CN102093880B

CN102093880B - 一种油井控水剂及其制备方法

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Publication number: CN102093880B
Application number: CN2010106100414A
Authority: CN
Inventors: 罗明良; 温庆志; 刘洪见; 贾自龙; 孙厚台; 刘佳林
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2010-12-28
Filing date: 2010-12-28
Publication date: 2012-03-21
Anticipated expiration: 2030-12-28
Also published as: CN102093880A

Abstract

本发明涉及一种油井控水剂及其制备方法，失水山梨醇油酸酯、疏水单体和油相溶剂混合构成连续相；以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为共聚单体，加入过硫酸铵为氧化剂，共同溶于水中构成分散相，将分散相加入连续相中成反相乳液，在反相乳液中逐步滴加还原剂亚硫酸氢钠，升温引发聚合，生成的三元共聚物既可作为油井控水剂。作为油井控水压裂稠化剂。本发明产品制备工艺简单，反应条件易控制，尤其适用于近水或高含水低渗油藏控水增油。

Description

一种油井控水剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种油井控水剂及其制备方法，尤其涉及一种用于近水或高含水低渗油藏油井控水或压裂控水剂。

背景技术

在近水和高含水储层进行控水或增产措施改造并有效控制水的产出，一直是个难题。生产井产出大量水，通常会导致产油量迅速下降且采油耗能增加，大量水处理带来生产成本的增加，还会引起出砂、腐蚀和结垢等其他一些问题，使生产井因无经济开采价值而被迫提前关井停产。1997年以来，美国对含水大于60％的井，应用改变相对渗透率特性的处理液对Pernran Basin、Kansas、Argentina等多个地层进行了压裂增产措施改造，有效降低了水的产出，增加了油产量，并减少了后期处理费用，效益显著。目前，我国大多数东部油田已进入开发的中后期，油井处于高含水状态；而新勘探的油气资源中，具有边底水低渗油田比重越来越大。在这类油层压裂增产改造过程中，裂缝经常成为无效注入水或边底水的循环通道，压裂后含水急剧上升甚至水淹，将为油井压裂增产改造带来很大风险。

开展“稳油控水”是提高油田开发效益的重要途径。选择高效的控水剂是油井实施控水稳油措施的关键，国外相关机构一直致力于相渗改善控水技术的研究与应用。目前，相渗改善体系大多为高分子量聚合物、表面活性剂(润湿反转)或聚合物交联体系(凝胶或弱凝胶)，并在高渗油田现场得到应用，具有一定控水效果。但是在低渗油田使用过程中，主要存在以下一些问题：(1)低渗油藏储层物性差、敏感性强，存在启动压力梯度，而高分子聚合物或交联体系粘度大，注入压力高，易堵塞原油渗流通道造成储层伤害；(2)润湿反转技术施工成本高，控水周期短，效果难以控制；(3)国内外相渗改善体系的研究大多侧重在高渗储层选择性堵水与现场或室内试验效果评价。

CN101476452A(CN200910020940.6)公开一种油气井控水压裂增产方法，是在压裂施工时，采用化学降解包覆堵塞的方式，在地下形成封堵层，其特征在于：化学反应重量配比为：水1000份，石蜡或微晶蜡20～40份，英砂180～360份，稠化剂3～4份，交联剂7～9份，添加剂0.29～6.6份，(2)施工工艺步骤为：①、在包衣机内把50#～70#的石蜡或微晶蜡加热融化，将石英砂按照石蜡或微晶蜡∶石英砂＝1∶4.5～18的重量比加入石蜡或微晶蜡中，然后在包衣机内降温形成包被支撑剂；②、在带有泵循环或搅拌器的容器中加入一定量的水，然后开启泵循环或搅拌器，缓慢加入稠化剂，再加入添加剂后，继续泵循环或搅拌30分钟，使液体混合充分，形成混合溶液。③、将步骤②形成的混合溶液与交联剂按照体积比100∶0.7混合均匀形成冻胶前置液。④、将步骤③形成的冻胶前置液与步骤①形成的包被支撑剂按照重量比100∶30混合，搅拌均匀后，用泵送入目的地层。

发明内容

针对已有技术存在的缺点，本发明提供一种油井控水剂及其制备方法。

本发明的技术方案如下：

一种油井控水剂，由以下原料制备而成：

A、连续相：由失水山梨醇油酸酯(Span80)和疏水单体溶解于油相溶剂中制得，疏水单体与油相溶剂的质量体积比为1.0-5.0％，单位为克/毫升；失水山梨醇油酸酯与油相溶剂的质量体积比为5.0-8.0％，单位为克/毫升；

所述疏水单体选自N，N-二甲基丙烯酰胺，丙烯酸甲酯，甲基丙烯酸甲酯，N-乙烯基乙酰胺，N-乙烯基-N-甲基乙酰胺，N-乙烯基甲酰胺或N-乙烯基-2-吡咯烷酮；

B、分散相：以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为共聚单体，过硫酸铵为氧化剂，共同溶于水中制得；丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比是(85-95)∶(5-15)。

上述连续相中的油相与分散相中的水之体积比为3∶(2-5)；

将分散相加入连续相中搅拌、乳化得反相乳液，调节反相乳液pH值为7-8，加入还原剂亚硫酸氢钠，升温到30-70℃引发聚合，反应时间为5-12h。聚合体系中丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸单体总浓度占溶液质量浓度为10-40％，过硫酸铵与亚硫酸氢钠氧化还原引发剂总质量浓度为所述单体总质量的0.05-0.5％。

最后从反应物中收集生成的三元共聚物，为油井控水剂。

根据本发明，优选的，所述的油相为煤油或白油。所述还原剂亚硫酸氢钠与分散相中加入的氧化剂过硫酸铵摩尔比为1∶(3-6)。

本发明方法产物三元共聚物具有如下结构：

上述三元共聚物中疏水基团与亲水基团的含量通过元素分析方法获得。其中，优选的，疏水基团与亲水基团质量百分数分别在3-4％与7-8％。

根据本发明，一种油井控水剂的制备方法，包括如下步骤：

1、将失水山梨醇油酸酯、疏水单体和油相溶剂按比例混合，构成连续相；通入氮气除氧1-5h；

2、将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解于水中，再加入丙烯酰胺，加入过硫酸铵为氧化剂，共同溶于水中构成分散相；通氮气除氧1-5h；

3、将分散相逐渐滴加入连续相中并快速搅拌，转速为800-1200r/min，形成反相乳液，并调节反相乳液pH值为7-8；

4、将反相乳液体系转入恒温水浴中，转速为800-1200r/min快速搅拌20-30min，然后将转速调至400-600r/min，边搅拌边向反相乳液体系中滴加还原剂亚硫酸氢钠，升温到30-70℃引发聚合，反应时间为5-12h，得白色胶乳状反应产物三元共聚物，作为油井控水剂液体产品。

进一步的，将上述所得白色胶乳状反应产物用乙醇或丙酮洗涤3-5次直到洗涤产物重量不再降低，最后40℃真空干燥5-10h，得三元共聚物粉末，即为油井控水剂固体产品。

优选的，上述还原剂亚硫酸氢钠配制成质量浓度0.1-0.5％的水溶液加入。氧化剂过硫酸铵配制成质量浓度1-3％的水溶液加入。

本发明的油井控水剂的应用，用于近水或高含水低渗油藏油井控水或压裂控水稠化剂。

本发明产品制备工艺简单，反应条件易控制，可改变储层油水相渗特性或者部分堵水已达到控制水油比，同时产品溶解速率快，具有良好的耐剪切性、热稳定性、抗盐性、吸附性及摩阻低等特点，尤其适用于近水或高含水低渗油藏控水增油措施。

与已有技术相比，本发明具有如下有益效果：

1、本发明方法制得的三元共聚物，产率高达70-95％，产物中疏水基团与亲水基团含量可根据需要在较大范围调整。疏水基团与亲水基团含量可通过控水剂制备方法步骤1中疏水单体与步骤2中2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的加入比例来调节。

2、本发明中的油井控水剂制备方法步骤4获得的白色胶乳状反应产物溶解速度快，可直接用于现场控水措施。

具体实施方式

以下结合具体实施例来对本发明作进一步说明，但本发明所要求保护的范围并不局限于实施例所涉及的范围。实施例中过硫酸铵溶液、亚硫酸氢钠溶液的百分浓度均为质量百分比。

实施例1

在装有搅拌器、滴液漏斗、通氮气管、温度计的250ml四口烧瓶中加入40ml煤油，加入3.2g Span80与0.6g丙烯酸甲酯，溶解完全后通氮气除氧5h，配制成连续相。

将烧杯放到冰水混合物中，量取60ml去离子水倒入烧杯中，称取0.3g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸加到烧杯中搅拌至其完全溶解，调节pH值7-9，然后称取11.1g丙烯酰胺加到烧杯中搅拌至其完全溶解，量取0.9ml 2％过硫酸铵溶液加到烧杯中，搅拌使其混合均匀，通氮气除氧5h配制成分散相。

在搅拌转速为1000-1200r/min条件下，把分散相滴加入连续相，10-30min滴加完毕，形成反相乳液，调节pH值7-9。

将反相乳液体系转入40℃恒温水浴中，继续1000r/min快速搅拌30min，然后转速调至400r/min，并向体系中加入4ml 0.1％亚硫酸氢钠溶液，反应开始，反应温度40℃，6h后停止反应，得到粘稠乳白色胶乳。

将获得的胶乳逐滴滴加到300ml的丙酮中，并搅拌30min后，室温静置5h，待沉淀完全后收集沉淀，放入真空烘箱30℃干燥72h，得到白色共聚物粉末，即为本发明的产品油井控水剂。

产物收率接近95％，产物特性粘数为543ml/g。

取少量白色共聚物粉末通过元素分析方法获得产物中疏水基团与亲水基团含量，结果表明本实施例中产物的疏水基团与亲水基团质量百分数分别是2.5％与7.5％。

实施例2

如实施例1所述，所不同的是加入1.2ml 2％过硫酸铵溶液，加入6ml 0.1％亚硫酸氢钠溶液，得到产物收率72％，产物特性粘数为343ml/g。元素分析得产物中疏水基团与亲水基团质量百分数分别是3.0％与7..2％。

实施例3

如实施例1所述，所不同的是反应温度50℃。最终产物收率80％，产物特性粘数为843ml/g。元素分析得产物中疏水基团与亲水基团质量百分数分别是3.4％与7.6％。

控水实验：

实施例1-3所得产物用于油井控水效果，可按照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5358-94砂岩地层岩心静态流动实验程序，测试注入控水剂前后储层岩石孔隙中油水渗透率变化获得，有关数据如表1：

表1

由表1可以看出，本发明产品具有大幅度降低水相渗透率，达到70％以上，而对油相渗透率影响较小，下降幅度控制在20％以内，具有良好的控水效果。

Claims

1.一种油井控水剂，其特征在于由以下原料制备而成：

A、连续相：由失水山梨醇油酸酯和疏水单体溶解于油相溶剂中制得，疏水单体与油相溶剂的质量体积比为1.0-5.0％，单位为克/毫升；失水山梨醇油酸酯与油相溶剂的质量体积比为5.0-8.0％，单位为克/毫升；所述的疏水单体为丙烯酸甲酯或甲基丙烯酸甲酯；

B、分散相：以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为共聚单体，过硫酸铵为氧化剂，共同溶于水中制得；丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的质量比是(85-95)∶(5-15)；

上述连续相中的油相与分散相中的水之体积比为3∶(2-5)；

将分散相加入连续相中搅拌、乳化得反相乳液，调节反相乳液pH值为7-8，加入还原剂亚硫酸氢钠，升温到30-70℃引发聚合，反应时间为5-12h；聚合体系中丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸单体总浓度占溶液质量浓度为10-40％，过硫酸铵与亚硫酸氢钠氧化还原引发剂总质量浓度为所述单体总质量的0.05-0.5％；从反应物中收集生成的三元共聚物，为油井控水剂。

2.根据权利要求1所述的油井控水剂，其特征在于所述的油相为煤油或白油。

3.根据权利要求1所述的油井控水剂，其特征在于所述还原剂亚硫酸氢钠与分散相中的氧化剂过硫酸铵摩尔比为1∶(3-6)。

4.权利要求1-3任一项所述油井控水剂的制备方法，包括如下步骤：

(1)将失水山梨醇油酸酯、疏水单体和油相溶剂按比例混合，构成连续相；通入氮气除氧1-5h；

(2)将2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解于水中，再加入丙烯酰胺，加入过硫酸铵为氧化剂，共同溶于水中构成分散相；通氮气除氧1-5h；

(3)将分散相逐渐滴加入连续相中并快速搅拌，转速为800-1200r/min，形成反相乳液，并调节反相乳液pH值为7-8；

(4)将反相乳液体系转入恒温水浴中，转速为800-1200r/min快速搅拌20-30min，然后将转速调至400-600r/min，边搅拌边向反相乳液体系中滴加还原剂亚硫酸氢钠，升温到30-70℃引发聚合，反应时间为5-12h，得白色胶乳状反应产物三元共聚物，为油井控水剂液体产品。

5.如权利要求4所述油井控水剂的制备方法，其特征在于进一步的，将所得白色胶乳状反应产物用乙醇或丙酮洗涤3-5次直到洗涤产物重量不再降低，最后40℃真空干燥5-10h，得三元共聚物粉末，为油井控水剂固体产品。

6.如权利要求4所述油井控水剂的制备方法，其特征在于所述还原剂亚硫酸氢钠配制成质量浓度0.1-0.5％的水溶液加入。

7.如权利要求4所述油井控水剂的制备方法，其特征在于所述氧化剂过硫酸铵配制成质量浓度1-3％的水溶液加入。