CN112342004B - 一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法 - Google Patents
一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112342004B CN112342004B CN202011205681.7A CN202011205681A CN112342004B CN 112342004 B CN112342004 B CN 112342004B CN 202011205681 A CN202011205681 A CN 202011205681A CN 112342004 B CN112342004 B CN 112342004B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- polymer
- hydrophobic modifier
- coupling agent
- hydrophobic
- improving
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 83
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 title claims abstract description 66
- 239000003607 modifier Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 35
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 150000001282 organosilanes Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 150000007524 organic acids Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical group CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(phenyl)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C1=CC=CC=C1 ZNOCGWVLWPVKAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- DRRZZMBHJXLZRS-UHFFFAOYSA-N n-[3-[dimethoxy(methyl)silyl]propyl]cyclohexanamine Chemical compound CO[Si](C)(OC)CCCNC1CCCCC1 DRRZZMBHJXLZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N octyltriethoxysilane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OCC)(OCC)OCC MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229960003493 octyltriethoxysilane Drugs 0.000 claims description 6
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 claims description 5
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- NMEPHPOFYLLFTK-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(octyl)silane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC NMEPHPOFYLLFTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 20
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 9
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000413 hydrolysate Substances 0.000 abstract description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 14
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 229910018557 Si O Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Inorganic materials [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 3
- 238000002329 infrared spectrum Methods 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 229910002808 Si–O–Si Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQLVXDKIJBQVDF-UHFFFAOYSA-N acetic acid;hydrate Chemical compound O.CC(O)=O PQLVXDKIJBQVDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000013375 chromatographic separation Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Silicon Polymers (AREA)
Abstract
本发明聚合物驱领域，具体涉及一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法。该疏水改性剂由有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂和水组成；所述活化剂选择碳原子数为1‑3的有机酸；所述互溶剂选自碳原子数为1‑3的有机醇；有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂的质量比为(0.5‑1.0)：(0.01‑0.03)：(4‑10)。本发明的疏水改性剂，利用有机硅烷偶联剂在活化剂存在的条件下对砂岩表面进行疏水改性，疏水改性过程中，有机硅烷偶联剂的水解产物与地层反应，反应后砂岩表面改变成疏水状态，润湿性发生反转，进而可以显著降低聚合物的吸附量。
Description
技术领域
本发明属于聚合物驱领域，具体涉及一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法。
背景技术
聚合物驱对油田控水稳油发挥重要作用，然而，在聚合物驱过程中，由于油田常用的聚丙烯酰胺等高分子聚合物驱剂易吸附滞留在砂岩的表面导致地层堵塞，表现为注聚井压力升高、达不到配注甚至注不进，且对应油井产量大幅下降，严重影响聚合物驱效果；同时，已发生堵塞的注聚井和采油井采取解堵措施后，由于砂岩表面吸附滞留聚合物的特性依然存在，后续注聚依然产生吸附堵塞，导致解堵有效期短，措施效果不理想。
授权公告号为CN104963668B的中国发明专利公开了一种降低油田驱油用聚合物吸附量的方法，包括：向注入井中注入十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)水溶液作为前置段塞，再注入疏水缔合聚合物进行聚合物驱，最后进行水驱。该方法中，CTAB带有阳离子基团，能够与带负电的储层矿物形成强烈的吸附作用；同时，还可以与疏水缔合聚合物的阳离子疏水基团形成静电相斥从而减弱其与聚合物间的相互作用，最终达到隔离聚合物与储层，降低聚合物在近井地带吸附量的目的。
该方法在应用时需使用疏水缔合聚合物进行聚合物驱，应用成本较高，而且对聚合物吸附量的降低值为24-40.5％，该方法防止聚合物吸附的效果仍有待提高。
发明内容
本发明的目的在于提供一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，其可以进一步降低聚合物的吸附滞留程度。
本发明的第二个目的是提供一种聚合物驱方法。
为实现上述目的，本发明的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂的技术方案是：
一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂和水组成；
所述活化剂选择碳原子数为1-3的有机酸；
所述互溶剂选自碳原子数为1-3的有机醇；
有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂的质量比为(0.5-1.0)：(0.01-0.03)：(4-10)。
本发明的疏水改性剂，利用有机硅烷偶联剂在活化剂存在的条件下对砂岩表面进行疏水改性，疏水改性过程中，有机硅烷偶联剂的水解产物与地层反应，反应后砂岩表面改变成疏水状态，润湿性发生反转，进而可以显著降低聚合物的吸附量。
为进一步改善对砂岩表面的疏水改性效果，优选的，所述有机硅烷偶联剂选自苯基三甲氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷和N-环己基-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷中的一种或两种以上。
图1以辛基三乙氧基硅烷为例说明了疏水改性剂发生地层反应的反应过程。疏水改性剂在高温的地层环境中，先发生水解反应，之后和地层颗粒表面的羟基发生耦合反应。一般而言，在24-90℃下即可保证以上反应过程充分发生。可利用地层温度、地面加热方式以更好的促进上述反应的方法。
采用本发明的疏水改性剂可改变多种砂岩表面的润湿性，如Berea砂岩、人造砂岩及天然砂岩岩心等。砂岩在该疏水改性剂溶液中处理之后，可获得油湿性表面，油湿性表面接触角在135～145°之间。
优选的，所述活化剂选自甲酸、醋酸、丙酸中的一种或两种以上。采用以上有机硅烷偶联剂和活化剂，耦合反应容易发生，与地层环境的适应性良好。
优选的，所述互溶剂选自异丙醇和/或乙醇。采用以上互溶剂可增强上述有机硅烷偶联剂的溶解性，方便有机硅烷偶联剂在水相中分散或溶解。在油田现场应用时，该疏水改性剂的色谱分离效应较弱，保证了对地层表面的疏水改性效果。
具体应用时，疏水改性剂可现场配制，或预制成浓溶液，现场稀释使用。在现场应用时，优选的，所述疏水改性剂中，硅烷偶联剂的质量分数为0.5-1.0％。
本发明的聚合物驱方法的技术方案是：
一种聚合物驱方法，包括以下步骤：向聚合物驱注聚井地层中注入疏水改性剂，关井反应至少24小时后，再从注聚井中注入聚合物进行聚合物驱；
所述疏水改性剂由有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂和水组成；
所述活化剂选择碳原子数为1-3的有机酸；
所述互溶剂选自碳原子数为1-3的有机醇；
有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂的质量比为(0.5-1.0)：(0.01-0.03)：(4-10)。
本发明的聚合物驱方法，先对地层进行疏水改性处理，砂岩表面被处理成疏水表面，可改善流体在多孔介质中的渗流性质，有效降低注聚过程中聚合物在砂岩表面的吸附滞留，后续再进行聚合物驱，可以延长聚合物驱和解堵措施有效期，进而改善聚合物驱的开发效果。
所述有机硅烷偶联剂选自苯基三甲氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷和N-环己基-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷中的一种或两种以上。
所述活化剂选自甲酸、醋酸、丙酸中的一种或两种以上。
所述互溶剂选自异丙醇和/或乙醇。
所述疏水改性剂中，硅烷偶联剂的质量分数为0.5-1.0％。
附图说明
图1为本发明的疏水改性剂发生地层反应的反应示意图；
图2为经过本发明实施例1的疏水改性剂、对比例的疏水改性剂处理后的石英砂和未经处理的石英砂的红外光谱图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的实施方式作进一步说明。
一、本发明的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂的具体实施例
实施例1
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：N-环己基-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷0.5％，醋酸0.02％，异丙醇7％，余量为水。
本实施例的疏水改性剂在制备时，将N-环己基-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷、1wt％的醋酸水溶液、异丙醇和水混合均匀即可。
实施例2
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：辛基三甲氧基硅烷0.5％，醋酸0.02％，异丙醇7％，余量为水。
实施例3
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：辛基三乙氧基硅烷0.5％，醋酸0.02％，异丙醇7％，余量为水。
实施例4
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：苯基三甲氧基硅烷0.8％，醋酸0.02％，异丙醇7％，余量为水。
实施例5
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：苯基三甲氧基硅烷1.0％，醋酸0.02％，异丙醇7％，余量为水。
实施例6
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：苯基三甲氧基硅烷0.5％，醋酸0.02％，异丙醇7％，余量为水。
实施例7
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：苯基三甲氧基硅烷0.5％，甲酸0.01％，乙醇5％，余量为水。
实施例8
本实施例的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，由以下质量分数的组分组成：苯基三甲氧基硅烷0.5％，丙酸0.03％，乙醇10％，余量为水。
二、本发明的聚合物驱方法的具体实施例
实施例9
本实施例的聚合物驱方法，包括以下步骤：向聚合物驱注聚井的地层中注入实施例1的疏水改性剂，注入量为0.6PV，关井反应24h，然后进行聚合物驱。
在本发明的聚合物驱方法的其他实施例中，可根据地层温度，选择以上实施例的有机硅烷偶联剂，参考实施例9的方法进行配注即可。
三、对比例
对比例的疏水改性剂，与实施例1的疏水改性剂的区别仅在于，不含活化剂醋酸。
四、实验例
实验例1
本实验例对纯石英砂、对比例和实施例1的疏水改性剂处理后的石英砂进行红外测试，结果如图2所示。
具体处理过程为：使用疏水改性剂在70℃下高温静置处理24min，然后在70℃烘箱中干燥处理24min。
图2中，在纯石英砂的红外谱图中可以看出：在3424cm-1处的吸收峰为-OH的振动吸收峰，而2922cm-1处的吸收峰是由C-H伸缩振动导致的。2418cm-1处的吸收峰归属于烷基的振动吸收峰，770cm-1处的吸收峰是由Si-O键对称伸缩振动导致的，484cm-1处的红外吸收归属于Si-O键的对称伸缩振动峰。
在对比例的红外谱图中可以看出：在3433cm-1处的吸收峰为N-H键的伸缩振动导致的，2925cm-1处的吸收峰归属于C-H的伸缩振动峰；2632cm-1处的吸收峰与O-H的伸缩振动有关，2181cm-1处的吸收峰是由铵盐的振动所导致的。另外，在1635，1405，1100，955和782cm-1的红外吸收峰分别归属于N-H的弯曲振动峰，C-O的伸缩振动峰，C-N的伸缩振动峰，开链C-O的伸缩振动峰，环己烷的混合振动峰和N-H的弯曲振动峰。
在石英砂经过实施例1的疏水改性剂处理后，相应的红外谱图中可以看出：3424，2922，2418，770和484cm-1处的红外吸收峰分别是-OH的振动，C-H伸缩振动，烷基的振动，Si-O键对称伸缩振动和Si-O键对称伸缩振动导致的。1085cm-1处强而宽的吸收峰归属于Si-O-Si键的反对称伸缩振动峰，说明疏水改性剂和石英表面裸露的硅羟基发生反应生成Si-O-Si键，从而使得岩石表面变成疏水表面。通过以上对比可以证明，在不加醋酸的情况下，不会有地层反应的发生。
实验例2
本实验例采用以下室内实验来评价上述实施例的疏水改性剂对砂岩表面的疏水改性效果。
将砂岩切片置于实施例的疏水改性剂溶液中，在70℃下静置处理60min(模拟在相应地层环境下的关井反应)，然后在70℃烘箱中干燥处理24min。使用德国KRUSS公司DSA25S接触角测量仪，以油田模拟地层水测量水滴在切片表面的接触角(采用躺滴法)。利用岩心流动实验，测试疏水改性剂对聚合物的防吸附率。
以下实施例均采用天然砂岩岩心切片。
岩心流动实验的过程如下：(1)用地层水以0.1mL/min的速度水测岩心渗透率等基本数据。(2)以0.05mL/min的速度饱和油，随后以0.1mL/min的速度一次水驱。(3)注聚之前先注入0.6PV的聚合物防吸附剂，随后以0.05mL/min的速度注入0.6PV的聚合物溶液。(4)最后以0.1mL/min的速度进行后续水驱，密切记录整个实验过程的注入压力和收集记录采出液。
防吸附率的计算公式如下：
防吸附率＝(聚合物吸附量原始-聚合物吸附量处理)/聚合物吸附量原始
接触角以及防吸附率测试结果如表1所示。
表1各实施例的接触角和防吸附率测试结果
由表1的实验结果可知，添加适量醋酸，可提供弱酸性环境，促进疏水改性剂与地层反应的发生。经改性后，砂岩地层表面变为疏水表面，可显著降低聚合物驱中聚合物的吸附量。
Claims (10)
1.一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，其特征在于，由有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂和水组成；
所述活化剂选择碳原子数为1-3的有机酸；
所述互溶剂选自碳原子数为1-3的有机醇；
有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂的质量比为(0.5-1.0)：(0.01-0.03)：(4-10)。
2.如权利要求1所述的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，其特征在于，所述有机硅烷偶联剂选自苯基三甲氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷和N-环己基-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷中的一种或两种以上。
3.如权利要求1所述的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，其特征在于，所述活化剂选自甲酸、醋酸、丙酸中的一种或两种以上。
4.如权利要求1所述的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，其特征在于，所述互溶剂选自异丙醇和/或乙醇。
5.如权利要求1-4中任一项所述的改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，其特征在于，所述疏水改性剂中，硅烷偶联剂的质量分数为0.5-1.0％。
6.一种聚合物驱方法，其特征在于，包括以下步骤：向聚合物驱注聚井地层中注入改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂，关井反应至少24小时后，再从注聚井中注入聚合物进行聚合物驱；
所述疏水改性剂由有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂和水组成；
所述活化剂选择碳原子数为1-3的有机酸；
所述互溶剂选自碳原子数为1-3的有机醇；
有机硅烷偶联剂、活化剂、互溶剂的质量比为(0.5-1.0)：(0.01-0.03)：(4-10)。
7.如权利要求6所述的聚合物驱方法，其特征在于，所述有机硅烷偶联剂选自苯基三甲氧基硅烷、辛基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷和N-环己基-γ-氨丙基甲基二甲氧基硅烷中的一种或两种以上。
8.如权利要求6所述的聚合物驱方法，其特征在于，所述活化剂选自甲酸、醋酸、丙酸中的一种或两种以上。
9.如权利要求6所述的聚合物驱方法，其特征在于，所述互溶剂选自异丙醇或乙醇。
10.如权利要求6-9中任一项所述的聚合物驱方法，其特征在于，所述疏水改性剂中，硅烷偶联剂的质量分数为0.5-1.0％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011205681.7A CN112342004B (zh) | 2020-11-02 | 2020-11-02 | 一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011205681.7A CN112342004B (zh) | 2020-11-02 | 2020-11-02 | 一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112342004A CN112342004A (zh) | 2021-02-09 |
| CN112342004B true CN112342004B (zh) | 2022-06-24 |
Family
ID=74355457
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011205681.7A Active CN112342004B (zh) | 2020-11-02 | 2020-11-02 | 一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112342004B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115651624B (zh) * | 2022-10-31 | 2024-01-30 | 西南石油大学 | 一种降低水驱气藏水侵伤害的表面改性体系及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5492176A (en) * | 1994-12-01 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for treating formations to plug flow |
| CN101362942A (zh) * | 2008-09-26 | 2009-02-11 | 大庆石油管理局 | 一种应用于油田低渗透储层的地层疏通剂 |
| CN102775974A (zh) * | 2012-07-17 | 2012-11-14 | 大庆井升伟业油田技术服务有限公司 | 一种适用于低渗透储层的活性混合酸解堵液 |
| CN104371684A (zh) * | 2014-10-27 | 2015-02-25 | 西安石油大学 | 一种多氢水解胶束酸解堵剂与解堵工艺 |
-
2020
- 2020-11-02 CN CN202011205681.7A patent/CN112342004B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5492176A (en) * | 1994-12-01 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for treating formations to plug flow |
| CN101362942A (zh) * | 2008-09-26 | 2009-02-11 | 大庆石油管理局 | 一种应用于油田低渗透储层的地层疏通剂 |
| CN102775974A (zh) * | 2012-07-17 | 2012-11-14 | 大庆井升伟业油田技术服务有限公司 | 一种适用于低渗透储层的活性混合酸解堵液 |
| CN104371684A (zh) * | 2014-10-27 | 2015-02-25 | 西安石油大学 | 一种多氢水解胶束酸解堵剂与解堵工艺 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 低碳复合有机酸解堵技术;陈锐;《内蒙古石油化工》;20151231(第19期);第124-125页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112342004A (zh) | 2021-02-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9969926B2 (en) | Methods for consolidation treatments in subterranean formations using silicon compounds derived from furfuryl alcohols | |
| CN106479465B (zh) | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 | |
| US20130317135A1 (en) | Water shut-off system for production and/or injection wells | |
| CN103160268A (zh) | 一种纳米二氧化硅/聚合物驱油剂及其合成方法 | |
| WO2009001235A1 (en) | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations | |
| BRPI0400188B1 (pt) | "fluido de tratamento de água para reduzir ou eliminar a produção de água em poço de óleo ou gás e método para reduzir ou eliminar a produção de água". | |
| WO2005003515A1 (en) | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation | |
| CN108949130B (zh) | 一种选择性堵水剂的制备方法 | |
| CA2929657C (en) | Composition and method for treating subterranean formations using inorganic fibers in injected fluids | |
| CN112342004B (zh) | 一种改善注聚堵塞井解堵效果的疏水改性剂及聚合物驱方法 | |
| CN106947450A (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| CN114026197A (zh) | 用于处理地下地层中含水区的聚合物凝胶组合物和处理含水区的方法 | |
| CN106749921A (zh) | 一种调驱用接枝高分子微球及其制备方法 | |
| CN108587582B (zh) | 一种微乳液页岩抑制剂及其制备方法 | |
| CN111119819B (zh) | 一种降低注聚驱油水井聚合物吸附的方法 | |
| EP2501774A1 (en) | Water control additive compounds and methods of making and using same | |
| CN106608949A (zh) | 一种粘土稳定剂及其制备方法 | |
| CN111574992B (zh) | 一种酸化压裂用纳米相渗改善剂及其制备方法与应用 | |
| CN110396151A (zh) | 一种HPAA复合的pH响应型膨润土的制备方法 | |
| CN112196503B (zh) | 一种提高驱油聚合物注入性的方法 | |
| CN114634802B (zh) | 一种耐温抗盐超疏水覆膜堵剂及制备方法 | |
| CN116731355B (zh) | 树脂凝胶互穿网络构型封堵调剖剂及制备方法 | |
| CN115711112B (zh) | 一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法 | |
| CN115711112A (zh) | 一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法 | |
| CN111303221B (zh) | 一种耐温防膨缩型粘土稳定剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |