CN104710971A - 一种用于油井稀油稠化堵水剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种用于油井稀油稠化堵水剂及其制备方法，用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占90％-95％，稠化剂成份占2％-8％，助剂成份占2％-3％。本发明是一种适用于油田注水开发后期油井稠化稀油体系。本发明提供的稀油稠化堵水剂具有注入过程粘度低、在油藏中与地层水乳化快速增粘的特点，能在油井中实现选择性封堵高渗透层，明显改善油井产液剖面。

Description

一种用于油井稀油稠化堵水剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及地球物理勘探领域，具体为通过勘测来提高油田采收率技术，特别涉及一种用于油井稀油稠化堵水剂及其制备方法。

背景技术

我国大多数油田采用注水开发方式，补充由于原油采出后所造成的地下亏空，同时保持或提高油层压力，实现原油的稳产高产。目前，多数注水油田已进入高含水和高采出程度的“双高期”开采阶段，大部分油井存在过早见水、水淹后高含水等问题，油水通道出水压力大于产油层出油压力，油井生产油层能量下降，抽油机泵效降低，增加地面脱水站负荷，降低油层最终采收率。因此，为了抑制油田过早进入高含水期，提高油田整体开发效果，采取适当堵水措施非常必要。

对油井堵水效果最有效的方法是使用化学剂，即通过化学手段对出水层进行封堵。目前应用的堵水剂种类很多，包括：膨润土复合堵水剂(CN1618923A)、高分子堵水剂(CN101205284A)、矿渣堵水剂(CN101353571A)、预交联聚合物凝胶堵水剂等，但在现场应用中存在着以下缺点或不足：

(1)聚合物凝胶、高分子类堵水剂经地层岩心剪切后，粘度明显降低，甚至不成胶，导致吸水剖面改善效果不明显。膨润土、矿渣颗粒类堵水剂存在与地层配伍性问题，注入的固体颗粒、矿渣等物质易伤害储层，容易形成永久性污染。

(2)注入的堵水剂对油水层均不能实现选择性封堵，即堵水而不堵油，而是笼统将油水层一起封堵，导致部分潜力油层无法启动生产。

(3)堵水剂注入地层后无法回收再利用，如果被油井采出，还需采取特殊方式进行处理，导致了堵水经济成本与操作成本居高不下。

因此，研发出一种不伤害储层、具有选择性封堵、可回收再利用的低成本堵水剂对改善油井产液剖面、降低含水率，提高油田开发效果具有重要意义。

发明内容

本发明的目的在于提供一种用于油井稀油稠化堵水剂及其制备方法，其是一种适用于油田注水开发后期油井稀油稠化体系。本发明提供的稀油稠化堵水剂具有注入过程粘度低、在油藏中与地层水乳化快速增粘的特点，能在油井中实现选择性封堵高渗透层，明显改善油井产液剖面。

依据本发明的第一方面，提供一种用于油井稀油稠化堵水剂，其由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占90％-95％，稠化剂成份占2％-8％，助剂成份占2％-3％。

优选地，用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占92％-94％，稠化剂成份占4％-7％，助剂成份占2％-2.5％。

更优选地，用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占95％，稠化剂成份占4.0％，助剂成份占1.0％。

其中，脱水稀油为经过脱水处理后的原油，含水率小于1％，50℃、常压下粘度小于50mPa.s。脱水稀油成份中饱和烃为35.12％、芳烃为32.75％非烃为13.41％沥青质为18.72％。稠化剂具体成分为失水山梨醇脂肪酸酯，HLB值为4.2。助剂具体成分为司盘65，HLB值2.1。

依据本发明的第二方面，提供一种制备上述用于油井稀油稠化堵水剂的方法，该用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油、稠化剂和助剂组成，三者在地面混合在一起得到用于油田注水井稀油稠化。

上述制备上述用于油井稀油稠化堵水剂的方法包括以下步骤：

第一步，在50℃、常压(0.1013MPa)下测试脱水原油的含水率和粘度，当含水率小于1％，粘度小于50mPa.s后，确定为该堵水剂用脱水原油；

第二步，在常温(30℃)、常压(0.1013MPa)下，依次向上述脱水原油中加入稠化剂、助剂，以100转/分钟的速度搅拌1小时，使其混合均匀，得到稀油稠化堵水剂。

与现有技术相比，本发明提供的稀油稠化堵水剂具有如下优点：

(1)应用原油作为主要原料，在油田中原料来源广，且与油藏配伍性好，能与地下原油互溶，不伤害、不污染储层。

(2)稀油稠化堵水剂具有遇水增粘、遇油不增粘特点，可选择性封堵油水层，加压后可流动。

(3)堵水剂主要成分为原油，注入地层后，随着油田不断开发，还可回采出来，进行再利用，同时采出液不需特殊处理，极大地降低了经济成本。

(4)现场实施过程简单，无需建设配制、注入站及相关装置设备，仅用油罐车注入即可。

(5)防雷击保护电路，采用两级复合型防雷结构，即由输入端口采用气体放电管作为第一级防雷保护，输出端口采用热敏电阻加瞬态电压抑制二极管作为第二级防雷保护，经二次限压后，电压被钳制在6.8V左右，从而保护了485模块电路，避免了雷击等因素造成的稀油稠化堵水剂注入控制系统死机、不能远程控制等问题。

附图说明

图1为不同含水条件下稀油稠化堵水剂粘度的变化曲线；

图2为稀油稠化堵水剂的岩心封堵曲线；

图3为稀油稠化堵水剂中原油回采率曲线；

图4为用于油井稀油稠化堵水剂注入控制系统的示意图；

图5为用于油井稀油稠化堵水剂注入控制系统的防雷击保护电路的电路图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。另外地，不应当将本发明的保护范围仅仅限制至下述具体结构或部件或具体参数。

本发明的一种用于油井稀油稠化堵水剂及其制备方法，其是一种适用于油田注水开发后期油井稀油稠化体系。本发明提供的稀油稠化堵水剂具有注入过程粘度低、在油藏中与地层水乳化快速增粘的特点，能在油井中实现选择性封堵高渗透层，明显改善油井产液剖面。

本发明的目的还在于提供上述油井稀油稠化堵水剂的详细配方，堵水剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占90％-95％，稠化剂成份占2％-8％，助剂成份占2％-3％。优选地，用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占92％-94％，稠化剂成份占4％-7％，助剂成份占2％-2.5％。更优选地，用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占95％，稠化剂成份占4.0％，助剂成份占1.0％。

本发明提供的稀油稠化深部调驱剂中脱水稀油为经过脱水处理后的原油，含水率小于1％，50℃、常压下粘度小于50mPa.s。脱水稀油成份由以下几组分构成:

饱和烃，％	芳烃，％	非烃，％	沥青质，％
				35.12	32.75	13.41	18.72

本发明提供的稀油稠化深部调驱剂中稠化剂具体成分为失水山梨醇脂肪酸酯，HLB值为4.2，与原油混合后具有遇水乳化增粘特点。

本发明提供的稀油稠化深部调驱剂中助剂具体成分为司盘65，HLB值2.1，具有乳化、增稠、分散等性能，助于提高稠化效果。

本发明的目的还在于提供上油井稀油稠化堵水剂的制备方法，该堵水剂由脱水稀油、稠化剂和助剂组成，三者在地面混合在一起得到上述堵水剂。根据本发明的具体技术方案上述适用于油井稀油稠化堵水剂的制备方法可以包括以下步骤：

第一步，在50℃、常压(0.1013MPa)下测试脱水原油的含水率和粘度，当含水率小于1％，粘度小于50mPa.s后，确定为该堵水剂用脱水原油。

第二步，在常温(30℃)、常压(0.1013MPa)下，依次向上述脱水原油中加入稠化剂、助剂，以100转/分钟的速度搅拌1小时，使其混合均匀，得到稀油稠化堵水剂。

用于油井稀油稠化堵水剂注入控制系统(其中的调配控制系统部分如图4所示)由高压进水管系、助剂进料装置、稠化剂进料装置以及自动控制系统几大部分构成，，如图4所示的控制系统部分包括可编程控制系统、电磁流量计、螺旋进料器、变频器、计量泵和电动调节阀。高压进水管路上依次安装了手动截止阀、电动调节阀、电磁流量计和射流器，在高压水流经射流器时，产生的负压可将交联剂液体或者聚合物干粉吸入水管路中，加入调驱剂罐内。调驱剂罐内安装有搅拌器，可使进水和药剂充分混合。当罐内液位达到预先设定值时，自控程序停止运行，电动阀自动关闭，调驱剂自动配制完成。助剂进料装置的聚合物储罐上安装料位开关，出料口处安装下料开关和螺旋进料器，给料时聚合物落入料斗，其上装有料位开关，并通过软管与进水管路上的射流器相连。螺旋进料器的驱动电机、变频器以及料位开关处接线至控制箱。稠化剂进料装置在交联剂储罐上安装了液位开关，在出口处装有手动阀，随后连接至计量泵。进料时交联剂落入料斗，料斗通过软管与进水管路上的射流器相连。计量泵以及液位开关处接线至控制箱。自动控制系统由人机界面单元，中央控制单元和检测单元组成，通过检测进水流量，对进水电动调节阀实施PID调节，实行手动控制盒自动控制两种方式，按照工艺要求，与交联剂和聚合物控制形成了连锁控制，完成了整套系统的自动控制。

电动调节阀可控制管路的启闭并调节进水流量的大小；通过电磁流量计可获得进水的瞬时流量和累计进液量；高压水流经射流器时，可产生负压将药剂吸入调驱剂罐内。助剂进料装置主要由聚合物储罐、螺旋进料器和干粉料斗组成。储罐上安装的料位开关可实现物料低位报警功能。螺旋进料器的启闭由控制程序根据进水量和加料时间自动控制，可通过变频器调节螺旋轴转速改变加料量。给料时聚合物落入干粉料斗，料斗通过软管与进水管路上的射流器在负压作用下将聚合物吸入。稠化剂进料装置由交联剂储罐、计量泵和交联剂料斗组成。液位开关实现液位低位报警功能。计量泵的启闭由控制程序根据进水量和加料时间自动控制，其进液速度可调。进料时交联剂落入料斗，料斗通过软管与进水管路上的射流器在负压作用下将交联剂吸入。

另外，用于油井稀油稠化堵水剂注入控制系统经常在野外使用，经常受到(自然)雷击而损坏，在本发明中与用于油井稀油稠化堵水剂注入控制系统配套使用的有防雷击电路，具体参见图5所示，图5为用于油井稀油稠化堵水剂注入控制系统的防雷击保护电路的电路图。

该防雷击保护电路的设计思想为：采用两级复合型防雷结构，即由输入端口采用气体放电管作为第一级防雷保护，输出端口采用热敏电阻加瞬态电压抑制二极管作为第二级防雷保护。第一级防雷保护由两个气体放电管组成，分别进行共模防护与差模防护，通流能力达到10KV/500A，可将电压削弱到500V左右。第二级防雷保护由热敏电阻PTC和TVS管组成，热敏电阻起到限流作用，经TVS管二次限压后，电压被钳制在6.8V左右，从而保护了485模块电路。

经过多次试验，在本发明中使用了气体放电管采用陶瓷密闭封装，内部由两个或数个带间隙的金属电极，充以惰性气体(氩气或氖气)构成。气体放电管的工作原理是气体放电，当外加电压增大到超过气体的绝缘强度时，使气体放电管内的气体击穿，气体放电管两极间的间隙由原来的绝缘状态转化为导电状态，由高阻变成低阻，导通后放电管两极之间的电压维持在放电弧道所决定的残压水平，使电极两端的电压不超过击穿电压。气体放电管常用于多级保护电路中的第一级或前两级，起泄放雷电暂态过电流和限制过电压作用。优点：绝缘电阻很大，寄生电容很小，浪涌防护能力强，有较好的放电对称性，常用于通信线路的保护。

TVS管即瞬变电压抑制二极管，是在稳压管工艺基础上发展起来的一种新产品，当TVS管两端经受瞬间的高能量冲击时，它能以10^-12秒量级的速度，使其阻抗骤然降低，同时吸收高达数千瓦的浪涌功率，将其两端间的电压箝位在一个预定的数值上，从而有效地保护后面的电路元件免受各种瞬态高能量浪涌脉冲的冲击而损坏，其静电放电效应能释放超过10000V、60A以上的脉冲，并能持续10ms。TVS管具有响应时间快、瞬态功率大、电容低、漏电流低、击穿电压偏差小、箝位电压较易控制、无损坏极限、体积小、易于安装等优点，目前已广泛应用于计算机系统、通讯设备、消费类电子、电源、家用电器等各个领域。

参考附图5，具体给出了防雷击保护电路的电路图，气体放电管Q1和气体放电管Q2并联在485总线的两端，其中气体放电管Q2的G端接地；热敏电阻PTC1一端接485总线A端及气体放电管Q1和Q2、热敏电阻PTC1的另一端接注入控制系统485A端及瞬变电压抑制二极管TVS1和TVS2；热敏电阻PTC2一端接485总线B端及气体放电管Q1和Q2、热敏电阻PTC2的另一端接注入控制系统485B端及瞬变电压抑制二极管TVS1和TVS3；瞬变电压抑制二极管TVS1一端接热敏电阻PTC1及注入控制系统485A端、瞬变电压抑制二极管TVS1的另一端接热敏电阻PTC2及注入控制系统485B端；瞬变电压抑制二极管TVS2一端接瞬变电压抑制二极管TVS1及注入控制系统485A端、瞬变电压抑制二极管TVS2的另一端接瞬变电压抑制二极管TVS3及地端；瞬变电压抑制二极管TVS3一端接瞬变电压抑制二极管TVS1及注入控制系统485B端、瞬变电压抑制二极管TVS3的另一端接瞬变电压抑制二极管TVS2及地端。

当雷击发生时，感应过电压由485总线A、B端口引入，气体放电管Q2进行共模保护，气体放电管Q1进行差模保护，此时过电压被大大削弱到500V左右。输入电压过大时，热敏电阻PTC和TVS管串联回路中的电流将变大，当此电流超过热敏电阻的动作电流时，热敏电阻的阻值迅速变大，使整个回路电流迅速变小，起到限流作用。电压过大时，TVS管的阻抗骤然降低，同时吸收一个大电流，使其两端的电压迅速降低，这样输入到注入控制系统485模块的电压就被钳制在6.8V左右，实现了防雷效果。在通信线路的最高测试标准10/700us，4KV环境中反复测试，防雷效果良好，注入控制系统工作稳定，没有出现死机、通信不成功等问题。

下表为稀油稠化堵水剂与粘弹性凝胶类堵水剂性能参数对比；

性能参数	稀油稠化调剖剂	粘弹性弱凝胶类调剖剂
			粘度，mPa.s	9435	5255
热稳定性，d	32	13
			封堵效率，％	99.1	86.2
提高驱油效率，％	21.5	9.4
			回采率，％	84.8	5.1

下面通过实施例对本发明进行进一步说明。

实施例1：稀油稠化堵水剂配制

配制实验用模拟地层水，配制水的离子含量见表1。称取脱水稀油190g，置于1000ml烧杯中，向烧杯中依次加入8..0g稠化剂、2..0g助剂，用搅拌器进行搅拌1小时，制得稀油稠化堵水驱剂。

表1配制水的离子含量

实施例2：不同含水条件下稀油稠化调驱剂粘度的变化

按照实施例1中配制稀油稠化堵水剂的方法，分别向调驱剂中加入地层模拟水，配制出不同含水(10％、30％、50％、70％、80％、90％)条件下稀油稠化堵水剂。置于温度为50℃的恒温箱中恒温，用Brookfield DV-Ⅱ旋转粘度计(温度50℃，剪切速率7.34s^-1)测定稀油稠化堵水剂的粘度。实验结果如图1所示，堵水剂中随着含水率升高，粘度明显增加，由初始30mPa.s上升到21000mPa.s。表明该堵水剂注入地层后随着与地层水不断接触，堵水剂含水逐渐升高，粘度快速增加，对高渗透出水层形成封堵，改善油井产液剖面。

实施例4：稀油稠化堵水剂的岩心封堵特征

按照实施例1中的方法配制稀油稠化堵水剂，在50℃恒温箱中，以0.3ml/min速度分别向长30cm、直径2.5cm的一维填砂管模型中注入配制的堵水剂，注入量为0.5倍孔隙体积，填砂管模型含水为100％、5％，放置24h后，以0.3ml/min速度分别向一维填砂管模型中注入地层模拟水、稀油，记录实验过程中压力变化。稀油稠化堵水剂的流动特征曲线如图2所示。堵水前一维填砂管模型的孔隙度为30.2％，渗透率为1.094μm²，注入堵水剂后含水为100％的一维填砂管模型的渗透率为0.016μm²，堵水剂的封堵率为98.5％；含水为5％的一维填砂管模型的渗透率为0.925μm²，注入堵水剂后渗透率为0.890μm²，封堵率为3.8％，说明本发明的稀油稠化堵水剂对含水率较高的高渗透层具有较强的封堵能力，抑制高渗层强出水，同时对低渗透层无封堵等污染作用，明显改善油井产液剖面。

实施例5：稀油稠化堵水剂中原油回采率

按照实施例1中的方法配制稀油稠化堵水剂，在50℃恒温箱中，以0.3ml/min速度分别向长30cm、直径2.5cm的一维填砂管模型中注入配制的堵水剂，注入量为1.0倍孔隙体积，填砂管模型含水为100％，放置24h后，以0.3ml/min速度分别向一维填砂管模型中注入地层模拟水，记录实验过程中被采出的原油量，直至出口端不出油为止。稀油稠化堵水剂原油回采率曲线如图3所示。一维填砂管模型孔隙度为29.8％，注入堵水剂前饱和原油体积为40.2ml，水驱结束后采出的原油体积为31.6ml，原油回采率为85.6％，表明堵水剂中大部分原油仍可被回采出，极大地降低了试验成本。

实施例5：稀油稠化堵水剂与粘弹性凝胶类堵水剂性能参数对比

按照实施例1中配制稀油稠化堵水剂的方法，配制含水为70％的稀油稠化堵水剂，在80℃条件下，与粘弹性凝胶类堵水剂进行粘度、热稳定性、封堵效率、提高驱油效率、回采率等性能参数对比，如表1所示，本发明的稀油稠化堵水剂使用性能明显优于粘弹性凝胶类堵水剂，可大幅度提高驱油效率。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出各种各样的修改。

Claims (9)

1.一种用于油井稀油稠化堵水剂，其由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占90％-95％，稠化剂成份占2％-8％，助剂成份占2％-3％。

2.依据权利要求1的用于油井稀油稠化堵水剂，其由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占92％-94％，稠化剂成份占4％-7％，助剂成份占2％-2.5％。

3.依据权利要求1的用于油井稀油稠化堵水剂，其由脱水稀油成份、稠化剂成份和助剂成份组成，其中以重量比计算，脱水稀油成份占95％，稠化剂成份占4.0％，助剂成份占1.0％。

4.依据权利要求1的用于油井稀油稠化堵水剂，其特征在于，脱水稀油为经过脱水处理后的原油，含水率小于1％，50℃、常压下粘度小于50mPa.s。

5.依据权利要求1的用于油井稀油稠化堵水剂，其特征在于，脱水稀油成份中饱和烃为35.12％、芳烃为32.75％非烃为13.41％沥青质为18.72％。

6.依据权利要求2-3之任一的用于油井稀油稠化堵水剂，其特征在于，稠化剂具体成分为失水山梨醇脂肪酸酯，HLB值为4.2。

7.依据权利要求2-3之任一的用于油井稀油稠化堵水剂，其特征在于，助剂具体成分为司盘65，HLB值2.1。

8.制备上述权利要求的用于油井稀油稠化堵水剂的方法，其特征在于，该用于油井稀油稠化堵水剂由脱水稀油、稠化剂和助剂组成，三者在地面混合在一起得到用于油田注水井稀油稠化。

9.依据权利要求8的方法，其特征在于，其包括以下步骤：

第一步，在50℃、常压(0.1013MPa)下测试脱水原油的含水率和粘度，当含水率小于1％，粘度小于50mPa.s后，确定为该堵水剂用脱水原油；

第二步，在常温(30℃)、常压(0.1013MPa)下，依次向上述脱水原油中加入稠化剂、助剂，以100转/分钟的速度搅拌1小时，使其混合均匀，得到稀油稠化堵水剂。