一种长效阻垢防蜡复合增效剂及其制备方法与流程

1.本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种长效阻垢防蜡复合增效剂及其制备方法。


背景技术：

2.页岩油气水平井采用水力压裂改造方式开发投产，通过大排量造复杂缝网，大液量以补充地层能量来提高采油效率。压后生产过程中结蜡、结垢可能发生在油井系统的任何位置，油管中结垢结蜡可以造成油管堵塞，在地层内则会引起地层伤害，造成油管堵塞、卡泵频频发生，影响着采油设备的正常运行，降低了生产时效，增加了生产成本。
3.针对油田严重结垢和结蜡而引起上述严重问题，主要通过在油井中定期加入阻垢防蜡剂作为一种抑制或减缓结垢结蜡的发生，阻垢防蜡剂易被井中产出的天然气和产出液带出水面，缩短了药剂的有效保护周期，增大了药剂的加注操作成本，阻垢防蜡效率低，阻垢防蜡不彻底等，并且只能在井筒内作用，需长时间不停加注。因此，在压裂液中加入一种中性、与压裂液助剂配伍的阻垢防蜡增效剂，得到一种长效阻垢防蜡增效压裂液体系，随压裂注入储层改造体积内，利用滞留地层压裂液进行防垢减少地层堵塞，开井恢复生产后，当地层中水进入井筒时，阻垢剂也随之进入生产井筒中，减少地层堵塞、井筒内结蜡，保障长期流动，对地层、井筒、地面整体防垢防蜡，是一个很好的技术路径，但是未见相关报道。


技术实现要素：

4.本发明针对压裂改造后存在生产结垢问题的页岩油气、致密油气等非常规油气藏的储层储层改造，可消除或减缓油气井压裂改造后生产过程中因结垢结蜡造成油管堵塞、卡泵等现象的发生，以及仅能在井筒内作用，需长时间不停加注的问题，本发明提供一种长效阻垢防蜡复合增效剂。
5.一种长效阻垢防蜡复合增效剂，包括以下质量份的组分：烯类单体15
‑
35份，阻垢中间体7
‑
15份，引发剂1
‑
5份，链转移剂3
‑
8份。
6.优选地，包括以下质量份的组分：烯类单体22
‑
27份，阻垢中间体9
‑
12份，引发剂1
‑
4份，链转移剂4
‑
7份。
7.优选地，包括以下质量份的组分：烯类单体25份，阻垢中间体10份，引发剂3份，链转移剂6份。
8.优选地，所述烯类单体为顺丁烯二酸酐、丙稀酸或乙酸乙稀脂中的一种。
9.优选地，所述阻垢中间体为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵。
10.优选地，所述引发剂为过硫酸钠、过硫酸铵中的一种。
11.优选地，所述链转移剂为次磷酸钠。
12.本发明还提供了一种长效阻垢防蜡复合增效剂的制备方法，包括以下步骤：
13.将烯类单体、阻垢中间体以及链转移剂混合且通过磁力搅拌后调节ph至中性，且升温至65
‑
75℃，得到体系1；
14.向体系1中加入引发剂，待颜色变为淡黄色且为粘稠液体时停止反应。
15.优选地，采用强碱调节ph至中性。
16.优选地，体系1的温度为70℃。
17.本发明的有益效果：
18.(1)本发明所公开的长效阻垢防蜡复合增效剂，能够添加于压裂液中，且不影响压裂液本身具有的压裂性能，但是其能够跟随压裂液通过压裂施工注入地层，利用致密储层渗吸置换毛管力进入储层深部，使其长期滞留在地层中，长效发挥阻垢防蜡作用，减少地层堵塞伤害，从而达到提高产量的目的。
19.(2)本发明实现了阻垢和防蜡多种功效，只需要随压裂液进入即可，采用现有压裂液的加注技术即可，无需特殊工艺加注，减少了后期加注成本。
20.(3)本发明原料易得，制备过程简单，制备工艺安全，阻垢防蜡效率高，作用时间长。
具体实施方式
21.针对压裂改造后存在生产结垢问题的页岩油气、致密油气等非常规油气藏的储层储层改造，可消除或减缓油气井压裂改造后生产过程中因结垢结蜡造成油管堵塞、卡泵等现象的发生，以及仅能在井筒内作用，需长时间不停加注的问题，本发明提供一种长效阻垢防蜡复合增效剂。
22.一种长效阻垢防蜡复合增效剂，包括以下质量份的组分：烯类单体15
‑
35份，优选22
‑
27份，最优选25份；阻垢中间体7
‑
15份，优选9
‑
12份，最优选10份；引发剂1
‑
5份，优选1
‑
4份，最优选3份；链转移剂3
‑
8份，优选4
‑
7份，最优选6份。
23.所述烯类单体为顺丁烯二酸酐、丙稀酸或乙酸乙稀脂中的一种，优选乙酸乙稀脂；所述阻垢中间体为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵；所述引发剂为过硫酸钠、过硫酸铵中的一种，优选过硫酸钠；所述链转移剂为次磷酸钠。
24.本发明还提供了一种长效阻垢防蜡复合增效剂的制备方法，包括以下步骤：
25.将烯类单体、阻垢中间体以及链转移剂混合且通过磁力搅拌后调节ph至中性，且升温至65
‑
75℃，得到体系1；
26.向体系1中加入引发剂，待颜色变为淡黄色且为粘稠液体时停止反应。
27.优选地，采用强碱调节ph至中性。
28.优选地，体系1的温度为70℃。
29.实施例1
30.制备长效阻垢防蜡复合增效剂，包括以下步骤：
31.步骤1.将配有冷凝管、温度计、恒压分液漏斗的烧瓶放于恒温磁力搅拌水浴锅中，向烧瓶中加入烯类单体15g、阻垢中间体7g以及链转移剂3g；
32.步骤2.加入去离子水，放入磁力搅拌转子，搅拌混匀，用氢氧化钠溶液将体系ph调至7，升温至65℃。
33.步骤3.当体系升至65℃时保持恒温，开始缓慢滴加引发剂1g，并计时反应10min，得淡黄色粘稠液体即长效阻垢防蜡复合增效剂。
34.本实施例中，烯类单体为顺丁烯二酸酐，阻垢中间体为甲基丙烯酰氧乙基三甲基
氯化铵，引发剂为过硫酸钠，链转移剂为次磷酸钠。
35.实施例2
36.制备长效阻垢防蜡复合增效剂，包括以下步骤：
37.步骤1.将配有冷凝管、温度计、恒压分液漏斗的烧瓶放于恒温磁力搅拌水浴锅中，向烧瓶中加入烯类单体22g、阻垢中间体10g以及链转移剂6g；
38.步骤2.加入去离子水，放入磁力搅拌转子，搅拌混匀，用氢氧化钠溶液将体系ph调至7，升温至70℃。
39.步骤3.当体系升至70℃时保持恒温，开始缓慢滴加引发剂3g，并计时反应15min，得淡黄色粘稠液体即长效阻垢防蜡复合增效剂。
40.本实施例中，烯类单体为丙稀酸，阻垢中间体为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵，引发剂为过硫酸铵，链转移剂为次磷酸钠。
41.实施例3
42.制备长效阻垢防蜡复合增效剂，包括以下步骤：
43.步骤1.将配有冷凝管、温度计、恒压分液漏斗的烧瓶放于恒温磁力搅拌水浴锅中，向烧瓶中加入烯类单体35g、阻垢中间体15g以及链转移剂8g；
44.步骤2.加入去离子水，放入磁力搅拌转子，搅拌混匀，用氢氧化钠溶液将体系ph调至7，升温至75℃。
45.步骤3.当体系升至75℃时保持恒温，开始缓慢滴加引发剂5g，并计时反应20min，得淡黄色粘稠液体即长效阻垢防蜡复合增效剂。
46.本实施例中，烯类单体为乙酸乙稀脂，阻垢中间体为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵，引发剂为过硫酸铵，链转移剂为次磷酸钠。
47.对比例1
48.授权公开号为cn106281275b中实施例1制备得到的油井用缓蚀阻垢剂。
49.对比例2
50.授权公开号为cn104946222b中实施例1制备得到的油井用油基清蜡剂。
51.将实施例1
‑
3和对比例1
‑
2，与压裂液混合用于模拟压裂开采页岩气，其中油井用缓蚀阻垢剂、油井用油基清蜡剂以及长效阻垢防蜡复合增效剂的加入量均为压裂液的0.1wt％，压裂结束后，关井10～15天，测定阻垢防蜡效果，结果见表1。
52.表1
53.[0054][0055]
从表1可以看出，本发明长效阻垢防蜡复合增效剂防蜡率均大于40％，阻垢效率均大于90％，并且阻垢防蜡时间为6个月，时间较长，现有常规阻垢剂压裂液体系和防蜡剂的压裂液体系时间为1个月左右，因此本发明长效阻垢防蜡复合增效剂压裂体系明显优于现有的常规阻垢剂或防蜡压裂液体系。
[0056]
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。