CN111607369A - 一种采用双酚基丙烷和六亚甲基四胺交联的耐高温凝胶堵剂 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种采用双酚基丙烷和甲醛交联的耐高温凝胶堵剂。所述耐高温凝胶堵剂的质量百分比组成如下：六亚甲基四胺0.2％～1.0％；双酚基丙烷0.3％～2.0％；聚丙烯酰胺0.2％～1.0％；稳定剂0.01％～0.10％；延缓交联剂0.01％～0.10％；余量的水。本发明耐高温凝胶堵在120℃～150℃的环境温度下成胶时间为12h～61h，且在120℃～200℃温度条件下结构状态稳定。具有初始粘度低、高温下成胶、高温下粘度稳定的特性，在高温下具有良好的封堵性，可用于埋藏深的高温油气藏或热采高温油藏。
Description
技术领域
本发明涉及一种耐高温凝胶堵剂，具体涉及一种采用双酚基丙烷和六亚甲基四胺交联的耐高温凝胶堵剂。
背景技术
油气藏埋藏越深，油气藏温度越高，在进行注水井调剖、采油井(采气井)堵水和采油井(采气井)作业暂堵压井时，要求堵剂的耐温性越高。同时，采用注蒸汽或火烧油层等方式进行热采的油藏，在进行调剖或堵水时也要采用耐高温堵剂。目前，研究和使用最广泛的堵剂是凝胶堵剂。凝胶堵剂通常为无机金属离子交联聚合物凝胶体系、酚醛树脂类交联聚合物凝胶体系和聚乙烯亚胺交联聚合物凝胶体系。其中，有机交联剂形成的凝胶体系耐高温性优于金属交联剂形成的凝胶体系。常规有机交联聚合物凝胶成胶温度低且在温度高于120℃时，封堵能力变差。因此，采用常规有机交联聚合物凝胶对埋藏较深的高温油气藏或者热采高温油藏进行调堵时，因堵剂的耐温性能无法满足油气藏温度要求，造成调堵效果不理想。为克服常规凝胶堵剂耐温性差的不足，需要研究耐高温的凝胶堵剂，满足埋藏较深的高温油气藏或者热采高温油藏的要求。
发明内容
本发明的目的是提供一种耐高温凝胶堵剂，所述耐高温凝胶堵剂采用双酚基丙烷和六亚甲基四胺交联，所述耐高温凝胶堵剂能够在高温条件下对油气藏进行调剖或封堵，进而提高油气藏开采效果。
本发明耐高温凝胶堵剂，指的是具有高温(如120～150℃)成胶的特性，且在高温(如150～200℃)下具有结构稳定的特性。
本发明所提供的耐高温凝胶堵剂，其质量百分比组成如下：
聚丙烯酰胺0.2％～1.0％；
六亚甲基四胺0.2％～1.0％；
双酚基丙烷0.3％～2.0％；
稳定剂0.01％～0.10％；
延缓交联剂0.01％～0.10％；
余量的水；
其中，六亚甲基四胺和双酚基丙烷作为交联剂。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述聚丙烯酰胺的分子量可为300～2000万，水解度可为10％～20％。
所述耐高温凝胶堵剂中，所述双酚基丙烷学名为2，2-二(4-羟基苯基)丙烷。
所述的耐高温凝胶堵剂中，所述稳定剂可为氯化铵和/或硫酸铵。
所述的耐高温凝胶堵剂中，所述延缓交联剂可为草酸和/或磷酸钠。
本发明耐高温凝胶堵剂具体可为下述1)～9)中任一种：
1)0.2％～1.0％六亚甲基四胺、0.38％～1.90％双酚基丙烷、0.3％～1.0％聚丙烯酰胺、0.02％～0.10％草酸、0.02％～0.10％氯化铵，余量的水；
2)0.2％～0.6％六亚甲基四胺、0.38％～1.14％双酚基丙烷、0.3％～0.6％聚丙烯酰胺、0.02％～0.06％草酸、0.02％～0.06％氯化铵，余量的水；
3)0.2％～0.5％六亚甲基四胺、0.38％～0.95％双酚基丙烷、0.3％～0.5％聚丙烯酰胺、0.02％～0.05％草酸、0.02％～0.05％氯化铵，余量的水；
4)0.2％～0.4％六亚甲基四胺、0.38％～0.76％双酚基丙烷、0.3％～0.4％聚丙烯酰胺、0.02％～0.04％草酸、0.02％～0.04％氯化铵，余量的水；
5)0.3％六亚甲基四胺、0.57％双酚基丙烷、0.3％聚丙烯酰胺、0.03％草酸、0.03％氯化铵，余量的水；
6)0.4％六亚甲基四胺、0.76％双酚基丙烷、0.4％聚丙烯酰胺、0.04％草酸、0.04％氯化铵，余量的水；
7)0.5％六亚甲基四胺、0.95％双酚基丙烷、0.5％聚丙烯酰胺、0.05％草酸、0.05％氯化铵，余量的水；
8)0.6％六亚甲基四胺、1.14％双酚基丙烷、0.6％聚丙烯酰胺、0.06％草酸、0.06％氯化铵，余量的水；
9)1.0％六亚甲基四胺、1.90％双酚基丙烷、1.0％聚丙烯酰胺、0.10％草酸、0.10％氯化铵，余量的水。
本发明耐高温凝胶堵剂可按照下述方法制备：
配制所述聚丙烯酰胺的水溶液，然后向所述聚丙烯酰胺的水溶液中加入所述六亚甲基四胺、所述双酚基丙烷、所述延缓交联剂和所述稳定剂，经搅拌即得所述耐高温凝胶堵剂。
本发明耐高温凝胶堵剂配制好后，在120℃～150℃的环境温度下恒温12h～61h后，即能形成耐高温、高调剖和封堵性能凝胶。
本发明耐高温凝胶堵剂可用于在埋藏深的高温油气藏注入井调剖以及采油井或采气井封堵，或者热采高温油藏注入井调剖或采油井封堵。
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于埋藏深的高温油气藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于蒸汽驱稠油油藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于蒸汽吞吐稠油油藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于火驱稠油油藏开采；
具体地，本发明耐高温凝胶堵剂可用于高温热水驱稠油油藏开采。
本发明耐高温凝胶堵剂具有初始粘度低、在高温下成胶、高温下粘度稳定的特性，在高温下具有良好的封堵性，可用于高温油气藏或热采高温油藏。
附图说明
图1为本发明实施例4制备的耐高温凝胶堵剂成胶(于120℃条件下)后结构状态图。
图2为本发明实施例4制备的耐高温凝胶堵剂成胶(于120℃条件下)后在温度为150℃条件下恒温72h后结构状态图。
图3为本发明实施例4制备的耐高温凝胶堵剂成胶(于120℃条件下)后在温度为180℃条件下恒温72h后结构状态图。
图4为本发明实施例4制备的耐高温凝胶堵剂成胶(于120℃条件下)后在温度为200℃条件下恒温72h后结构状态图。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
下述实施例中所用的聚丙烯酰胺的分子量为500～800万，水解度为15％～20％。
实施例1：
在98.77g水中加入0.3g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.3g六亚甲基四胺、0.57g双酚基丙烷、0.03g草酸和0.03g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.3％聚丙烯酰胺+0.3％六亚甲基四胺+0.38％双酚基丙烷+0.03％草酸+0.03％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在120℃的环境温度下成胶时间为61h；150℃的环境温度下成胶时间为42h。
实施例2：
在98.36g水中加入0.4g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.4g六亚甲基四胺、0.76g双酚基丙烷、0.04g草酸和0.04g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.4％聚丙烯酰胺+0.4％六亚甲基四胺+0.76％双酚基丙烷+0.04％草酸+0.04％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在120℃的环境温度下成胶时间为46h；150℃的环境温度下成胶时间为40h。
实施例3：
在97.95g水中加入0.5g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.5g六亚甲基四胺、0.95g双酚基丙烷、0.05g草酸和0.05g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.5％聚丙烯酰胺+0.5％六亚甲基四胺+0.95％双酚基丙烷+0.05％草酸+0.05％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在120℃的环境温度下成胶时间为42h；150℃的环境温度下成胶时间为36h。
实施例4：
在97.54g水中加入0.6g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入0.6g六亚甲基四胺、1.14g双酚基丙烷、0.06g草酸和0.06g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：0.6％聚丙烯酰胺+0.6％六亚甲基四胺+1.14％双酚基丙烷+0.06％草酸+0.06％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在120℃的环境温度下成胶时间为25h；150℃的环境温度下成胶时间为20h。
实施例5：
在95.90g水中加入1.0g聚丙烯酰胺搅拌2h后，加入1.0g六亚甲基四胺、1.90g双酚基丙烷、0.10g草酸和0.10g氯化铵继续搅拌20min，形成耐温凝胶堵剂。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂的组分(按质量百分比)为：1.0％聚丙烯酰胺+1.0％六亚甲基四胺+1.90％双酚基丙烷+0.10％草酸+0.10％氯化铵。
本实施例制备的耐高温凝胶堵剂在120℃的环境温度下成胶时间为17h；150℃的环境温度下成胶时间为12h。
实施例6：
对实施例1至5中的耐高温凝胶调堵配方，进行时成胶时间(120℃)以及成胶前后粘度测试，结果如表1中所示。由表1可以看出，在满足注入性的条件下(粘度小于400mPa·s)，实施例4中的耐高温调堵配方成胶后强度最大。
表1成胶时间(实验120℃)以及粘度测试结果
实施例7：
对实施例4中的耐高温凝胶堵剂配方，进行物理模拟实验。
在初始水测渗透率为K1的填砂管模型中，分别注入0.5PV的耐高温凝胶堵剂，将填砂管模型在温度为120℃的条件下恒温18小时，保证耐高温凝胶堵剂成胶后，再次测量水测渗透率K2以及突破压力。封堵率计算公式：F1＝(K1-K2)/K1×100％，后续水驱10PV后，再次测量水测渗透率K3，封堵率计算公式：F2＝(K1-K3)/K1×100％，结果如表2中所示。
由表2可以看出，该耐高温凝胶堵剂具有良好的封堵能力和耐冲刷能力，该体系适用于调剖堵水工作，特别适用于高温油气藏调堵工作。
表2填砂管模型封堵实验结果
实施例8：
对实施例4中的耐高温凝胶堵剂配方成胶后(于120℃的条件下)，对其进行不同温度下(150℃、180℃和200℃)耐温性能测试。如图1～图4可以看出在150℃温度条件下，胶体性质稳定，在180℃和200℃温度条件下，开始出现不同程度碳化，但胶体性质仍稳定，说明在凝胶配方在高温(200℃)条件下适用性强。满足油田现场对于耐温凝胶的要求。
Claims (7)
1.一种耐高温凝胶堵剂，其质量百分比组成如下：
聚丙烯酰胺：0.2％～1.0％；
六亚甲基四胺0.2％～1.0％；
双酚基丙烷0.3％～2.0％；
稳定剂：0.01％～0.10％；
延缓交联剂：0.01％～0.10％；
余量的水；
其中，六亚甲基四胺和双酚基丙烷作为交联剂。
2.根据权利要求1所述的耐高温凝胶堵剂，其特征在于：所述聚丙烯酰胺的分子量为300万～2000万，水解度为10％～20％。
3.根据权利要求1或2所述的耐高温凝胶堵剂，其特征在于：所述稳定剂为氯化铵和/或硫酸铵。
4.根据权利要求1～3中任一项所述的耐高温凝胶堵剂，其特征在于：所述延缓交联剂为草酸和/或磷酸钠。
5.权利要求1～4中任一项所述耐高温凝胶堵剂的制备方法，包括如下步骤：
配制所述聚丙烯酰胺的水溶液，然后向所述聚丙烯酰胺的水溶液中加入所述六亚甲基四胺、所述双酚基丙烷、所述延缓交联剂和所述稳定剂，经搅拌即得所述耐高温凝胶堵剂。
6.权利要求1～4中任一项所述耐高温凝胶堵剂在埋藏深的高温油气藏注入井调剖以及采油井或采气井封堵中的应用。
7.权利要求1～4中任一项所述耐高温凝胶堵剂在下述1)-4)中任一种热采稠油油藏开采中的应用：
1)蒸汽吞吐稠油油藏；
2)蒸汽驱稠油油藏；
3)火驱稠油油藏；
4)高温热水驱稠油油藏。
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|---|---|
| CN111607369A true CN111607369A (zh) | 2020-09-01 |
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ID=72197667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910136743.4A Pending CN111607369A (zh) | 2019-02-25 | 2019-02-25 | 一种采用双酚基丙烷和六亚甲基四胺交联的耐高温凝胶堵剂 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111607369A (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5399269A (en) * | 1992-04-13 | 1995-03-21 | Phillips Petroleum Company | Gelation of water soluble polymers |
| CN1888374A (zh) * | 2005-06-28 | 2007-01-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种耐高温高盐的凝胶堵水方法 |
| CN102816558A (zh) * | 2012-09-14 | 2012-12-12 | 中国石油大学(华东) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 |
| CN104449618A (zh) * | 2015-01-06 | 2015-03-25 | 西南石油大学 | 一种耐温耐盐高温自交联就地聚合堵水凝胶 |
-
2019
- 2019-02-25 CN CN201910136743.4A patent/CN111607369A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5399269A (en) * | 1992-04-13 | 1995-03-21 | Phillips Petroleum Company | Gelation of water soluble polymers |
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 张明锋: "耐温 HPAM 凝胶动力学及热稳定性研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库》 * |
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