CN103030916B - 一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂。以质量百分比计，该凝胶组合物包括：1.0％部分水解聚丙烯酰胺、1.5％甲醛、0.5％对苯二酚、余量为水。该氮气泡沫凝胶复合暂堵剂包括：氮气和泡沫凝胶；其中，所述泡沫凝胶为凝胶组合物与耐高温发泡剂的混合物；所述氮气与所述泡沫凝胶的体积比为40-60∶1。本发明还提供一种耦合内外旋流泡沫发生器，其可以作为上述氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的制备设施。本发明又提供一种抑制稠油高轮次吞吐井汽窜干扰的方法，该方法具有地层伤害小、措施选择性强、兼具气体增能功效等特点。

Description

一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂

技术领域

本发明涉及一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，属于石油开采技术领域。

背景技术

稠油原油粘度高，流动性差；油藏发育的非均质性，造成层间、层内及平面动用不均，特别是随着吞吐轮次增加、井间水平井近井距等因素影响，动用不均进一步加剧，井间形成汽窜通道，影响生产效果。且目前吞吐井普遍进入中高周期，地层压力大幅下降，周期间递减矛盾突出；中高轮次油井套坏现象普遍，措施实施受限。

目前针对于稠油高轮次吞吐井生产过程中的矛盾主要采取选配注、暂堵调剖措施改善油井动用不均、汽窜干扰问题；实施助排工艺降低原油粘度。但随着油井进入高轮次吞吐，受到油藏储层条件和堵剂本身限制，以上措施应用的弊端日益明显。稠油选配注存在着受井况制约严重的问题，且无法解决层内矛盾和平而矛盾的问题。高温暂堵调剖技术主要有以有机颗粒为主剂的颗粒型调剖剂、凝胶型调剖剂和泡沫型调剖剂，颗粒型调剖剂存在着流动性差、作用半径小、地层伤害大的问题，不适于套变井及有筛管完井方式的油井；凝胶型调剖剂存在耐温性差、容易被蒸汽突破的问题；泡沫调剖存在着地泡沫调剖作用较弱的缺陷，不适用于已形成汽窜通道的油井。

因此研发出一种具有地层伤害小、措施选择性强、兼具气体增能功效等特点的暂堵剂，仍是本领域亟待解决的问题之一。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种凝胶组合物及含其的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂。本发明的目的还在于提供一种耦合内外旋流泡沫发生器。本发明的又一目的在于提供利用上述氮气泡沫凝胶复合暂堵剂抑制稠油高轮次吞吐井汽窜干扰的方法，该方法具有暂堵调剖性能好、地层伤害小的特点。

为达上述目的，本发明提供一种凝胶组合物，以质量百分比，其包括：1.0％部分水解聚丙烯酰胺、1.5％甲醛、0.5％对苯二酚、余量为水。本发明的凝胶组合物的制备方法为常规的制备方法，把部分水解聚丙烯酰胺、甲醛、对苯二酚与水混合均匀，即可以得到该凝胶组合物。

根据本发明的具体实施方式，优选地，在凝胶组合物中，所采用的部分水解聚丙烯酰的水解度为25％，聚合度为16×10⁴，分子量为1200×10⁴。

本发明还提供了一种氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，其包括：氮气和泡沫凝胶；其中，所述泡沫凝胶为上述凝胶组合物与耐高温发泡剂的混合物；其中，所述氮气与所述泡沫凝胶的体积比为40-60∶1。上述氮气与泡沫凝胶的体积比为二者在标准大气压下的体积比。本发明所提供的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂可以在使用时通过常规方法制得，例如将氮气、泡沫凝胶混合制得，或者在使用时将凝胶组合物、耐高温发泡剂和氮气经泡沫凝胶发生器从油管同步注入而制得。

在本发明中，上述泡沫凝胶以及氮气的含量可以根据措施井井况进行合理调整。优选地，所述氮气的含量为1.2-3.0万标立方米，所述泡沫凝胶的含量为300-500立方米。

在上述氮气泡沫凝胶复合暂堵剂中，优选地，以所述凝胶组合物的体积计，所述耐高温发泡剂的浓度为12g/L，即，所述耐高温发泡剂以12g/L的浓度添加到所述凝胶组合物中，形成所述泡沫凝胶。

在上述氮气泡沫凝胶复合暂堵剂中，优选地，以质量百分比计，所述耐高温发泡剂包括99.7％的妥尔油脂肪酸钠盐和0.3％的疏水缔合聚丙烯酰胺。该耐高温发泡剂在25℃-300℃范围内的高温半衰期为223min，降解率为6.17％。

本发明采用凝胶组合物、耐高温发泡剂及氮气，形成交联前具有泡沫性质而交联后具有凝胶性质的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，注入时形成的泡沫会产生明显的分流作用，在大幅度提高高渗透层或高渗透层段阻力因子的同时，低渗透层或低渗透层段的阻力因子较低，调堵作用较常规凝胶会有大幅度的提高；凝胶的稳定泡沫作用，会增强泡沫结构，增大泡沫尺寸、提高泡沫稳定性、延长泡沫半衰期；泡沫能够扩大封堵范围，减少凝胶用量，明显降低对油层的伤害。在较高气液比条件下，氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的封堵范围达到常规凝胶类堵剂的2-3倍，实现深部调堵、有效期长；泡沫遇油的消泡作用，能够降低氮气泡沫凝胶对低渗透或动用差层位或层段的不利影响；氮气泡沫凝胶在地层消泡后产生的气体可在一定程度上增加地层能量，有利于返排破胶液和提高油井产量；氮气泡沫凝胶中的耐高温发泡剂会改变岩石的润湿性，提高驱油效率。

本发明还提供了一种耦合内外旋流泡沫发生器，如图1所示，其包括以下部件：

泡沫发生器本体，该本体分为液体入口(1)、旋流腔(2)与泡沫出口(3)；所述旋流腔(2)分为入口颈部(4)、中部(5)和出口颈部(6)；

在旋流腔(2)的入口颈部(4)设有气体入口(7)；在旋流腔(2)的中部(5)和出口颈部(6)的内壁上设有外旋导流叶片(8)；

在所述旋流腔的中心设有一芯轴(9)，该芯轴(9)通过设于入口颈部(4)与出口颈部(6)的套环(10)连接于所述旋流腔(2)的内壁上，该芯轴(9)上设有成排的内旋导流叶片(11)；

在所述泡沫出口(3)上开设有一取样口(12)。

在上述耦合内外旋流泡沫发生器中，所述内旋导流叶片(11)设于芯轴(9)上对应旋流腔(2)的中部(5)以及出口颈部(6)的位置，其与所述外旋导流叶片(8)交错设置。

在上述耦合内外旋流泡沫发生器中，优选地，所述液体入口(1)的长度为500mm，直径为118.5mm(外径)，63.5mm(内径)；旋流腔(2)的入口颈部(4)的长度为200mm、中部(5)的长度为1000mm，直径为420mm(外径)，380mm(内径)、出口颈部(6)的长度为1000mm；所述泡沫出口(3)的长度为500mm，直径为118.5mm(外径)，63.5mm(内径)；所述外旋导流叶片(8)的长度为50mm，所述内旋导流叶片(11)的长度为100-240mm，

在本发明中，优选地，上述耦合内外旋流泡沫发生器的工作压力为10-20MPa；气体流量为5-25m³/min；液体流量为100-500L/min；大气压下的泡沫密度0.05-0.10g/cm³。

本发明的耦合内外旋流泡沫发生器采用流线型的耦合内外旋流流道，使气体(氮气)通过外旋导流叶片进行外旋流，液体(泡沫凝胶)通过内旋导流叶片进行内旋流，提高了外旋流气体与内旋流液体的混合程度，提高了混合发泡效率，可以使复合暂堵剂的起泡效率提高15％以上。优选地，本发明的耦合内外旋流泡沫发生器可以作为上述氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的制备设施。

本发明还提供了一种抑制稠油高轮次吞吐井汽窜干扰的方法，其包括以下步骤：

用热水注入油套环形空间和油管，保证注入通道的畅通；

经上述耦合内外旋流泡沫发生器从油管注入上述的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，施工压力控制在15MPa以内。

在油管和油套环形空间注入过量的水来保护油套，候凝24小时后转入注蒸汽吞吐。

本发明提供的抑制稠油高轮次吞吐井汽窜干扰的方法，将暂堵调剖、气体增能、驱油助排三项功能有机结合。该方法设计合理，依据可靠，与现有的暂堵调剖工艺相比具有地层伤害小、措施选择性强、兼具气体增能功效等特点，为蒸汽吞吐开发方式抽油井抑制高轮次井间汽窜、改善油井生产效果提供了新的有效方法。

附图说明

图1为本发明提供的耦合内外旋流泡沫发生器的内部结构图。

主要组件符号说明：

液体入口1  旋流腔2 泡沫出口3 入口颈部4 中部5 出口颈部6

气体入口7  外旋导流叶片8 芯轴9 套环10 内旋导流叶片11 取样口12

具体实施方式

实施例

本实施例提供了一种凝胶组合物，以重量百分比计，其包括：1.0wt％部分水解聚丙烯酰胺(水解度为25％，聚合度为16×10⁴，分子量为1200×10⁴)、1.5wt％甲醛、0.5wt％对苯二酚、余量为水。该凝胶组合物为将上述各物质按比例混合均匀而得到的。

本实施例还提供一种氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，其包括：氮气以及泡沫凝胶，二者的体积比为氮气∶泡沫凝胶＝50∶1(标准大气压下)。其中，该泡沫凝胶为上述凝胶组合物与耐高温发泡剂的混合物，并且，以所述凝胶组合物的体积计，所述耐高温发泡剂的浓度为12g/L。以质量百分比计，上述耐高温发泡剂包括99.7％的妥尔油脂肪酸钠盐和0.3％的疏水缔合聚丙烯酰胺。

下面分别从不同渗透率岩心，不同含水饱和度地层以及不同温度蒸汽(或热水)三个角度下对上述氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的封堵性能进行实验测定。

测试例1不同渗透率岩心氮气泡沫凝胶封堵实验

本测试例采用3种不同渗透率岩心对氮气泡沫、氮气泡沫凝胶复合暂堵剂、凝胶组合物进行封堵实验。在此需说明的是，每种注入介质分别选用渗透率为500、1000、3000×10^-3μm²左右的3种岩心，因此，本测试例所使用的岩心共9块。上述氮气泡沫包括氮气及耐高温发泡剂(5MPa实验压力气液体积比为1∶1，标准大气压下气液体积比为50∶1)，其中，以质量百分比计，上述耐高温发泡剂包括99.7％的妥尔油脂肪酸钠盐和0.3％的疏水缔合聚丙烯酰胺。该氮气泡沫凝胶复合暂堵剂及该凝胶组合物为实施例所提供。

采用不同渗透率岩心对实施例的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂实验包括以下步骤：在50℃条件下，水测岩心渗透率后，向岩心中正向注入1.0PV的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂(实验压力为5MPa)，并用氮气保持填砂管压力稳定，恒温恒压48h使其成胶，记录压力稳定时岩心两端的压力差，计算阻力因子；然后打开出口端，正向注入10.0PV300℃的水蒸汽驱替，记录压力稳定时岩心两端的压力差和流量，直至出口端被水蒸汽突破为止，记录水蒸汽突破的时间，计算汽驱后阻力因子；然后，反向注水(2.0PV)驱替，记录压力稳定时岩心两端的压力差及流量，计算实验后的水相渗透率，以及注水后的残余阻力因子，再用热油(2.0PV)反向驱替，记录压力变化。对于氮气泡沫以及凝胶组合物封堵实验与上述实验过程相同。实验所测得的3种岩心(9块岩心)的水相渗透率、以及不同注入介质下的阻力因子、汽驱后阻力因子和注水后的残余阻力因子的数据如表1所示。

在此需说明的是，阻力因子测定方法为针对同一岩心，在水测岩心渗透率时以一定注入速度向岩心中注入清水，压力稳定时岩心两端的压力差ΔP_w；再以相同速度注入堵剂，压力稳定时岩心两端的压力差ΔP₁，则阻力因子为ΔP₁与ΔP_w的比值；然后以相同速度注入水蒸汽，压力稳定时岩心两端的压力差ΔP₂，则汽驱后阻力因子为ΔP₂与ΔP_w的比值；残余阻力因子测定方法为计算一岩心的水相渗透率K_w1，经过上述实验后测得的水相渗透率K_w2，其残余阻力因子为K_w2与K_w1的比值，其中，水相渗透率的计算公式请参考SYT 5345-2007中水相有效渗透率的公式。

表1

如表1所示，岩心渗透率越高，氮气泡沫凝的阻力因子越高，阻力因子可达40-90，为氮气泡沫的2-3倍，具有选择性封堵的特点；而氮气泡沫凝的残余阻力因子较凝胶组合物低，表明氮气泡沫凝在岩心中的滞留量较凝胶组合物低，具有油层伤害小的特点。

测试例2不同含水饱和度岩心氮气泡沫凝胶封堵实验

本测试例采用不同含水饱和度岩心对氮气泡沫、氮气泡沫凝胶复合暂堵剂进行封堵实验，该不同含水饱和度以不同稠油含量(稠油平均含油饱和度)表示，其实验步骤与测试例1基本相同，不同之处在于在常压下进行实验。该氮气泡沫的组成如测试例1所述，该氮气泡沫凝胶复合暂堵剂为实施例所提供。

实验用水为去离子水。实验岩心渗透率级别为1000mD。

在不同的稠油含量下，分别观察氮气泡沫与氮气泡沫凝胶的泡沫的变化并对泡沫的半衰期进行测定。其中，泡沫的半衰期的测定方法包括以下步骤：将一定体积的泡沫至于量筒中，用下端固定有盘装不锈钢丝网的搅拌器通过液而上下搅动，当泡沫体积减半时，记录搅拌时间，该搅拌时间为泡沫的半衰期。稠油平均含油饱和度为0时氮气泡沫的半衰期为195min，稠油平均含油饱和度为0.7时，氮气泡沫的半衰期为26min；稠油平均含油饱和度为0时氮气泡沫凝胶的半衰期为290min，稠油平均含油饱和度为0.7时，氮气泡沫凝胶的半衰期为175min。

在此需说明的是，本测试例的实验步骤与测试例1基本相同，因此，上述稠油平均含油饱和度为0时测得的泡沫的半衰期，也就是在注水2.0PV后，注油前，测得的泡沫的半衰期；稠油平均含油饱和度为0.7时测得的泡沫的半衰期，也就是在注入2.0PV热油后，测得的泡沫的半衰期，即，注入2.0PV热油使稠油平均含油饱和度达0.7。

实验结果显示：稠油含量对氮气泡沫和氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的半衰期具有明显的影响，稠油含量增加，氮气泡沫和氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的半衰期均降低。相同稠油含量下，氮气泡沫凝胶的半衰期大大高于氮气泡沫，泡沫遇油消泡，随着稠油含量的增加氮气泡沫凝胶与普通氮气泡沫相比，泡沫的体积消耗更慢，泡沫的半衰期更长，这也表明了氮气泡沫凝胶复合暂堵剂具有良好的稳定性。

测试例3不同温度蒸汽(或热水)氮气泡沫凝胶封堵实验

本测试例采用不同温度蒸汽(或热水)对氮气泡沫、氮气泡沫凝胶复合暂堵剂、凝胶组合物进行封堵实验，其实验步骤与测试例1基本相同，不同之处在于将测试例1中的正向注入300℃10.0PV的水蒸汽驱替，替换为分别正向注入100℃10.0PV及200℃10.0PV的水蒸汽驱替。该氮气泡沫的组成如测试例1所述，该氮气泡沫凝胶复合暂堵剂及该凝胶组合物为实施例所提供。

实验用水为去离子水。实验岩心渗透率级别为1000mD。

阻力因子、汽驱后阻力因子、残余阻力因子的计算方法与测试例1相同，氮气泡沫在100℃时的阻力因子、汽驱后阻力因子、残余阻力因子分别为115.34、5.34、3.76；200℃为46.86、4.28、2.16。凝胶组合物在100℃时的阻力因子、汽驱后阻力因子、残余阻力因子为496.7、44.5、20.25；200℃为264.3、12.3、7.94。氮气泡沫凝胶复合暂堵剂在100℃时的阻力因子、汽驱后阻力因子、残余阻力因子分别为213.25、13.9、7.77；200℃为115.8、7.84、3.63。

实验结果显示：蒸汽驱时的阻力因子与蒸汽驱后的残余阻力因子均随着温度升高而快速降低。相同温度下，凝胶组合物的阻力因子和残余阻力因子均大于氮气泡沫凝胶复合暂堵剂和氮气泡沫。凝胶组合物的阻力因子和残余阻力因子对蒸汽温度敏感，氮气泡沫凝胶复合暂堵剂的阻力因子和残余阻力因子对蒸汽温的敏感性次之，而氮气泡沫的敏感性相对较低。

以上室内研究表明，本发明的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂具有泡沫及凝胶的封堵特点，稳定性良好，施工不受井况限制，具有明显的“封堵能力高、油层伤害小、措施单价低”的技术优势。

应用例

本应用例采用实施例1提供的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂对杜80-18-70井进行调剖助排措施，其包括以下步骤：

用热水注入油套环形空间和油管，保证注入通道的畅通；

经本发明的耦合内外旋流泡沫发生器从油管注入实施例的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，施工压力控制在15MPa以内。

在油管和油套环形空间注入过量的水来保护油套，候凝24小时后转入注蒸汽吞吐。

杜80-18-70井在前六轮生产中曾经与三口邻井有过明显汽窜井史，直接影响了该井蒸汽吞吐效果和邻井的生产效果，且随着吞吐轮次增加，主力吸汽层采出程度增加，油层纵向动用不均，油井周期产量呈下降趋势。因此，第七轮注汽前采用氮气泡沫凝胶复合暂堵剂调剖助排措施，对吸汽剖而进行调整和封堵汽窜的同时补充地层能量，提高本井的蒸汽吞吐效果。

措施后本轮注汽压力由11.9MPa上升至13.8MPa，地层能量得到一定补充；吸汽剖而资料显示纵向吸汽状况发生一定变化，以13、16^#层为例，13^#层厚度4.2米，渗透率为1163.2mPa.s，16^#层厚度2.8米，为1996.5mPa.s，措施前13^#层吸汽百分数小于16^#层；措施后13^#层吸汽百分数大于16^#层。

本轮注汽过程中对杜80-20-70产生一定汽窜影响，但影响程度不大。同上周期对比，汽窜影响井数相同，但汽窜方向发生变化，汽窜影响天数下降34天，影响产量降低246吨，见到一定抑制汽窜效果。

措施后周期生产110天，产油1155吨，对比上周期增油294吨，在注汽量相同的情况下，油汽比增加0.12，采注比增加0.19，显示了良好的生产效果。

Claims (5)

1.一种氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，其由氮气和泡沫凝胶组成；

其中，所述泡沫凝胶为凝胶组合物与耐高温发泡剂的混合物，以质量百分比计，所述凝胶组合物由1.0％部分水解聚丙烯酰胺、1.5％甲醛、0.5％对苯二酚、余量为水组成；

以质量百分比计，所述耐高温发泡剂由99.7％的妥尔油脂肪酸钠盐和0.3％的疏水缔合聚丙烯酰胺组成；

所述氮气与所述泡沫凝胶的体积比为40-60:1。

2.如权利要求1所述的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，其中，所述部分水解聚丙烯酰的水解度为25％，聚合度为16×10⁴，分子量为1200×10⁴。

3.如权利要求1所述的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，其中，所述氮气的含量为1.2-3.0万标立方米，所述泡沫凝胶的含量为300-500立方米。

4.如权利要求1所述的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，其中，以所述凝胶组合物的体积计，所述耐高温发泡剂的浓度为12g/L。

5.一种抑制稠油高轮次吞吐井汽窜干扰的方法，其包括以下步骤：

用热水注入油套环形空间和油管，保证注入通道的畅通；

经耦合内外旋流泡沫发生器从油管注入权利要求1-4任一项所述的氮气泡沫凝胶复合暂堵剂，施工压力控制在15MPa以内；

在油管和油套环形空间注入过量的水来保护油套，候凝24小时后转入注蒸汽吞吐；

其中，所述耦合内外旋流泡沫发生器包括以下部件：

泡沫发生器本体，该本体分为液体入口(1)、旋流腔(2)与泡沫出口(3)；所述旋流腔(2)分为入口颈部(4)、中部(5)和出口颈部(6)；

在旋流腔(2)的入口颈部(4)设有气体入口(7)；在旋流腔(2)的中部(5)和出口颈部(6)的内壁上设有外旋导流叶片(8)；

在所述旋流腔的中心设有一芯轴(9)，该芯轴(9)通过设于入口颈部(4)与出口颈部(6)的套环(10)连接于所述旋流腔(2)的内壁上，该芯轴(9)上设有成排的内旋导流叶片(11)；

在所述泡沫出口(3)上开设有一取样口(12)。