CN108048056B (zh) | 一种封窜体系及其制备方法与应用 | |
| CN107841300B (zh) | 一种含油污泥型调剖堵水复合剂 | |
| CN115703959A (zh) | 一种制备复合凝胶的方法 | |
| RU2323325C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
| CN110872508B (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| CN115851251A (zh) | 一种压裂驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN111927387A (zh) | 一种二级暂堵组合式选择性堵水方法 | |
| RU2340648C1 (ru) | Тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| WO2021072002A1 (en) | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels | |
| RU2426863C1 (ru) | Способ изоляции притока воды в скважину | |
| CN107794021A (zh) | 一种用于稠油热采的封窜剂及其制备方法 |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20220802 |