CN111778007B - 一种海水基互穿网络聚合物凝胶驱油剂的制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种由N‑油酰基，N‑甲基牛磺酸钠、丙烯酸缩水甘油醚、丙烯酰胺、马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷为主要原料制备新型海水基互穿网络聚合物凝胶驱油剂的方法。本发明首先以马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷按摩尔比为1∶0.5∶10进行缩聚反应制备马来酸二胺‑月桂胺二亚丙基二胺‑环氧乙烷三元共聚物；然后以N‑油酰基，N‑甲基牛磺酸钠和丙烯酸缩水甘油醚为原料制备丙烯酸‑(2‑羟基‑3‑(N‑油酰基，N‑甲基))丙酯，将其与丙烯酰胺按摩尔比1∶10加入上述三元聚合物水溶液中，以过硫酸钾为引发剂，于70℃温度下引发共聚合，制备出一种互穿网络聚合物凝胶。该凝胶具有较强的海水增粘能力，在高温、高盐条件下稳定，且有优良的洗油和驱油能力，制备工艺可靠，提供了一种新型的海水基三次采油用驱油剂的制备方法。

Description

一种海水基互穿网络聚合物凝胶驱油剂的制备方法
技术领域
本发明属油田采油助剂领域，特别是涉及一种由N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠、丙烯酸缩水甘油醚、丙烯酰胺、马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷为主要原料制备海水基互穿网络聚合物凝胶驱油剂的方法。
背景技术
当前许多海上油田已进入中后期开发阶段(例如渤海油田)，其所面临的主要问题之一如何提高采收率。对于水驱开发油藏，由于储层的非均质性及不利的油水流度比，水驱后仍然存在大量的残余油，注水采油后大于60％的原油仍留在油藏中，三次采油方法对于采出更多的石油的重要性已为人们广泛重视，在许多油田化学驱已经成为油田增储稳产的重要技术手段。尽管近些年发展起来的三次采油技术在一定程度上提高了原油采收率，但是都具有一定的局限性：如表面活性剂驱、微生物驱等不能起到扩大波及体积的作用；交联聚合物驱、深部调驱技术等在泵注、耐温、耐盐和洗油能力上有所欠缺；另外，由于海上油田所具有的特殊性，淡水资源相当疲乏，因此研制一种增粘海水，且有较强洗油、驱油能力的聚合物凝胶驱油体系，是海水油田提高采收率的技术需求。
本发明由N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠、丙烯酸缩水甘油醚、丙烯酰胺、马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷为为主要原料制备的海水基互穿网络聚合物凝胶可以显著提高油井采收率。其中由马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷为原料生成的具有拓扑结构的树枝型聚合物大分子与由N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠、丙烯酸缩水甘油醚、丙烯酰胺为原料生成的线性聚合物大分子形成互穿网络复合活性凝胶体系。该凝胶体系具有增粘海水，较高的洗原油能力和大幅提高原油采收率能力的特征；同时高温、高盐油藏条件下稳定的特点。
发明内容
本发明首先以马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷按摩尔比为1∶0.5∶10进行缩聚反应制备马来酸二胺-月桂胺二亚丙基二胺-环氧乙烷三元共聚物；然后以N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠和丙烯酸缩水甘油醚为原料制备丙烯酸-(2-羟基-3-(N-油酰基，N-甲基))丙酯，将其与丙烯酰胺摩尔比按1∶10加入上述三元聚合物水溶液中，以过硫酸钾为引发剂，于70℃温度下引发共聚合，制备出一种互穿网络聚合物凝胶。该凝胶具有较强的海水增粘能力，在高温、高盐条件下稳定，且有优良的洗油和驱油能力，制备工艺可靠，提供了一种海水基三次采油用驱油剂的制备方法。
具体实施方式
实施例1
(1)将0.11mol N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠和50mL蒸馏水加入150mL三口反应瓶中，搅拌分散溶解，升温至60℃，搅拌下缓慢滴加0.1mol丙烯酸缩水甘油醚，需1小时，然后保温反应1小时，停止加热，得浅黄色均匀液体，冷却至室温待用；
(2)将0.1mol马来酸二胺、0.05mol月桂胺二亚丙基二胺和50mL蒸馏水加入500mL三口反应瓶中，通入氮气，搅拌溶解，升温至75℃，搅拌下缓慢通入1.0mol环氧乙烷，需3小时，然后于75℃保温反应2小时，停止加热，得黄色粘稠液体，冷却至室温待用；
(3)将上述(1)和1.0mol丙烯酰胺加入上述(2)中，再加入150mL蒸馏水和0.005克过硫酸钾，搅拌溶解，通入氮气，升温至60℃引发聚合，需3小时，得到黄色透明粘稠胶体。
实施例2
准确称取实施例1(3)中制备的黄色透明胶体，分割成小块，搅拌溶解于海水中，配置出药剂浓度分别为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℃、60℃和90℃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)
Figure GSB0000199248270000021
实施例3
准确称取实施例1(3)中制备的黄色透明胶体，分割成小块，搅拌，分别溶解于矿化度为50000mg/L(其中Ca2+含量为500mg/L)、100000mg/L(其中Ca2+含量为1500mg/L)和150000mg/L(其中Ca2+含量为2000mg/L)模拟地层水中，配置出药剂浓度分别为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50℃、70℃和90℃下的粘度；结果见表2至表4。
表2矿化度为50000mg/L时驱油剂溶液的粘度(mPa.s)
Figure GSB0000199248270000031
表3矿化度为100000mg/L时驱油剂溶液的粘度(mPa.s)
Figure GSB0000199248270000032
表4矿化度为150000mg/L时驱油剂溶液的粘度(mPa.s)
Figure GSB0000199248270000033
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1535mPa.s、5100mPa.s、10890mPa.s和20500mPa.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(3)中制备的黄色透明胶体，搅拌溶解于海水中，配置出不同药剂浓度的驱油剂溶液各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105℃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5。
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5 60℃温度下不同浓度驱油剂溶液的洗油率(％)
Figure GSB0000199248270000041
实施例5
选择不同粘度的原油，按下列方法制备人造岩心并进行驱替实验：准确称取1800g石英砂(粒径：0.3-0.6mm)和200g原油于80℃干燥箱内保温24h，然后将原油和石英砂充分搅拌混合均匀，备用；将上述2000g油砂从岩心管(直径×长度：2.5cm×10cm)上端装入，填入时边装边用有机玻璃棒压实。然后将模拟岩心加盖密封固定，放入恒温箱中，60℃保温过夜；用海水配置出药剂浓度为0.05％的药剂溶液；将上述模拟岩心介入驱替装置，首先在60℃恒温水浴中用60℃热水驱替(驱替速度：3ml/min)，直到没有原油流出时，收集驱出的原油，脱水后称重；然后改用0.05％的药剂溶液30g按同样的驱替速度驱替，并收集驱出的原油，脱水后称重。计算0.05％的药剂溶液30g在60℃热水驱后采收率提高率。结果见表6和表7。
表6 60℃温度下原油粘度
原油样品号 A B C D
原油粘度，mPa.s 1535 5100 10890 20500
表7 60℃温度下0.05％药剂驱替采收率提高值
原油样品号 热水驱采收率，％ 热水驱后药剂驱采收率提高值，％
A 70.2 24.9
B 68.7 24.8
C 61.5 23.5
D 53.6 19.9

Claims (1)

1.一种由N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠、丙烯酸缩水甘油醚、丙烯酰胺、马来酸二胺、月桂胺二亚丙基二胺和环氧乙烷为主要原料制备海水基互穿网络聚合物凝胶驱油剂的方法，包括下列步骤：
(1)将0.11mol N-油酰基，N-甲基牛磺酸钠和50mL蒸馏水加入150mL三口反应瓶中，搅拌分散溶解，升温至60℃，搅拌下缓慢滴加0.1mol丙烯酸缩水甘油醚，需1小时，然后保温反应1小时，停止加热，得浅黄色均匀液体，冷却至室温待用；
(2)将0.1mol马来酸二胺、0.05mol月桂胺二亚丙基二胺和50mL蒸馏水加入500mL三口反应瓶中，通入氮气，搅拌溶解，升温至75℃，搅拌下缓慢通入1.0mol环氧乙烷，需3小时，然后于75℃保温反应2小时，停止加热，得黄色粘稠液体，冷却至室温待用；
(3)将上述(1)和1.0mol丙烯酰胺加入上述(2)中，再加入150mL蒸馏水和0.005克过硫酸钾，搅拌溶解，通入氮气，升温至60℃引发聚合，需3小时，得到黄色透明粘稠胶体。
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