CN104830295A - 一种堵水用活化剂以及由其制成的堵水用稠油活化剂 - Google Patents

一种堵水用活化剂以及由其制成的堵水用稠油活化剂 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种堵水用活化剂以及由其制成的堵水用稠油活化剂。本发明提供的堵水用稠油活化剂由堵水用活化剂和稠油混合而成，其中，堵水用活化剂由主剂和助剂组成，所述主剂由高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂和咪唑啉型两性离子表面活性剂组成。本发明还提供了一种利用上述堵水用稠油活化剂进行油井堵水的方法。本发明提供的堵水用稠油活化剂具有环境低毒无法染、现场操作工艺简单、与地层配伍性好、选择性堵水能力强、适应稠油、超稠油油藏等优点，而且原料用量少、成本低廉、无毒不挥发、不易燃、操作安全、不需要清水或去离子配制，现场施工不会出现原油在地面乳化，导致无法注入地层等问题。

Description

一种堵水用活化剂以及由其制成的堵水用稠油活化剂
技术领域
本发明属于油井堵水领域，具体涉及一种堵水用活化剂以及由其制成的堵水用稠油活化剂。
背景技术
油田进入注水开发中后期，含水不断上升，产量快速递减。单纯通过调剖，措施效果不够理想，稳油控水难度大。因此，有必要采取“调堵结合”的工作思路。目前常用的堵水技术大都是非选择性堵剂，对出水层明确、隔层大、井况好的油井，其效果比较好。而对于找水难度大的油井，特别是边水、底水和注入水层内突进、油水同层，采用非选择性堵水，在堵水的同时也将油层堵死，对油层产生很大伤害。因此，选择性堵水技术是解决这类问题最有效的技术手段。
目前选择性堵水技术主要以部分水解聚丙烯酰胺类、活化稠油类为主。但聚丙烯酰胺类堵水剂受地层温度影响，成胶稳定性差，有效期短，而活化稠油堵水作为一项选择性好、对油层无损害的油井堵水技术，近年来受到广泛关注，该技术的关键问题在于优选合适的原油乳化剂，CN102061153A、CN102676137A分别公开了一种油井堵水用原油乳化剂及其制备方法，所述乳化剂的原料为二甲胺、环氧氯丙烷、油酸和水。然而通过室内研究发现，该乳化剂存在原料具有挥发性、易燃、有毒等问题，需要在反应釜内提前配制，配制过程剧烈放热，操作危险，对油藏储层物性要求高，现场施工时原油在地面易乳化，导致无法注入地层等问题。
CN104130760A公开了一种堵水用高凝稠油活化剂及堵水方法，虽然其工艺简单、与地层配伍性好、选择性堵水能力强，特别是对高凝稠油乳化效果很好，但对于稠油乳化效果不够理想，无法形成现场堵水需求的封堵强度，堵水有效期有限，而且成本仍然较高。
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堵水用活化剂。
本发明的另一目的是提供一种由上述堵水用活化剂制得的堵水用稠油活化剂，使堵水用稠油活化剂具有环境友好、原料简单、成本低廉、乳化效果好、封堵强度大、有效期长等优点。
本发明的又一目的是提供一种利用上述稠油活化剂进行油井堵水的方法。
为达到上述目的，本发明提供一种堵水用活化剂，其中，该堵水用活化剂由主剂和助剂组成，所述主剂由高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂和咪唑啉型两性离子表面活性剂组成；
在上述堵水用活化剂中，优选地，以重量份计，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂的含量为48-72重量份，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂的含量为16-24重量份，所述助剂的含量为4-12重量份；进一步优选地，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂的含量为55-70重量份，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂的含量为18-22重量份，所述助剂的含量为6-8重量份。
在上述堵水用活化剂中，优选地，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂的分子式为RO(CH2CH2O)nSO3M，式中：n＝2、3或4；R为C12-C18的直链烷基，优选为C13-C16的直链烷基；M为钠、钾或铵。
在上述堵水用活化剂中，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂中的直链烷基的链长R碳原子数越少，烷基链越短，亲水性越强，在室温下越容易溶解在水中，反之，碳原子数越多，烷基链越长，亲水性越弱，越难溶解，因此在采用的高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂中优选为C13-C16的直链烷基，同时，利用将亲水性强的聚氧乙烯链接在烷基链和硫酸基团之间，水溶性可得到显著改善，目的是为了使原油活化后与地层水或注入水快速接触乳化。
本发明中的高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐表面活性剂是一种性能优良的阴离子表面活性剂。它具有优良的去污、乳化、润湿、增溶和发泡性能，并且溶解性好、增稠效果好、配伍性广、抗硬水性强、生物降解度高、对皮肤和眼睛刺激性低微，能大幅减少活化剂总用量。
在上述堵水用活化剂中，优选地，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂包括十二烷基羟乙基咪唑啉、2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉和1-羟乙基-2-油基咪唑啉中的一种或几种的组合；进一步优选为十二烷基羟乙基咪唑啉和/或2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉。本发明将咪唑啉型两性离子表面活性剂与阴离子表面活性剂(高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐)一同使用，具有明显的协同增效作用。本发明中的咪唑啉表面活性剂克服了咪唑啉的不稳定，取代基的引入，不仅使咪唑啉环稳定，而且提高了咪唑啉的水溶性，便于活化后原油与地层水或注入水在接触过程中快速乳化。
在上述堵水用活化剂中，优选地，所述助剂包括十六烷基三甲基氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵、十二烷基二甲基苄基氯化铵、十四烷基二甲基苄基氯化铵和十八烷基二甲基苄基氯化铵中的一种或几种的组合。本发明采用的助剂叔胺盐型阳离子表面活性剂具有耐热、耐光、耐强酸、强碱性好，具有优良的表面活性、稳定性和生物降解性。
上述堵水用活化剂的制备方法包括以下步骤：在常温下，将高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂、咪唑啉型两性离子表面活性剂加入搅拌罐，混合均匀后，再加入叔胺盐型阳离子表面活性剂搅拌均匀，即得到堵水用活化剂。
本发明还提供一种堵水用稠油活化剂，其是由上述堵水用活化剂和稠油混合制得的。
在上述堵水用稠油活化剂中，优选地，以堵水用稠油活化剂的总重为100wt％计，所述堵水用活化剂的用量为3-10wt％，优选为4-8wt％。
在上述堵水用稠油活化剂中，优选地，采用的稠油的凝固点为12℃以上，50℃时其粘度为1000mPa·s以上，含水率为7％以下。
本发明还提供了一种利用上述堵水用稠油活化剂进行油井堵水的方法，该方法包括以下步骤：
先向油井中注入温度为50-90℃的热水(可使用热污水)作前置段塞；目的是预热井筒和近井地带，避免后续注入稠油因温度下降，造成粘度上升，堵塞地层，导致注入困难；
再从油套环空反挤少量稠油至地层；目的是通过稠油暂堵保护，平衡层间压差，减少活化剂无效使用；
然后将上述堵水用稠油活化剂注入地层(可现场将堵水用活化剂按一定比例加入稠油中制备堵水用稠油活化剂)，混合均匀后泵入地层；目的是通过其乳化后增粘封堵高渗通道，乳化剂对岩石润湿反转；
再注入少量稠油；目的是通过岩石表面吸附稠油，收缩出水通道，形成堵水隔离屏障；
然后使用45-60℃的热水过量顶替；目的是深部封堵出水层，发挥最佳反应活性，防止堵剂反吐；
最后关井72小时后，开井生产。
将堵水用稠油活化剂泵入地层，在外注压力和速度的双重作用下，一部分通过渗流作用与地层水或注入水乳化形成高粘的W/O型乳状液，堵塞出水孔道，从而增加驱替水的流动阻力，同时高粘的W/O型乳状液在水层中不断形成分散的乳状液球，通过贾敏效应堵塞孔喉，起到降低出水层回压，减少油井产水的作用；另一部分遇到地层原油后，在外注压力和速度的双重作用下，与地层原油融合，降低岩石表面张力，改善原油流动性，并在油井生产时产出，实现堵水不堵油的选择性堵水的目的。
本发明提供的堵水用稠油活化剂性能优良，与现有的油井堵水用活化剂相比，其具有环境低毒无污染、现场操作工艺简单、与地层配伍性好、选择性堵水能力强、适应稠油、超稠油油藏等优点，而且原料用量少、成本低廉、无毒不挥发、不易燃、操作安全、不需要清水或去离子配制，现场施工不会出现原油在地面乳化，导致无法注入地层等问题，更为重要的是在以往基础上，提高了堵剂封堵强度，大幅延长了堵水措施有效期，降低了现场应用成本。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种堵水用活化剂，其包括以下组成：
十二烷基聚氧乙烯醚(2)硫酸钠，分子式为C12H23O(CH2CH2O)2SO3Na：5重量份；
十二烷基羟乙基咪唑啉：2重量份；
十六烷基三甲基氯化铵：1重量份。
上述堵水用活化剂的制备方法包括以下步骤：
将十二烷基聚氧乙烯醚(2)硫酸钠、十二烷基羟乙基咪唑啉依次加入搅拌罐，混合均匀后，再加入十六烷基三甲基氯化铵搅拌均匀，即得到堵水用活化剂。
实施例2
本实施例提供了一种堵水用稠油活化剂，其是由堵水用活化剂和稠油混合而成的。
上述堵水用活化剂包括以下组成：
十四烷基聚氧乙烯醚(3)硫酸钠，分子式为C14H27O(CH2CH2O)3SO3Na：6重量份；
2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉：2重量份；
十二烷基三甲基氯化铵：0.8重量份。
堵水用活化剂的制备方法包括以下步骤：将十四烷基聚氧乙烯醚(3)硫酸钠、2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉依次加入搅拌罐，混合均匀后，再加入十二烷基三甲基氯化铵搅拌均匀，即得到堵水用活化剂。
堵水用稠油活化剂的制备方法包括以下步骤：将上述堵水用活化剂(4wt％)与辽河高升油田稠油(96wt％)混合搅拌均匀后，得到堵水用稠油活化剂。
其中，辽河高升油田稠油的具体参数如下所示：地层原油粘度(56℃)：605mPa·s；50℃原油粘度：1120mPa·s；凝固点：12-18℃；油田水型：NaHCO3型；矿化度：2371-6223mg/L，含水率为5％。
堵水用稠油活化剂的性能评价：
向本实施例中的堵水用稠油活化剂中加入温度为50℃，矿化度为4513mg/L的热污水，得到混合乳状液体系，使该混合乳状液体系含水率分别达到40％、50％、60％、70％、80％、90％，通过测试粘度来考察堵水用稠油活化剂的活化性能。50℃时不同含水率乳状液的粘度数据如表1所示。
表1 50℃时不同含水率条件下乳状液的粘度变化情况
含水率(％) 40 50 60 70 80 90
粘度(mPa·s) 42998 41645 40624 39769 37632 35831
实施例3
本实施例提供了一种堵水用稠油活化剂，其是由堵水用活化剂和稠油混合而成的。
上述堵水用活化剂包括以下组成：
十六烷基聚氧乙烯醚(4)硫酸铵，分子式为C16H31O(CH2CH2O)4SO3Na：7重量份；
1-羟乙基-2-油基咪唑啉：3重量份；
十二烷基二甲基苄基氯化铵：1.2重量份。
堵水用活化剂的制备方法包括以下步骤：将十六烷基聚氧乙烯醚(4)硫酸铵、1-羟乙基-2-油基咪唑啉依次加入搅拌罐，混合均匀后，再加入十二烷基二甲基苄基氯化铵搅拌均匀，即得到油井堵水用活化剂。
上述堵水用稠油活化剂的制备方法包括以下步骤：将上述堵水用活化剂(8wt％)与辽河高升油田稠油(92wt％)混合搅拌均匀后，得到堵水用稠油活化剂。
其中，辽河高升油田稠油的具体参数如下所示：地层原油粘度(56℃)：605mPa·s；50℃原油粘度：1120mPa·s；凝固点：12-18℃；油田水型：NaHCO3型；矿化度：2371-6223mg/L，含水率为5％。
堵水用稠油活化剂的性能评价：
向本实施例中的堵水用稠油活化剂中加入温度为50℃的热污水，配制成含水60％的混合乳液，使该体系矿化度分别为6000mg/L、8000mg/L、10000mg/L、12000mg/L、15000mg/L、20000mg/L，通过测试粘度来考察稠油活化剂与地层水的适应性和配伍性。50℃时不同矿化度的乳状液的粘度数据如表2所示。
表2 50℃条件下不同矿化度的乳状液的粘度变化情况
矿化度(mg/L) 6000 8000 10000 12000 15000 20000
粘度(mPa·s) 42152 41692 40564 39560 38467 38121
实施例4
本实施例提供了一种堵水用稠油活化剂，其是由堵水用活化剂和稠油混合而成的。
上述堵水用活化剂包括以下组成：
十八烷基聚氧乙烯醚(3)硫酸钠，分子式为C18H35O(CH2CH2O)3SO3Na：7重量份；
十二烷基羟乙基咪唑啉：2重量份；
十八烷基二甲基苄基氯化铵：0.9重量份。
堵水用活化剂的制备方法包括以下步骤：将十八烷基聚氧乙烯醚(3)硫酸钠、十二烷基羟乙基咪唑啉依次加入搅拌罐，混合均匀后，再加入十八烷基二甲基苄基氯化铵搅拌均匀，即得到油井堵水用活化剂。
堵水用稠油活化剂的制备方法包括以下步骤：将上述堵水用活化剂(9.9重量份)与辽河高升油田稠油(90.1重量份)混合搅拌均匀后，得到堵水用稠油活化剂。
其中，辽河高升油田稠油的具体参数如下所示：地层原油粘度(56℃)：605mPa·s；50℃原油粘度：1120mPa·s；凝固点：12-18℃；油田水型：NaHCO3型；矿化度：2371-6223mg/L，含水率为5％。
堵水用稠油活化剂的性能评价：
向本实施例中的堵水用稠油活化剂中加入温度为50℃，矿化度为6223mg/L的热污水，配制成含水60％的混合乳液，通过测试粘度来考察耐温性和稳定性。不同温度下的乳状液的粘度数据如表3所示。
表3 不同温度下的乳状液的粘度变化情况
温度(℃) 50 60 70 80 90 100
粘度(mPa·s) 44643 43892 42641 41243 40791 39425
从上表3可以看出，乳状液随温度变化不明显，说明具有良好的耐温性能。
堵水用稠油活化剂稳定性数据如表4所示。
表4 乳状液粘度随时间的变化情况
时间(d) 7 15 30 60 120 150 180
粘度(mPa·s) 41430 42971 43526 44268 44328 42643 41082
从上表4可以看出，乳状液随时间变化不明显，说明具有良好的长期稳定性。
实施例5
本实施例提供了一种堵水用稠油活化剂，其是由堵水用活化剂和稠油混合而成的。
上述堵水用活化剂包括以下组成：
十四烷基聚氧乙烯醚(2)硫酸钾，分子式为C14H27O(CH2CH2O)2SO3Na：6重量份；
2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉：3重量份；
十四烷基二甲基苄基氯化铵：1重量份。
堵水用活化剂的制备方法包括以下步骤：将十四烷基聚氧乙烯醚(2)硫酸钾、2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉依次加入搅拌罐，混合均匀后，再加入十四烷基二甲基苄基氯化铵搅拌均匀，即得到油井堵水用活化剂。
堵水用稠油活化剂的制备方法包括以下步骤：将上述堵水用活化剂(10重量份)与辽河牛心坨油田稠油(90重量份)混合搅拌均匀后，得到堵水用稠油活化剂。
其中，辽河高升油田稠油的具体参数如下所示：地层原油粘度(56℃)：605mPa·s；50℃原油粘度：1120mPa·s；凝固点：12-18℃；油田水型：NaHCO3型；矿化度：2371-6223mg/L，含水率为5％。
堵水用稠油活化剂的性能评价：
采取室内岩心模拟实验，测试封堵前后渗透率，考察得到的稠油活化剂选择性和封堵强度。稠油活化剂的选择性能如表5所示。
表5 活化稠油的选性性
从上表5可以稠油活化后，封堵效果良好，堵水不堵油，选择性良好。
堵水用稠油活化剂的封堵强度性能如表6所示。
表6 堵水用稠油活化剂的封堵性能
从上表6可以看出，堵水用稠油活化剂封堵能力强，能够起到封堵效果。
实施例6
本实施例提供了三种堵水用稠油活化剂的增稠效果试验。
配制三种不同组分的堵水用活化剂，分别为：
第一种：
十四烷基聚氧乙烯醚(3)硫酸钠，分子式为C14H27O(CH2CH2O)3SO3Na：6重量份；
2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉：2重量份；
十二烷基三甲基氯化铵：0.8重量份。
第二种：
十四烷基聚氧乙烯醚(3)硫酸钠，分子式为C14H27O(CH2CH2O)3SO3Na：6重量份；
十二烷基三甲基氯化铵：0.8重量份。
第三种：
2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉：2重量份；
十二烷基三甲基氯化铵：0.8重量份。
上述堵水用活化剂参考实施例5的方法制备；
将上述三种堵水用活化剂(5wt％)分别与辽河高升油田稠油(95wt％)混合搅拌均匀后，制得相应的堵水用稠油活化剂。
其中，辽河高升油田稠油的具体参数如下所示：地层原油粘度(56℃)：605mPa·s；50℃原油粘度：1120mPa·s；凝固点：12-18℃；油田水型：NaHCO3型；矿化度：2371-6223mg/L，含水率为5％。
上述堵水用稠油活化剂的性能评价：
向本实施例中的堵水用稠油活化剂中加入温度为50℃，矿化度为4513mg/L的热污水，得到混合乳状液体系，使该混合乳状液体系含水率分别达到40％、50％、60％、70％、80％、90％，通过测试粘度来考察稠油活化剂的活化性能。50℃时不同含水率乳状液的粘度(mPa·s)数据如表7所示。
表7 50℃时不同含水率条件下乳状液的粘度变化情况
从表7可以看，只使用咪唑啉型两性离子表面活性剂或阴离子表面活性剂(高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐)中的一种与助剂制成堵水用稠油活化剂时，对辽河油田高升稠油增稠效果比同时使用两种时差，说明这两种表面活性剂具有明显的协同增效作用，大幅提高增稠效果。
2014年在高升油田稠油区块共应用稠油活化剂堵水技术4井次，平均单井增产原油625吨，平均单井降水1824吨，见到了显著的增油降水效果。由此可见，本发明提供的油井堵水用稠油活化剂具有环境低毒无法染、现场操作工艺简单、与地层配伍性好、选择性堵水能力强、适应稠油、超稠油油藏等优点，而且原料用量少、成本低廉、无毒不挥发、不易燃、操作安全、不需要清水或去离子配制，现场施工不会出现原油在地面乳化，导致无法注入地层等问题，更为重要的是在以往基础上，提高了堵剂封堵强度，大幅延长了堵水措施有效期，降低了现场应用成本。因此，该堵水用稠油活化剂可以促进原油产量提高，降低联合站污水处理量，具有很高的经济价值。

Claims (10)

1.一种堵水用活化剂，其中，该堵水用活化剂由主剂和助剂组成，所述主剂由高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂和咪唑啉型两性离子表面活性剂组成；
以重量份计，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂的含量为48-72重量份，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂的含量为16-24重量份，所述助剂的含量为4-12重量份。
2.如权利要求1所述的堵水用活化剂，其中，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂的含量为55-70重量份，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂的含量为18-22重量份，所述助剂的含量为6-8重量份。
3.如权利要求1或2所述的堵水用活化剂，其中，所述高级脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐阴离子表面活性剂的分子式为RO(CH2CH2O)nSO3M，式中：n＝2、3或4；R为C12-C18的直链烷基，优选为C13-C16的直链烷基；M为钠、钾或铵。
4.如权利要求1-3任意一项所述的堵水用活化剂，其中，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂包括十二烷基羟乙基咪唑啉、2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉和1-羟乙基-2-油基咪唑啉中的一种或几种的组合。
5.如权利要求4所述的堵水用活化剂，其中，所述咪唑啉型两性离子表面活性剂为十二烷基羟乙基咪唑啉和/或2-烷基磷酸乙酯基咪唑啉。
6.如权利要求1所述的堵水用活化剂，其中，所述助剂包括十六烷基三甲基氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵、十二烷基二甲基苄基氯化铵、十四烷基二甲基苄基氯化铵和十八烷基二甲基苄基氯化铵中的一种或几种的组合。
7.一种堵水用稠油活化剂，其是由权利要求1至6任一项所述的堵水用活化剂和稠油混合制得的。
8.如权利要求7所述的堵水用稠油活化剂，其中，以堵水用稠油活化剂的总重为100wt％计，所述堵水用活化剂的用量为3-10wt％，优选为4-8wt％。
9.如权利要求7或8所述的堵水用稠油活化剂，其中，所述稠油的凝固点为12℃以上，50℃时其粘度为1000mPa·s以上，含水率为7％以下。
10.一种油井堵水方法，该方法使用权利要求7-9任意一项所述的堵水用稠油活化剂进行堵水，具体包括以下步骤：
a、向油井中注入温度为50-90℃的水作为前置段塞，预热井筒和近井地带；
b、从油套环空反挤少量稠油至地层；
c、将堵水用稠油活化剂注入地层封堵高渗通道；
d、注入少量稠油以形成堵水隔离屏障；
e、使用45-60℃的热水过量顶替，深部封堵出水层；
f、关井72小时后，开井生产。
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