CN114058356A - 一种稠油降粘剂及稠油降粘冷采方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种稠油降粘剂及稠油降粘冷采方法。该稠油降粘剂包括独立存在的：活性高分子降粘剂，以及磺酸盐型阴离子表面活性剂和/或碳酸钠。本发明可实现“由内向外”降粘，能在室内无需搅拌的情况下自发与稠油接触，快速地分散稠油，剥离、携带、运移，高效降粘解堵，有利于稠油地层流动及井筒举升。本发明现场试验效果显著，吨油增油成本约为上一个蒸汽吞吐周期的30％‑50％。且本发明施工工艺简单，操作安全可靠，完善了目前稠油的开发方式，提到稠油油藏开发效益，具有广泛的应用前景和推广价值。

Description

一种稠油降粘剂及稠油降粘冷采方法
技术领域
本发明属于稠油油藏开采领域，更具体地，涉及一种稠油降粘剂及稠油降粘冷采方法。
背景技术
我国稠油资源丰富，目前主要以蒸汽吞吐热采开采为主，但多轮次吞吐后期产量递减快，生产周期短，油汽比低，稳产难度大，且注汽导致套损频繁。因此人们希望新的方法提高开发效果，活性高分子降粘冷采技术带来了稠油开采新的思路，其主要在高分子支链上通过引入带苯环基团、亲脂基团、带电荷基团等，尤其带苯环基团能很好渗透到稠油沥青质分子层间，降低沥青质分子层间大π键相互作用，拆散沥青质复杂聚集体。同时其它活性基团(亲脂基团、带电荷基团等)及其高分子长链分子内及分子间作用，形成大的增溶体，快速高效包裹拆散的沥青质分子，与常规小分子降粘剂“由外向内”的机理不同，其实现“由内向外”降粘，能在室内无需搅拌的情况下自发与稠油接触，快速的分散稠油，剥离、携带、运移，高效降粘解堵，有利于稠油地层流动及井筒举升。现场试验效果显著，吨油增油成本约为上一个蒸汽吞吐周期的30％-50％。
中国专利申请CN 107893648 A提供了一种应用于稠油油藏的二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，包括利用向稠油油藏注入二氧化碳为地层蓄积能量并对原油进行初始降粘、然后利用高效冷采降粘剂在二氧化碳低温效应环境下实现对稠油进一步降粘、降低界面张力、溶解稠油中析出的胶质和沥青质、从而改善地下稠油流动性的同时增加原油驱动能量、提高稠油油藏开采程度的采油方法。该方法实现了对稠油油藏储层能量的提高、地下原油流动性的提升，并降低了稠油冷采过程中低温效应导致的胶质及沥青质析出造成的冷伤害效应，从而极大地提高了稠油油藏的储量动用程度。
中国专利申请CN107143319A提出了一种浅层油藏稠油降粘冷采的方法，该方法按下述步骤进行：第一步，首先确定油藏具有如下特征：20℃时地面原油粘度为50mPa.s至20000mPa.s，稠油酸值为0.6mgKOH/g至2.3mgKOH/g，油层厚度大于5m，稠油油藏埋藏深度小于800m，油层孔隙度大于15％，渗透率大于50×10-3μm2，油层为反韵律地层。采用本方法进行浅层油藏的开发，相比于蒸汽驱开发成本降低28％至36％，由于没有采用蒸汽驱等方式进行浅层油藏的开发，因此也不存在开发后期汽窜及“超覆”现象严重、后期注汽利用效率低的问题，同时，由于不需要使用燃气，也不需要生产高温的蒸汽，因此，也不会发生锅炉爆炸、高温烫伤等安全事故，也不会产生温室气体，并且相比于蒸汽驱开发，产量也得到进一步的提高。
发明内容
本发明的目的在于提高稠油油藏采收率，提供一种稠油降粘冷采方法，采用氮气与活性高分子相结合，促进降粘剂与地层稠油充分接触，同时补充地层能量。完善了稠油油藏的开发方式，提高了开采效果，可产生更高的经济效益。
为了实现上述目的，本发明的第一方面提供一种稠油降粘剂，该稠油降粘剂包括独立存在的：
活性高分子降粘剂，以及
磺酸盐型阴离子表面活性剂和/或碳酸钠；
所述活性高分子降粘剂为改性聚丙烯酰胺聚合物，所述改性聚丙烯酰胺聚合物的骨架上具有两亲性基团、刚性基团和高电荷密度基团中的至少一种。
作为优选方案，所述高分子降粘剂包括衍生自丙烯酰胺的结构单元，以及衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元；
所述衍生自丙烯酰胺的结构单元与所述衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元的比为0.5-3:1-2。
作为优选方案，所述高分子降粘剂由包括以下步骤的方法合成：将AM水溶液与如式Ⅰ所示的功能单体混合；在惰性气体保护下，加入引发剂并进行反应，得到所述高分子降粘剂。
Figure BDA0002621591030000031
作为优选方案，所述磺酸盐型阴离子表面活性剂选自十二烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠、α-烯基磺酸钠和亚甲基双奈磺酸钠中的至少一种。
作为优选方案，该稠油降粘冷采方法包括：
向稠油油藏中注入稠油降粘剂水溶液，焖井；所述稠油降粘剂水溶液由上述的稠油降粘剂与水混合得到；
所述稠油降粘冷采方法还包括：注入稠油降粘剂水溶液前向稠油油藏注入氮气和/或注入稠油降粘剂水溶液后向稠油油藏注入氮气。
作为优选方案，稠油降粘剂水溶液中稠油降粘剂的质量浓度为0.1～2％；更优选地，稠油降粘剂水溶液中稠油降粘剂的质量浓度为0.2～1.5％。
作为优选方案，
所述稠油降粘剂水溶液选自如下稠油降粘剂水溶液之一：
a、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为磺酸盐型阴离子表面活性剂；
b、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为碳酸钠；
c、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，碳酸钠的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为磺酸盐型阴离子表面活性剂。
作为优选方案，注入的方式为不动管柱油套环空或油管直接注入地层。
作为优选方案，注入稠油降粘剂水溶液后，还包括：静置2～4h，静置时的油层温度为45～60℃。
作为优选方案，焖井的时间为1～3d。
本发明的有益效果：
本发明可实现“由内向外”降粘，能在室内无需搅拌的情况下自发与稠油接触，快速地分散稠油，剥离、携带、运移，高效降粘解堵，有利于稠油地层流动及井筒举升。本发明现场试验效果显著，吨油增油成本约为上一个蒸汽吞吐周期的30％-50％。且本发明施工工艺简单，操作安全可靠，完善了目前稠油的开发方式，提到稠油油藏开发效益，具有广泛的应用前景和推广价值。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本发明的第一方面提供一种稠油降粘剂，该稠油降粘剂包括独立存在的：
活性高分子降粘剂，以及
磺酸盐型阴离子表面活性剂和/或碳酸钠；
所述活性高分子降粘剂为改性聚丙烯酰胺聚合物，所述改性聚丙烯酰胺聚合物的骨架上具有两亲性基团、刚性基团和高电荷密度基团中的至少一种。
作为优选方案，所述高分子降粘剂包括衍生自丙烯酰胺的结构单元，以及衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元；
所述衍生自丙烯酰胺的结构单元与所述衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元的比为0.5-3:1-2。
作为优选方案，所述高分子降粘剂由包括以下步骤的方法合成：将AM水溶液与如式Ⅰ所示的功能单体混合；在惰性气体保护下，加入引发剂并进行反应，得到所述高分子降粘剂。
Figure BDA0002621591030000051
作为优选方案，引发剂可以是过硫酸铵、亚硫酸氢钠等。
作为优选方案，反应的条件包括：固含量为25～30(wt％)，反应温度为5～25(℃)，引发剂浓度为45～60mg/L，通氮时间为55～65min，pH为6～11。
作为优选方案，所述磺酸盐型阴离子表面活性剂选自十二烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠、α-烯基磺酸钠和亚甲基双奈磺酸钠中的至少一种。
作为优选方案，该稠油降粘冷采方法包括：
向稠油油藏中注入稠油降粘剂水溶液，焖井；所述稠油降粘剂水溶液由上述的稠油降粘剂与水混合得到；
所述稠油降粘冷采方法还包括：注入稠油降粘剂水溶液前向稠油油藏注入氮气和/或注入稠油降粘剂水溶液后向稠油油藏注入氮气。
根据本发明，本领域技术人员可选择注入稠油降粘剂水溶液前向稠油油藏注入氮气或者注入稠油降粘剂水溶液后向稠油油藏注入氮气，也可以在注入稠油降粘剂水溶液前及注入稠油降粘剂水溶液后均向稠油油藏注入氮气。如存在油藏边底水则需要前置注入氮气，如不存在油藏边底水可根据需要选择是否前置注入氮气。
该稠油降粘冷采方法促进了降粘剂水溶液与地层稠油充分接触，同时补充了地层能量，稠油降粘率可达80～99％，稠油粘度大幅度降低。
作为优选方案，稠油降粘剂水溶液中稠油降粘剂的质量浓度为0.1～2％；更优选地，稠油降粘剂水溶液中稠油降粘剂的质量浓度为0.2～1.5％。上述质量浓度可保证更好的降粘效果。
作为优选方案，
所述稠油降粘剂水溶液选自如下稠油降粘剂水溶液之一：
a、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为磺酸盐型阴离子表面活性剂；
b、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为碳酸钠；
c、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，碳酸钠的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为磺酸盐型阴离子表面活性剂。
作为优选方案，注入的方式为不动管柱油套环空或油管直接注入地层。
作为优选方案，注入稠油降粘剂水溶液后，还包括：静置2～4h，静置时的油层温度为45～60℃。
作为优选方案，焖井的时间为1～3d。
本发明实施例中，实验采用的分析仪器：RV DV-II型可编程旋转粘度仪(美国BROOKFIELD公司)。
本发明实施例中，活性高分子降粘剂由包括以下步骤的方法合成：将AM水溶液与如式Ⅰ所示的功能单体混合；在氮气保护下，加入引发剂过硫酸铵并进行反应，反应条件包括：固含量为25～30(wt％)，反应温度为15(℃)，引发剂浓度为55mg/L，通氮时间为60min，pH为8～9，得到高分子降粘剂所得高分子降粘剂中衍生自丙烯酰胺的结构单元与所述衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元的比为4：3。其中，n＝10。
Figure BDA0002621591030000071
实施例1：
降粘剂质量分数用量0.2％，油水比(质量分数)约为7:3，将0.2g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(4900mPa.S，50℃脱气粘度)，43g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度50℃下静置作用4h，反应后稠油的粘度为102mPa.S，降粘率达到97.9％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.05％，十二烷基苯磺酸钠的质量浓度为0.05％。
实施例2：
降粘剂质量分数用量0.5％，油水比(质量分数)约为7:3，将0.5g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(8890mPa.S，50℃脱气粘度)，43g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度55℃下静置作用3h，反应后稠油的粘度为360mPa.S，降粘率达到96％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，十二烷基苯磺酸钠的质量浓度为0.3％。
实施例3：
降粘剂质量分数用量0.5％，油水比(质量分数)约为6:4，将0.5g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(9580mPa.S，50℃脱气粘度)，66.7g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度50℃下静置作用4h，反应后稠油的粘度为410mPa.S，降粘率达到95.7％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，α-烯基磺酸钠的质量浓度为0.3％。
实施例4：
降粘剂质量分数用量0.7％，油水比(质量分数)为1:1，将0.5g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(11400mPa.S，50℃脱气粘度)，100g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度50℃下静置作用3h，反应后稠油的粘度为654mPa.S，降粘率达到94.2％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，α-烯基磺酸钠的质量浓度为0.5％。
实施例5：
降粘剂质量分数用量0.7％，油水比(质量分数)约为7:3，将0.5g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(12600mPa.S，50℃脱气粘度)，43g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度55℃下静置作用2h，反应后稠油的粘度为675mPa.S，降粘率达到94.6％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，亚甲基双奈磺酸钠的质量浓度为0.3％。
实施例6：
降粘剂质量分数用量0.8％，油水比(质量分数)为1:1，将0.8g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(18900mPa.S，50℃脱气粘度)，100g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度50℃下静置作用4h，反应后稠油的粘度为687mPa.S，降粘率达到96.4％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，十二烷基苯磺酸钠的质量浓度为0.6％。
实施例7：
降粘剂质量分数用量1.0％，油水比(质量分数)约为6:4，将1.0g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(28600mPa.S，50℃脱气粘度)，66.67g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度50℃下静置作用4h，反应后稠油的粘度为765mPa.S，降粘率达到97.3％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，十六烷基苯磺酸钠的质量浓度为0.8％。
实施例8：
降粘剂质量分数用量1.5％，油水比(质量分数)为1:1，将1.0g降粘剂溶解在100g水中，100g稠油(56000mPa.S，50℃脱气粘度)，100g降粘剂溶液加入到100g稠油中，在地层温度55℃下静置作用3h，反应后稠油的粘度为861mPa.S，降粘率达到98.5％。
本实施例中的降粘剂水溶液中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，十六烷基苯磺酸钠的质量浓度为1.3％。
实施例9：
本实施例提供一种具体应用案例，春2-602侧1井处于单元边部，投产后一直低液量生产，原油粘度(40℃)3307mPa·s，采取过2次二氧化碳吞吐措施，周期短效果差，无液间开。采用“氮气+稠油降粘剂水溶液+氮气”工艺实施降粘冷采，前后氮气注入量为10000-20000m3；其中，注入稠油降粘剂水溶液方式为不动管柱油套环空注入。累产液907m3，累产油256.1t，日均产液9.5m3，日均产油2.7t，含水71.8％。
本实施例中的稠油降粘剂水溶液(质量浓度为1.5％)中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，十二烷基苯磺酸钠的质量浓度为1.3％。
反应后稠油的粘度为47mPa.S，降粘率达到98.58％，降本增效显著。
实施例10：
本实施例提供一种具体应用案例，楼51102井靠近剥蚀线及断层，油层埋深130米，厚度10.4米，孔隙度38.1％，渗透率5.242μm2，原始地层温度21.3℃，原油粘度34228mPa·s，多次氮气辅助蒸汽热处理吞吐效果变差，采用“氮气+稠油降粘剂水溶液+氮气”工艺，前后氮气注入量均为10000-20000m3；其中，注入稠油降粘剂水溶液后焖井时间为3d。周期含水由87％降至69％，峰值产油4t，生产周期由46天延长至125天，周期产油由46t增至110.3t。
本实施例中的稠油降粘剂水溶液(质量浓度为1.2％)中：活性高分子降粘剂的质量浓度为0.1％，碳酸钠的质量浓度为0.1％，十六烷基苯磺酸钠的质量浓度为1％。
反应后稠油的粘度为650.3mPa.S，降粘率达到98.1％。
对比例1
与实施例1的不同之处仅在于，将降粘剂全部替换为活性高分子降粘剂。降粘率由97.9％下降到70％。
对比例2
与实施例2的不同之处仅在于，将降粘剂全部替换为十二烷基磺酸钠。降粘率由96％下降到50％。
对比例3
与实施例3的不同之处仅在于，将降粘剂全部替换为碳酸钠。降粘率由95.7％下降到40％。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (10)

1.一种稠油降粘剂，其特征在于，该稠油降粘剂包括独立存在的：
活性高分子降粘剂，以及
磺酸盐型阴离子表面活性剂和/或碳酸钠；
所述活性高分子降粘剂为改性聚丙烯酰胺聚合物，所述改性聚丙烯酰胺聚合物的骨架上具有两亲性基团、刚性基团和高电荷密度基团中的至少一种。
2.根据权利要求1所述的稠油降粘剂，其中，所述高分子降粘剂包括衍生自丙烯酰胺的结构单元，以及衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元；
所述衍生自丙烯酰胺的结构单元与所述衍生自式Ⅰ所示的功能单体的结构单元的比为0.5-3:1-2。
3.根据权利要求1所述的稠油降粘剂，其中，所述高分子降粘剂由包括以下步骤的方法合成：将AM水溶液与如式Ⅰ所示的功能单体混合；在惰性气体保护下，加入引发剂并进行反应，得到所述高分子降粘剂。
Figure FDA0002621591020000011
4.根据权利要求1所述的稠油降粘剂，其中，所述磺酸盐型阴离子表面活性剂选自十二烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠、α-烯基磺酸钠和亚甲基双奈磺酸钠中的至少一种。
5.一种稠油降粘冷采方法，其特征在于，该稠油降粘冷采方法包括：
向稠油油藏中注入稠油降粘剂水溶液，焖井；所述稠油降粘剂水溶液由权利要求1-4中任意一项所述的稠油降粘剂与水混合得到；
所述稠油降粘冷采方法还包括：注入稠油降粘剂水溶液前向稠油油藏注入氮气和/或注入稠油降粘剂水溶液后向稠油油藏注入氮气。
6.根据权利要求5所述的稠油降粘冷采方法，其中，稠油降粘剂水溶液中稠油降粘剂的质量浓度为0.1～2％；优选地，稠油降粘剂水溶液中稠油降粘剂的质量浓度为0.2～1.5％。
7.根据权利要求6所述的稠油降粘冷采方法，其中，所述稠油降粘剂水溶液选自如下稠油降粘剂水溶液之一：
a、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为磺酸盐型阴离子表面活性剂；
b、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为碳酸钠；
c、活性高分子降粘剂的质量浓度为0.05-0.15％，碳酸钠的质量浓度为0.05-0.15％，余量稠油降粘剂为磺酸盐型阴离子表面活性剂。
8.根据权利要求5所述的稠油降粘冷采方法，其中，注入的方式为不动管柱油套环空或油管直接注入地层。
9.根据权利要求5所述的稠油降粘冷采方法，其中，注入稠油降粘剂水溶液后，还包括：静置2～4h，静置时的油层温度为45～60℃。
10.根据权利要求5所述的稠油降粘冷采方法，其中，焖井的时间为1～3d。
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