CN110628401A - 一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种由海藻酸钠、壬基苯酚、环氧氯丙烷、丙烯酰胺和N，N‑二甲基丙烯酰胺为主要原料制备一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的方法。本发明首先以壬基苯酚、环氧氯丙烷、丙烯酰胺为原料制备N‑(3‑十二烷基苯氧基，2‑羟基‑丙基)丙烯酰胺单体；将该单体与N，N‑二甲基丙烯酰胺按1∶2的比例溶解于乙醇中，然后再将海藻酸钠分散其中，以硝酸铈氨为引发剂，于60℃温度下引发接枝聚合，过滤，洗涤，干燥，制备出一种具有钙离子敏感的活性接枝聚合物。该聚合物具有选择性封堵油层地层水的能力，且有较强驱油能力，制备工艺可靠，提供了一种新型钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法。

Description

一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法

技术领域

本发明属油田采油助剂领域，特别是涉及一种由海藻酸钠、壬基苯酚、环氧氯丙烷、丙烯酰胺和N，N-二甲基丙烯酰胺为主要原料制备一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的方法。

背景技术

随着油田开发的不断深入，油井出水日趋严重，含水率的上升必然导致原油产量的下降。堵水调剖已经成为高含水期控水稳油的主导工艺，它可以缓解注水开发期平面上的液流分布不均造成的井间干扰、纵向上层间及层内动用程度差异产生的矛盾，增加储层的水驱动用程度，从而提高油藏的采收率。许多年来，国内外对油井堵剂的研究一直是持续不断的，但目前还没有比较理想的选择性调剖堵水材料，目前使用的材料多为无机粘土、水泥、水玻璃、各种有机冻胶(聚丙烯酰胺冻胶)、有机凝胶(多糖)等，普遍存在下述几个问题：1、对地层水无选择性；2、对亲水性岩石的粘结力差，突破压力低；3、强度小、韧性差、易破碎等；4、不具有表面活性，无驱油能力或驱油能力差等。因此，对油层地层水具有选择性，强度高，且具有较强表面活性的油井调剖堵水剂是油田生产的紧迫需求。

本发明以由海藻酸钠、壬基苯酚、环氧氯丙烷、丙烯酰胺和N，N-二甲基丙烯酰胺为主要原料制备的钙离子敏感的油井调剖堵水剂可以选择性地封堵油层内地层水，从而达到油井堵水增油的目的。其中海藻酸钠两个相邻的α-L-甘露糖醛酸能够选择性地与钙离子络合成蛋格结构，从而使整个分子与多个钙离子络合形成较强凝胶；而作为侧基的壬基苯酚片段能够在地层水中产生疏水缔合，并使分子具有表面活性。总体上分子具有选择性封堵地层水的能力，且有优秀的驱油能力。

发明内容

本发明首先以壬基苯酚、环氧氯丙烷、丙烯酰胺为原料制备N-(3-十二烷基苯氧基，2-羟基-丙基)丙烯酰胺单体；将该单体与N，N-二甲基丙烯酰胺按1∶2的比例溶解于乙醇中，然后再将海藻酸钠分散其中，以硝酸铈氨为引发剂，于60℃温度下引发接枝聚合，过滤，洗涤，干燥，制备出一种具有钙离子敏感的活性接枝聚合物。该聚合物具有选择性封堵油层地层水的能力，且有较强驱油能力，制备工艺可靠，提供了一种新型钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法。

具体实施方式

实施例1

(1)将0.02mol壬基苯酚和50mL无水乙醇加入250mL三口反应瓶中，搅拌溶解，再加入1.0克氢氧化钾，升温至60℃，然后缓慢滴加0.02mol环氧氯丙烷，需1小时，滴完后于60℃保温反应2小时，停止加热，待温度降至25℃时，加入0.02mol丙烯酰胺和20mL无水乙醇，搅拌溶解，升温至70℃，保温反应6小时，得黄色透明均匀液体，冷却至室温待用；

(2)往上述(1)中加入0.04molN，N-二甲基丙烯酰胺、0.005克硝酸铈氨和50mL无水乙醇，搅拌溶解，再加入10.0克海藻酸钠，搅拌分散，通入氮气15分钟，升温至70℃引发聚合，需6小时，冷却至室温，过滤，每次用30mL无水乙醇洗涤3次，自然干燥，得浅黄色固体粉末。

实施例2

准确称取实施例1(2)中制备的固体粉末，少许乙醇润湿后，搅拌溶解于清水中，配制出药剂浓度分别为0.01％、0.03％、0.05％和0.07％的驱油剂溶液。用BROOKFILD DV-III+型流变仪测定各种浓度溶液在30℃至60℃下的粘度；结果见表1。

表1驱油剂溶液不同浓度和温度下的粘度(mPa.s)

实施例3

准确称取实施例1(2)的固体粉末，少许乙醇润湿，搅拌，溶解于清水中，配制成0.3％清水溶液。然后分别用矿化度为10000mg/L(其中Ca²⁺含量为100mg/L)、30000mg/L(其中Ca²⁺含量为300mg/L)、50000mg/L(其中Ca²⁺含量为500mg/L)和100000mg/L(其中Ca²⁺含量为2000mg/L)模拟地层水稀释，配制出药剂浓度分别为0.03％、0.06％和0.1％的驱油剂溶液。用BROOKFILD DV-III+型流变仪测定各种浓度溶液在40℃、60℃和80℃下的粘度；结果见表2至表5。

表2矿化度为10000mg/L，Ca²⁺含量为100mg/L时驱油剂凝胶的粘度(mPa.s)

表3矿化度为30000mg/L，Ca²⁺含量为300mg/L时驱油剂凝胶的粘度(mPa.s)

表4矿化度为50000mg/L，Ca²⁺含量为500mg/L时驱油剂凝胶的粘度(mPa.s)

表5矿化度为100000mg/L，Ca²⁺含量为2000mg/L时驱油剂凝胶的粘度(mPa.s)

实施例4

准确称取100.0g粒径为0.1-0.3mm的石英砂若干，分别称取粘度(25℃)为500mPa.s、2000mPa.s、10000mPa.s和50000mPa.s四种脱水原油各20.0g，加热至80℃后(使原油可以流动)与石英砂充分搅拌混合，制备出四种含油石英砂，编号分别为1#～4#，冷却至室温备用；准确称取实施例1(2)中制备的固体粉末，搅拌溶解于清水中，再用矿化度为30000mg/L(其中Ca²⁺含量为300mg/L)的模拟地层水稀释，配制出不同药剂浓度的溶液各50.0g，分别倒入上述四种油砂中，然后将容器(准确称量)密封后置于60℃恒温箱中保温24h；倒出容器中的液体，收取油砂，于110℃干燥箱中烘去水分，冷却至室温，称量，按式(1)计算洗油率。见表6。

洗油率(％)＝(处理后油砂总重-100.0-空白量)÷20.0×100 式(1)

其中，空白量(g)＝清水处理后的油砂总重-100.0

表6 60℃温度下不同浓度驱油剂溶液的洗油率(％)

实施例5

选择不同粒径的石英砂(80-120目)、地层砂(100-120目)和高岭土(180-200目)按6∶3∶1比例混匀，从管的一端装入岩心管(20cm×2.5cm)，填入时边装边用压实，两端分别用纱网封口，出口用孔径为0.5cm的金属帽封住，保证每次试验条件相同，制备出不同渗透性的人工岩心，抽真空饱和地层水，测定每块岩心的孔隙体积和水相渗透率。

分别将孔隙率相近的含油人工模拟岩心和未含油工模拟岩心并联体系置于温度为60℃的保温箱中，保温24小时；用矿化度为30000mg/L(其中Ca²⁺含量为300mg/L)的模拟地层水注入未含油岩心；用清水配制浓度为0.5％的药剂溶液。于60℃温度下，按1PV药剂反向注入岩心，保温48小时，再用矿化度为30000mg/L(其中Ca²⁺含量为300mg/L)的模拟地层水正向以泵排量为1ml/min速度进行驱替。测定渗透率变化率。结果见表7。

表7含油与含水并联岩心的渗透率下降率

岩心号	孔隙率，％	原始渗透率，mDc	含油饱和度，％	渗透率下降率，％
					1#	20.8	39.5	46.5	10.5
2#	23.0	50.2	0	86.8
					3#	30.5	113.5	48.9	9.8
4#	31.5	125.0	0	90.2

Claims (1)

1.一种由海藻酸钠、壬基苯酚、环氧氯丙烷、丙烯酰胺和N，N-二甲基丙烯酰胺为主要原料制备一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的方法，包括下列步骤：

(1)将0.02mol壬基苯酚和50mL无水乙醇加入250mL三口反应瓶中，搅拌溶解，再加入1.0克氢氧化钾，升温至60℃，然后缓慢滴加0.02mol环氧氯丙烷，需1小时，滴完后于60℃保温反应2小时，停止加热，待温度降至25℃时，加入0.02mol丙烯酰胺和20mL无水乙醇，搅拌溶解，升温至70℃，保温反应6小时，得黄色透明均匀液体，冷却至室温待用；

(2)往上述(1)中加入0.04molN，N-二甲基丙烯酰胺、0.005克硝酸铈氨和50mL无水乙醇，搅拌溶解，再加入10.0克海藻酸钠，搅拌分散，通入氮气15分钟，升温至70℃引发聚合，需6小时，冷却至室温，过滤，每次用30mL无水乙醇洗涤3次，自然干燥，得浅黄色固体粉末。