本发明涉及一种稀油井选择性堵水剂及其制备方法与应用，油田化学
技术领域：
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背景技术：
：软污油泥是指采油厂联合站的油罐、沉降罐、污水罐产生的高含油污油泥，软污油泥已经成为油田开发过程中产生的主要污染物之一。近年来，由于我国环保法规的逐步完善和集团公司打造绿色发展的要求，污油泥治理问题日益引起人们的关注。辽河油田每年产生大量软污油泥，由于其成分复杂，造成软污油泥中原油分离困难，现有技术处理成本高，无害化处理困难，造成原油得不到充分回收，其他组分得不到循环利用。同时油田炼油厂污油站落地原油、污水沉降罐上部的浮油、污水处理站回收水池内的污油、脱水器油水界面中间过渡层等会产生大量老化油，老化油的成分复杂，其相对密度、粘度、沥青胶质含量高，另外老化油中除了含大量的胶质沥青质外，还含有较高的钙、钠、镁等金属，这些成分使得老化油高含水、脱水困难。因此，迫切需要开发一种高效廉价的处理技术，实现软污油泥和老化油资源的再利用。技术实现要素：为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种稀油井选择性堵水剂。本发明的目的还在于提供上述稀油井选择性堵水剂的制备方法。本发明的目的又在于提供上述稀油井选择性堵水剂在稀油油藏油井堵水中的应用。为达到上述目的，一方面，本发明提供一种选择性堵水剂，以该选择性堵水剂的总重量为100％计，其由以下用量的原料制备得到：根据本发明具体的实施方案，在所述的选择性堵水剂中，优选地，以所述软污油泥的总重量为100％计，其油溶物重量含量为8-12％，水含量为68-75％，余量为杂质颗粒。根据本发明具体的实施方案，在所述的选择性堵水剂中，优选地，以所述老化油的总重量为100％计，其胶质含量为22.6-26.5％，沥青质含量为0.87-1.15％，金属含量为1.6-3.9％，且该老化油的相对密度为0.98-1.2，粘度为205-328mPa·s。其中，老化油中的金属包含钙、钠、镁等。根据本发明具体的实施方案，在所述的选择性堵水剂中，优选地，根据该选择性堵水剂所适用的油藏物性确定所述二氧化硅、高岭土及云母粉的粒径，其中，该二氧化硅、高岭土及云母粉的粒径为所述油藏孔喉直径的1/4-1/3。此外，在本发明具体实施方式中，同时还需要根据现场施工压力情况，确定二氧化硅、高岭土及云母粉的粒径大小，其包括以下步骤：当施工现场开始注入时，选取粒径相对较小的颗粒，但是该颗粒粒径也在所述油藏孔喉直径的1/4-1/3范围内，当注入量达到设计量的1/5-1/3时，若此时压力仍然变化不大，需要换取粒径相对较大的颗粒(该颗粒粒径也在所述油藏孔喉直径的1/4-1/3范围内)来提高堵水剂的封堵性能，使施工压力达到设计要求。根据本发明具体的实施方案，在所述的选择性堵水剂中，酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ为本领域使用的常规物质，在本发明具体实施例中，该酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ为沈阳永信精细化工有限公司生产的。本发明所提供的选择性堵水剂是一个非常复杂的整体，其中，各个组分之间存在着复杂的相互作用，一个或几个组分的变化，或在所组成的组分不变的情况下仅仅改变一个组分的含量就会发生根本的变化。本发明的选择性堵水剂所采用的软污油泥是指采油厂联合站的油罐、沉降罐、污水罐产生的高含油污油泥，以该软污油泥的总重量为100％计，其组分中油溶物重量含量为8-12％，软污油泥中的颗粒可以起到封堵作用，同时污油泥中含有一定量的原油，其进入低含水层后堵水剂不会变稠，进入高含水层能够与乳化剂发生乳化反应，形成油包水型乳状液堵水剂，从而起到选择性封堵和乳化增稠双重作用。本发明的选择性堵水剂所采用的老化油成分复杂，其相对密度、粘度、沥青胶质含量高，其中，相对密度为0.98-1.2，粘度为205-328mPa·s；以所述老化油的总重量为100％计，胶质含量为22.6-26.5％，沥青质含量为0.87-1.15％，另外老化油中除了含大量的胶质沥青质外，还含有较高的钙、钠、镁等金属，含量占到1.6-3.9％，可以提高堵水剂的乳化能力和增稠能力，也可以提高堵水剂的封堵强度。本发明的选择性堵水剂所采用的酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ(如：生产厂家为沈阳永信精细化工有限公司)作为膨胀剂，其具有良好的膨胀性能，水化后直径膨胀6-15倍，因此膨胀后难以进入正常地层孔隙中，只能进入到大孔道、水窜通道中，形成大颗粒，达到封堵大孔道、水窜通道的目的。本发明的选择性堵水剂所采用的α-烯烃磺酸钠、十二烷基硫酸钠作为阴离子表面活性剂，硬脂酸甘油酯作为非离子表面活性剂，通过两种类型表面活性剂的协同作用，使其具有良好的乳化性能、起泡能力、增稠能力。本发明的选择性堵水剂所采用的硬脂酸钠、焦磷酸钠作为乳化剂，能够增强乳化和增稠性能。本发明的选择性堵水剂所采用的二氧化硅作为助乳剂，起到助乳化作用。本发明的选择性堵水剂所采用的高岭土具有良好的粘性、触变性、悬浮性和分散性能，可以提高堵水剂的可泵入性、均匀性和封堵性。本发明的选择性堵水剂所采用的云母粉具有粘土矿物的特性，其分散悬浮性好，有粘性，具有良好的弹性、韧性，耐高温，附着力强，可以提高堵水剂的可泵入性、均匀性、封堵性，热稳定性，同时还可以延长堵水剂性能的有效期。本发明的选择性堵水剂组分中二氧化硅、高岭土、云母粉的粒径根据油藏物性决定，其粒径一般为油藏孔喉直径的1/4-1/3，同时需要考虑现场施工压力情况选取相应的粒径大小，最后该堵水剂各组分作用不同，期间发生化学反应和协同作用，制得选择性堵水剂。另一方面，本发明还提供了上述选择性堵水剂的制备方法，其包括以下步骤：(1)、将水、软污油泥、老化油和酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ依次加入到反应釜中，搅拌均匀，得到溶液A；(2)向步骤(1)得到的溶液A中依次加入α-烯烃磺酸钠、十二烷基硫酸钠、硬脂酸钠、硬脂酸甘油酯和焦磷酸钠，搅拌均匀，得到溶液B；(3)将步骤(2)得到的溶液B进行升温，得到升温后的溶液B；再向该升温后的溶液B中依次加入二氧化硅、高岭土和云母粉，搅拌均匀后降温，得到所述选择性堵水剂。根据本发明具体实施方案，在所述的制备方法中，优选地，步骤(1)中所述搅拌为在常温下，搅拌10～20分钟。根据本发明具体实施方案，在所述的制备方法中，优选地，步骤(2)中所述搅拌为在常温下，搅拌10～15分钟。根据本发明具体实施方案，在所述的制备方法中，优选地，步骤(3)中所述升温为将体系温度升至50～60℃。根据本发明具体实施方案，在所述的制备方法中，优选地，步骤(3)中所述搅拌为在50～60℃搅拌10～15分钟。根据本发明具体实施方案，在所述的制备方法中，优选地，步骤(3)中所述降温为将体系温度降至常温。根据本发明具体实施方案，在所述的制备方法中，优选地，所述搅拌的转速为200～300转/分。又一方面，本发明还提供了上述选择性堵水剂在稀油油藏油井堵水中的应用。根据本发明具体实施方案，在所述的应用中，以大排量连续快速将选择性堵水剂挤入稀油油藏油井中，其中该选择性封堵剂的排量为0.2～0.6m3/min。根据本发明具体实施方案，在所述的应用中，所述注入压力控制在30MPa以内。再一方面，本发明还提供了一种油井堵水方法，其是采用所述的选择性堵水剂实现的，其挤注药剂阶段按多段塞反挤地层注入，具体包括以下步骤：先正注污水至起压，再从套管注入设计量的软污油泥段塞；再注入设计量的选择性堵水剂A封堵段塞，其排量为0.2～0.5m3/min，泵压不超过25MPa；再注入设计量的选择性堵水剂B强化段塞，其排量为0.2～0.6m3/min，泵压不超过30MPa；再注入设计量的软污油泥段塞，其排量为0.2～0.6m3/min，泵压不超过30MPa；最后注入设计量的热污水；其中，制备所述选择性堵水剂B的除水之外的一种或几种原料的重量百分含量高于制备所述选择性堵水剂A的对应原料的重量百分含量。根据本发明具体实施方案，在所述的油井堵水方法中，注入设计量的选择性堵水剂B强化段塞的目的是提高调堵性能，其中，制备所述选择性堵水剂B的除水之外的一种或几种原料的重量百分含量高于制备所述选择性堵水剂A的对应原料的重量百分含量，但是制备所述选择性堵水剂A、选择性堵水剂B的原料的重量百分含量均在本申请权利要求限定的范围内。根据本发明具体实施方案，在所述的油井堵水方法中，所述污水或热污水均为本领域使用的常规污水，本发明对其不做具体要求，本领域技术人员可以根据现场实际作业需要选择合适温度、矿化度的污水或热污水，只要保证可以实现本发明目的即可。根据本发明具体实施方案，在所述的油井堵水方法中，所用各组分的设计量为本领域技术人员可以根据现场作业需要计算得到的。根据本发明具体实施方案，在所述的油井堵水方法中，优选地，以所述软污油泥的总重量为100％计，其油溶物重量含量为8-12％，水含量为68-75％，余量为杂质颗粒。根据本发明具体的实施方案，油井堵水施工时，选择性堵水剂用量的确定一般采用体积法，根据油层厚度、孔隙度等因素设计堵水剂用量：该选择性堵水剂用量根据下述经验公式计算得到：Q＝πR2HΦ；式中：R—堵水半径，m；H—目标层厚度，m；Φ—目标层平均有效孔隙度，％；本发明提供的堵水施工条件和要求如下：要求措施井套管无破损、无漏失，能够进行正常冲砂洗井作业，现场施工需要设备搅拌罐2个、2台泵车、水罐车若干台，药剂注入过程中，采用大排量(0.2～0.6m3/min)连续快速挤入，有利于封堵剂进入压力高的出水层，不能停泵。如注入过程中发生堵塞，则立即反洗出管内药剂。施工压力的选择原则：一方面，最高不超过地层破裂压力的80％，同时必须考虑各种施工设备的安全因素，确保在此压力下的施工安全；另一方面，为保证能将封堵剂顺利挤入地层，并能满足设计的施工排量要求，注入压力又不能太低，现场注入压力控制在30MPa以内。本发明还提供了上述选择性堵水剂进行油井堵水的施工方法，其包括以下具体步骤：施工准备阶段：停止生产，起出原生产管柱，按设计要求下堵水管柱，试注合格后安装压井井口。检查井口各闸门能够灵活开关，如有损坏、开关涩滞、关闭不严，更换好闸门。井口用钢丝绳绷紧固定。在现场合理摆放各种施工车辆，按正挤和反挤管线连接好泵车与井口，正挤、反挤管线与泵车出水口应用铁链固定。施工管线各连接处由井口至水泥车出水口处顺序用大锤砸紧。泵车试压30MPa×15min，不刺不漏为合格；如有刺漏，在泄压后，进行整改并重新试压，试压合格后方可施工。挤注药剂阶段：开井口注药闸门，观察注入压力及排量，并记录。按多段塞反挤地层：软污油泥溶液段塞+选择性堵水剂溶液封堵段塞+选择性堵水剂溶液强化段塞+软污油泥溶液段塞+热污水顶替。先正注污水至起压，再从套管注入方案设计要求用量的软污油泥段塞，处理近井地带，避免后续选择性堵水剂段塞与地层水直接接触乳化，造成后续注入困难。再注方案设计要求用量的选择性堵水剂A封堵段塞(药剂浓度相对较低)，其排量为0.2～0.5m3/min，泵压不得超过25MPa。再注方案设计要求用量的选择性堵水剂B强化段塞(药剂浓度相对较高，目的是提高调堵性能)，其排量为0.2～0.6m3/min，泵压不得超过30MPa。注入设计要求用量的软污油泥段塞，其排量为0.2～0.6m3/min，泵压不得超过30MPa。最后注方案设计要求用量的热污水。其中，制备所述选择性堵水剂B的除水之外的一种或几种原料的重量百分含量高于制备所述选择性堵水剂A的对应原料的重量百分含量。注药时要严格按照设计施工，药剂要求全部注入井内，施工过程要注意泵车压力的变化，并做好施工记录。注完药后，停泵、关好井口注药闸门后，泵工进行泄压。在确认施工管线内压力全泄掉后，方可进行管线拆卸工作。洗井和投产阶段：施工结束后12h内上作业，上提管柱至设计位置。关井4～6天后，下泵投产。本发明所提供的选择性堵水剂采用软污油泥和老化油等原料制备得到，所用原料易得、价格低廉，制备方法简单、环保；且因为该选择性堵水剂的主剂软污油泥、老化油来源于油藏，所以本发明所提供的选择性堵水剂与地层配伍性好，封堵强度大，能够实现深部堵水，选择性堵水能力强，对油层无伤害，不污染地层，完全适合稀油油藏油井堵水技术使用；并且利用软污油泥和老化油制备选择性堵水剂可以实现污油泥和老化油资源的再利用。具体实施方式为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。实施例1本实施例提供了一种选择性堵水剂，以该选择性堵水剂的总重量为100％计，其包含：本实施例所提供的该选择性堵水剂是按照以下步骤制备的：(1)将水、软污油泥、老化油和酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ依次加入到反应釜中，在常温下，搅拌18分钟；(2)向上述反应釜溶液中依次加入α-烯烃磺酸钠、十二烷基硫酸钠、硬脂酸钠、硬脂酸甘油酯和焦磷酸钠，在常温下，搅拌15分钟；(3)将上述反应釜温度升至60℃时，向上述反应釜溶液中依次加入二氧化硅、高岭土和云母粉，搅拌12分钟，待温度降至常温，得到所述选择性堵水剂。在上述制备过程中，所述搅拌速度控制在250转/分。对本实施例制备得到的选择性堵水剂进行性能评价实验，其包括以下步骤：1、堵水剂初凝时间实验取本实施例1中的堵水剂溶液，分别放置于6个广口瓶中，密封后放入设置为实验温度(85℃)的恒温电热干燥箱中，成胶后测其堵水剂初凝时间(初凝时间的测定方法为本领域常规技术手段)。初凝时间结果见表1所示。表1堵水剂初凝时间实验结果(85℃)堵水剂样品1#样品2#样品3#样品4#样品5#样品6#初凝时间，h282727252322从表1中可以看出，本实施例1配制成的堵水剂溶液初凝时间为22-28h，表明本发明所提供的选择性堵水剂具有初凝时间长的特点，可以实现地层深部调堵的需求。2、选择性堵水实验和封堵能力实验实验采用平行并联填砂管模型，填砂管分别填充不同直径(20～80μm)的天然石英砂，模拟油藏地层条件，注入实施例1中的堵水剂，考察堵水剂优先进入高渗透岩心的问题和选择性封堵能力，实验结果见表2所示。表2选择性进入性能和封堵能力从表2可知，实施例1中的堵水剂绝大部分进入到高渗透岩心中，表明实施例1中的堵水剂选择性能好，并且实施例1中的堵水剂对高渗透岩心的封堵率都在83％以上，突破压力在8MPa以上，这表明实施例1中的堵水剂具有较好的封堵能力，能够满足稀油油藏的封堵要求。实施例2本实施例提供了一种选择性堵水剂，以该选择性堵水剂的总重量为100％计，其包含：本实施例所提供的该选择性堵水剂是按照以下步骤制备的：(1)将水、软污油泥、老化油和酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ依次加入到反应釜中，在常温下，搅拌15分钟；(2)向上述反应釜溶液中依次加入α-烯烃磺酸钠、十二烷基硫酸钠、硬脂酸钠、硬脂酸甘油酯和焦磷酸钠，在常温下，搅拌10分钟；(3)将上述反应釜温度升至55℃时，向上述反应釜溶液中依次加入二氧化硅、高岭土和云母粉，搅拌10分钟，待温度降至常温，得到所述选择性堵水剂。在上述制备过程中，所述搅拌速度控制在200转/分。对本实施例制备得到的选择性堵水剂进行性能评价实验，其包括以下步骤：1、堵水剂初凝时间实验取本实施例2中的堵水剂溶液，分别放置于6个广口瓶中，密封后放入设置为实验温度(85℃)的恒温电热干燥箱中，成胶后测其堵水剂初凝时间(初凝时间的测定方法为本领域常规技术手段)。初凝时间结果见表3所示。表3堵水剂初凝时间实验结果(85℃)堵水剂样品1#样品2#样品3#样品4#样品5#样品6#初凝时间，h262425232121从上述表3中可以看出，本实施例2配制成的堵水剂溶液初凝时间为21-26h，具有初凝时间长的特点，可以实现地层深部调堵的需求。2、选择性堵水实验和封堵能力实验实验采用平行并联填砂管模型，填砂管分别填不同直径(20～80μm)的天然石英砂，模拟油藏地层条件，注入实施例2中的堵水剂，考察堵水剂优先进入高渗透岩心的问题和选择性封堵能力，实验结果见表4所示。表4选择性进入性能和封堵能力从表4可知，实施例2中的堵水剂绝大部分进入到高渗透岩心中，表明实施例2中的堵水剂选择性能好，并且实施例2中的堵水剂对高渗透岩心的封堵率都在83％以上，突破压力在8MPa以上，表明实施例2中的堵水剂具有较好的封堵能力，能够满足稀油油藏的封堵要求。对比例3本对比例提供了一种堵水剂，与实施例1进行对比，改变其主要组分含量，以该堵水剂的总重量为100％计，其包含：本对比例所提供的该堵水剂是按照以下步骤制备的：(1)将水、软污油泥、老化油和酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ依次加入到反应釜中，在常温下，搅拌18分钟；(2)向上述反应釜溶液中依次加入α-烯烃磺酸钠、十二烷基硫酸钠、硬脂酸钠、硬脂酸甘油酯和焦磷酸钠，在常温下，搅拌15分钟；(3)将上述反应釜温度升至60℃时，向上述反应釜溶液中依次加入二氧化硅、高岭土和云母粉，搅拌12分钟，待温度降至常温，得到所述堵水剂。在上述制备过程中，所述搅拌速度控制在250转/分。对本对比例制备得到的选择性堵水剂进行性能评价实验，其包括以下步骤：1、堵水剂初凝时间实验取本对比例3中的堵水剂溶液，分别放置于6个广口瓶中，密封后放入设置为实验温度(85℃)的恒温电热干燥箱中，成胶后测其堵水剂初凝时间(初凝时间的测定方法为本领域常规技术手段)。初凝时间结果见表5所示。表5堵水剂初凝时间实验结果(85℃)堵水剂样品1#样品2#样品3#样品4#样品5#样品6#初凝时间，h12981076从上述表5可以看出，本对比例3配制成的堵水剂溶液初凝时间为6-12h，其初凝时间较短，不能满足地层深部调堵的需求。2、选择性堵水实验和封堵能力实验实验采用平行并联填砂管模型，填砂管分别填不同直径(20～80μm)的天然石英砂，模拟油藏地层条件，注入对比例3中的堵水剂，考察堵水剂优先进入高渗透岩心的问题和选择性封堵能力，实验结果见表6所示。表6选择性进入性能和封堵能力从表6中可知，对比例3中的堵水剂进入到高渗透岩心占60％左右，中低高渗透岩心占30％以上，表明对比例3中的堵水剂选择性能不强，并且对比例3中的堵水剂对高渗透岩心的封堵率在51-56％左右，突破压力在3.9-4.8MPa左右，表明对比例3中的堵水剂封堵能力不强，不能满足稀油油藏的封堵要求。应用例4将本发明实施例1制得的选择性堵水剂在辽河油田稀油油藏现场应用6井次，堵水前，措施井平均注水压力为8.3MPa；吸水剖面资料显示吸水较好层吸水量达到76.7％，堵水后平均注水压力升至10.5MPa，增加2.2MPa；吸水较好层吸汽量为56.2％，降低20.5％。措施井平均注水压力明显上升，纵向吸水矛盾改善明显，吸水较差层和不吸水层动用程度提高。示踪剂监测资料显示注入水推进速度差异较大，井间注入水推进速度最快达到9.2m/d，最慢只有1.4m/d。堵水后井间注入水推进速度最快为6.1m/d，最慢为3.6m/d。措施井水窜通道单向突进得到有效封堵，井组受效更加均匀。该技术在现场应用后，平均单井综合含水下降6.25％，累计增油1525吨。增油、降水效果显著。现场应用表明，该堵水剂可以有效改善稀油油藏吸水不均、动用不均、水窜、高含水等生产矛盾，提高了稀油油藏的开发效果，同时解决了软污油泥、老化油处理难题，实现了资源的循环利用。当前第1页1 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