一种绿色全可溶高强度缝内增压剂及其制备方法与流程

本发明涉及油田增产
技术领域：
，具体涉及一种绿色全可溶高强度缝内增压剂及其制备方法。
背景技术：
：我国低渗透油田石油地质储量丰富，其资源量约占全国石油总资源量的30％，在已探明储量中，低渗透油藏的比例约占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。大多数低渗透储层在压裂改造后虽增产幅度较大，但产量仍然不高。近些年，各大油田均在压裂施工中采用段内多裂缝技术或是裂缝转向技术，加大对低渗储层的改造力度，将储层产量最大化。转向压裂技术是根据储层平面和纵向上的非均质性，以及不同区域、层位动用程度存在的差异，采用化学材料使裂缝方位发生偏离、转向，形成新的人工裂缝，打开新的油气渗流通道，更大限度地沟通动用程度低，甚至未动用的储层，以达到增产的目的。目前转向技术已经运用于油田现场各类施工作业，包括钻井、固井、修井、洗井以及增产措施等，从而将储层产量最大化。但是，现有的增压剂普遍存在不足，首先，溶解性差，降解率低，在压裂液中只能部分溶解，存在固体残留；其次，抗压强度低，抗高温稳定性差；直接影响到压裂施工。专利cn103509542a公开了一种可降解弹性暂堵剂，它是由下列重量份的原料制成：可降解聚合物弹性体100份～150份，增塑剂1份～3份，表面活性剂0.5份～2份和润滑剂0.5份～1.5份；所述的可降解聚合物弹性体是由下列重量份的原料制成：乙烯基淀粉2份～5份、丙烯酸丁酯10份～15份、顺丁烯二酸酐1份～3份、引发剂0.05份～0.15份，溶剂6份～12份。该专利中使用了丙烯酸丁酯，丙烯酸丁酯属于低碳酯，耐温性较差，与其他物质共聚后形成的聚合物降解速度快，用它合成的暂堵剂只能用于90度以下，而且暂堵时间较短，不超过4小时。技术实现要素：本发明的目的是针对现有增压剂存在的溶解性差，降解率低，抗压强度低，抗高温稳定性差等不足，提供一种绿色可溶高强度缝内增压剂。本发明提供的绿色全可溶高强度缝内增压剂由原料10-羟基-2-癸烯酸、n-乙烯吡咯烷酮、丙烯酸十六烷基酯、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸在引发剂过硫酸铵引发聚合反应制成。聚合反应的溶剂为蒸馏水。各原料组分的重量份数比例如下：10-羟基-2-癸烯酸30-45份、n-乙烯吡咯烷酮5-10份、丙烯酸十六烷基酯1-2份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸2-3份、过硫酸铵0.1-0.2份。制备上述绿色全可溶高强度缝内增压剂的制备方法，包括如下步骤：s1、将10-羟基-2-癸烯酸、n-乙烯吡咯烷酮、丙烯酸酯和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于蒸馏水中，得到溶液a；s2、将过硫酸铵溶于加入另一份蒸馏水中，得到溶液b；s3、将溶液a加入反应容器中，水浴保温50℃，并搅拌，然后将溶液b慢慢滴加到溶液a中，1h内滴加完毕，滴加完后，继续保温在50℃反应8-10h，最后真空干燥得到黄色粉末，即为绿色全可溶高强度缝内增压剂。优选的是，步骤s1中，将30-45质量份的10-羟基-2-癸烯酸、5-10质量份的n-乙烯吡咯烷酮、1-2质量份的丙烯酸十六烷基酯以及2-3质量份的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于200质量份的蒸馏水中，得到溶液a。优选的是，步骤s2中，称取0.1-0.2质量份的过硫酸铵溶于25质量份的蒸馏水中，得到溶液b。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：(1)根据目前油气田开发的需要，研发出针对油气井压裂用的水溶性高强度增压剂。该增压剂用采用无毒原料加工而成，其中10-羟基-2-癸烯酸为蜂王浆的主要成分，无生物毒性，绿色环保。(2)采用了丙烯酸十六烷基酯，丙烯酸十六烷基酯属于高碳酯，耐温性较好，与其他物质共聚后形成的聚合物降解速度慢，用它制成的材料降解时间较长，可达到60小时以上，可适用于高温长效暂堵。而现有专利中使用了丙烯酸丁酯，丙烯酸丁酯属于低碳酯，耐温性较差，与其他物质共聚后形成的聚合物降解速度快，用它合成的暂堵剂只能用于90度以下，而且暂堵时间较短，不超过4小时。(3)增压剂具有很好的生物降解性，降解液对地层伤害小。增压剂的胶结性能好，形成的滤饼抗压强度高，最高可达80mpa。实验结果表明，水溶性高强度增压剂在不同温度压裂液环境中完全溶解无残留固体，降解率可达100％。压裂液中增压剂加量5-10％时，岩心封堵率可达到95-98％，增压剂降解后岩心渗透率恢复率可达到97-99％。说明研制出的增压剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小。(4)增压剂适用性广，在清水、酸液、碱液中均可溶解，可以用于压裂暂堵，也可用于酸化暂堵。本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。附图说明图1、增压剂浓度4％时驱替压差随时间变化曲线。图2、增压剂浓度8％时驱替压差随时间变化曲线。图3、增压剂浓度10％时驱替压差随时间变化曲线。图4、增压剂浓度15％时驱替压差随时间变化曲线。图5、朝115-斜37井1085.8-1101.4m井段压裂施工曲线图。图6、朝115-斜37井1074.0-1077.4m井段压裂施工曲线图。图7、朝85-139井1085.8-1101.4m井段压裂施工曲线图。图8、朝85-139井1074.0-1077.4m井段压裂施工曲线图。具体实施方式下面结合附图对本发明做进一步的详细说明，以令本领域技术人员参照说明书文字能够据以实施。应当理解，本文所使用的诸如“具有”、“包含”以及“包括”术语并不配出一个或多个其它元件或其组合的存在或添加。实施例1在500毫升反应瓶中加入200克蒸馏水，加入30克10-羟基-2-癸烯酸、8克n-乙烯吡咯烷酮、1.5克丙烯酸十六烷基酯、2克2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(amps)，搅拌溶解，得到溶液a，备用；称取0.25克的过硫酸铵溶于25克蒸馏水中，溶解，得到溶液b，备用；将配好的溶液a加入反应器中，水浴保温50℃，并搅拌；将溶液b慢慢滴加到反应器中，时间控制在1h内滴加完毕；滴完后，继续保温在50℃反应8-10h；将得到的产物进行真空干燥得到黄色粉末，即为一种绿色全可溶高强度缝内增压剂。应用该方法合成的增压剂剂适合于90℃以上的油气井压裂施工。实施例2在500毫升反应瓶中加入200克蒸馏水，加入35克10-羟基-2-癸烯酸、5克n-乙烯吡咯烷酮、2克丙烯酸十六烷基酯、3克2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(amps)，搅拌溶解，得到溶液a，备用；称取0.3克的过硫酸铵溶于25克蒸馏水中，溶解，得到溶液b，备用；将配好的溶液a加入反应器中，水浴保温50℃，并搅拌；将溶液b慢慢滴加到反应器中，时间控制在1h内滴加完毕；滴完后，继续保温在50℃反应8-10h；将得到的产物进行真空干燥得到黄色粉末，即为一种绿色全可溶高强度缝内增压剂。应用该方法合成的增压剂剂适合于90℃以上的油气井压裂施工。实施例3将实施例1制备的粉末增压剂加入滑溜水中，具体配方如下：0.1％减阻剂+0.1％助排剂+0.2％粘土稳定剂+5％粉末增压剂。其中百分含量为质量百分数。在120℃下进行实验，增压剂性能测试结果见表1。表1、实施例1增压剂性能测试结果项目指标降解时间，h22降解率，％100暂堵率，％98抗压强度，mpa72岩心渗透率恢复率，％97溶解后破胶液表面张力，mn/m24.4溶解后破胶液防膨率，％87.9实施例4将实施例2制备的粉末增压剂加入滑溜水中，具体配方如下：0.1％减阻剂+0.1％助排剂+0.2％粘土稳定剂+10％增压剂粉末。在150℃下进行实验，增压剂性能测试结果见表2。表2、实施例2增压剂性能测试结果项目指标降解时间，h36降解率，％100暂堵率，％98.4抗压强度，mpa84岩心渗透率恢复率，％97.3溶解后破胶液表面张力，mn/m23.9溶解后破胶液防膨率，％89.7实施例5使用实验室劈裂并形成酸蚀裂缝的岩心，用岩心夹持器固定，放入导流仪中用携带可溶性缝内增压剂的压裂液进行恒流驱替，流量为5ml/min，实验中记录驱替压差，评价暂堵性能。不同组实验中改变缝内增压剂浓度，研究缝内增压剂浓度变化对其封堵能力的影响。增压剂采用的是实施例1制备的增压剂。(1)缝内增压剂浓度4％时的驱替压差随时间变化曲线见图1。缝内增压剂浓度为4％时驱替压差在0.3-1.5之间波动，最高压差为1.35mpa左右，流体粘度不够，无法形成有效封堵，需要提高缝内增压剂浓度观察效果。(2)缝内增压剂浓度8％时的驱替压差随时间变化曲线见图2。缝内增压剂浓度为8％时，开始时驱替压差为0.5mpa左右，随着注入时间增长，驱替压差逐渐增加，在4.5mpa时流体突破封堵，压差减小到1.7mpa，在80s到120s之间，压力不断累积上升到最高值8mpa然后突破，145s到165s第二次累积到最高值9.5mpa后突破，190s左右达到第三次最高点8.5mpa后突破，驱替压差不断重复累积，突破的过程。(3)缝内增压剂浓度10％时的驱替压差随时间变化曲线见图3。缝内增压剂浓度为10％时，开始时驱替压差为0.5mpa左右，随着注入时间增长，驱替压差逐渐增加，在7mpa时流体第一次突破封堵，压差减小到1.5mpa，在70s到135s之间，压力不断累积上升到最高值12mpa然后突破，145s到180s第三次累积到最高值14.5.5mpa后突破，驱替压差不断重复累积，突破的过程。(4)缝内增压剂浓度15％时的驱替压差随时间变化曲线见图4。缝内增压剂浓度为15％时，开始时驱替压差为0.5mpa左右，随着注入时间增长，驱替压差逐渐增加，在60s左右时压差上升到15mpa，然后流体第一次突破封堵，压差减小到2mpa，在70s到110s之间，压力不断累积上升到最高值14mpa然后突破，110s到180s驱替压差不断上升，直到接近20mpa停泵，可以形成有效暂堵。实施例6以朝115-斜37井作为应用施工对象，将实施例1制备的全可溶高强度缝内增压剂应用到朝115-斜37井中。该井的施工情况见表3。表3、朝115-斜37井施工情况井段抬升压力/mpa射开层厚/m有效层厚/m增压剂加量/kg1085.8-1101.4m3.115.613.81601074.0-1077.4m10.03.42.81601085.8-1101.4m井段压裂施工曲线如图5所示。1074.0-1077.4m井段压裂施工曲线如图6所示。措施前后施工效果对比情况见表4。表4、措施前后施工效果对比情况从施工曲线上看，第二层压裂加入增压剂后压力上升3.1mpa，第三层段压裂加入增压剂后压力上升10mpa。重复压裂前本井产液2.19吨，日产油0.12吨，压后初期日产液3.9吨，日产油2.98吨，增加产液量0.8倍，增加产油量24倍。整体来看，本井压裂增产效果明显，缝内增压暂堵压裂有效。实施例7以朝85-139井作为应用施工对象，将实施例1制备的全可溶高强度缝内增压剂应用到朝85-139井中。该井的施工情况见表5。表5、朝85-139井施工情况井段抬升压力/mpa射开层厚/m有效层厚/m增压剂加量/kg1079.6-1084.0m5.64.44.41801059.0-1067.6m4.17.44.62201079.6-1084.0m井段压裂施工曲线如图7所示。1059.0-1067.6m井段压裂施工曲线如图8所示。措施前后施工效果对比情况见表6。表6、措施前后施工效果对比情况从施工曲线上看，第二层加入增压剂后压力上升5.6mpa；第三层加入增压剂后压力上升4.1mpa。重复压裂前本井日产液1.27吨，日产油0.89吨，压后初期日产液3.53吨，日产油3.05吨，增加产液量1.8倍，增加产油量2.4倍。整体来看，本井压裂增产效果明显，说明缝内增压暂堵压裂有效。综上所述，在低渗透油气藏压裂过程中，为了克服高应力差，改变原有液体的流向以达到产生新裂缝的目的，本发明研发出一种绿色全可溶高强度缝内增压剂，对其在压裂液中进行溶解性能测试，并进行岩心暂堵及恢复实验测试，实验结果表明，该增压剂在不同温度压裂液环境中完全溶解，无残留固体，降解率100％。压裂液中增压剂加量3—10％时，岩心暂堵率可达到95-98％，增压剂降解后岩心渗透率恢复率可达到97-99％。说明研制出的增压剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小。通过抗压实验，抗压强度达到80mpa以上。尽管本发明的实施方案已公开如上，但其并不仅仅限于说明书和实施方式中所列运用。它完全可以被适用于各种适合本发明的领域。对于熟悉本领域的人员而言，可容易地实现另外的修改。因此在不背离权利要求及等同范围所限定的一般概念下，本发明并不限于特定的细节和这里示出与描述的图例。当前第1页12