一种多核微球选择性堵水剂及其制备方法与流程

本发明涉及油气田增产
技术领域：
，具体涉及一种多核微球选择性堵水剂及其制备方法。
背景技术：
：在油气田开发过程中，地层原始天然裂缝和溶洞，开发过程中产生的人为诱导裂缝，强采强注引起地层出砂、胶结物大量流失、胶结结构遭到破坏，这些情况均导致地层出现高渗透层，使生油井含水急剧上升，产量迅速下降，水处理工作量加大，油藏采出程度低甚至出现水淹井，生产成本显著提高，经济效益明显下滑。封堵高渗透地层技术一直是一个普遍的需要解决的问题。目前油田常用的封堵剂归纳起来有4种类型。(1)无机盐类：两种以上的无机物溶液与隔离液依次注入地层，无机物在隔离液中扩散，隔离液在地层中推进厚度变薄并最终失消失，这两种液体接触发生反应，生成难溶性或不溶性沉淀物而产生封堵作用。具有代表性的是双液法水玻璃氯化钙堵剂。其缺点是沉淀物颗粒小，易运移，在水中微溶，效果难以持久，有效期短。(2)聚合物凝胶类：高分子聚合物溶液通过交联形成凝胶而产生封堵作用。具有代表性的是tp910、hpam/cr(ⅲ)凝胶，其缺点是对高渗透地层的封堵效果和耐冲刷性均差。(3)颗粒类：产生单纯物理封堵作用(1/3-2/3架桥理论)。代表性堵剂有果壳、青石粉、石灰乳、膨润土、轻度交联的pam。其缺点为容易堵塞低渗透油层，造成油层污染，粒间隙脱水固化后体积收缩，耐水冲刷性差。(4)树脂类：各组分经化学反应形成树脂类物质，呈永久性封堵。该类堵剂代表有酚醛树脂、脲醛树脂及其他氨基树脂等，缺点是选择性差，误堵后难解堵，材料费用高，风险大。技术实现要素：本发明的目的是针对现有聚合物类堵水剂存在的对高渗透地层封堵效果差的缺点，提供一种新型的适应高渗透性地层的多核微球选择性堵水剂。本发明提供的多核微球选择性堵水剂，由如下原料组分制成：l-丙交酯、天冬氨酸、2-乙基-2-唑啉、碳酸二甲酯、催化剂和ph调节剂。各原料组分的质量百分比如下：l-丙交酯30-40％、天冬氨酸15-25％、2-乙基-2-唑啉10-20％、碳酸二甲酯15-45％、催化剂0.03-0.05％、ph调节剂0.2-0.5％。其中，催化剂为戊酸亚锡或辛酸亚锡。ph调节剂为氢氧化镁、氢氧化钠、氢氧化钾中的一种。上述的多核微球选择性堵水剂的制备方法，包括如下步骤：步骤1、向反应容器中通氮气置换出空气，然后向反应容器中加入l-丙交酯、天冬氨酸、2-乙基-2-唑啉、碳酸二甲酯，搅拌均匀；步骤2、将反应液升温至110-130℃，加入催化剂和调节剂，调节反应液ph值至中性，然后升温至140-160℃恒温反应8-10h，冷却；步骤3、将冷却后的产物加工成颗粒或粉末，即为堵水剂。优选的是，所述步骤2具体是：将反应液升温至120℃，加入催化剂和调节剂，调节反应液ph值至中性，然后升温至150℃恒温反应8h，再冷却。优选的是，所述步骤3具体是：将冷却后的产物加工成1-8mm颗粒或20-100目粉末，即为堵水剂。与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：本发明的堵水剂是采用高分子材料配制而成的粘弹性物质，具有“遇水膨胀，遇油收缩”的特点。遇水膨胀指的是微观现象，遇水后分子膨胀粘度增加，遇油分子收缩降解，粘度降低。注入地层后，遇水后能形成胶体，进而起到堵水作用；少量进入油层，会遇油收缩并降解，堵水不堵油，具有选择性。对于水平井出水位置不确定时，实行笼统注入，具有很好的堵水效果。该堵水剂能够封堵大小不同的出水通道，经显微观察，工作液中堵水剂呈球形，且在静态下具有“多核双膜”微观结构。常温下，堵水剂的黏度低，满足工程需要，高温下，微球膨胀，粘度升高，具有较好的封堵能力。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、本发明的选择性堵水剂的微观结构图。图2、堵水前后含水率变化。图3、堵水前后产油、产液量对比图。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，通氮气置换空气，然后将60克l-丙交酯、40克天冬氨酸、30克2-乙基-2-唑啉、70克碳酸二甲酯加入反应瓶中并加热升温至120℃，开动搅拌器，然后加入0.08克戊酸亚锡催化剂及0.5克氢氧化钾，并将反应液体系逐渐升温至150℃恒温反应8h，反应完毕后将得到的产物冷却，冷却后得到固相产物，产物通过粉粹机破碎，得到粒径100-200目的粉末，即为堵水剂。该方法合成的堵水剂适合于90℃以下的油气井堵水施工。实施例2在500毫升反应瓶中，通氮气置换空气，然后将80克l-丙交酯、50克天冬氨酸、40克2-乙基-2-唑啉、30克碳酸二甲酯加入反应瓶中并升温至120℃，开动搅拌器，然后加入0.1克戊酸亚锡催化剂及0.6克氢氧化钾，并将反应液体系逐渐升温至150℃恒温反应8h，反应完毕后将得到的产物冷却，冷却后得到固相产物，产物通过粉粹机破碎，得到粒径100-200目的粉末，即为堵水剂。该方法合成的堵水剂适合于90-150℃的油气井堵水施工。实施例3在500毫升反应瓶中，通氮气置换空气，然后将80克l-丙交酯、50克天冬氨酸、40克2-乙基-2-唑啉、30克碳酸二甲酯加入反应瓶中并升温至130℃，开动搅拌器，然后加入0.1克戊酸亚锡催化剂及0.6克氢氧化钾，并将反应液体系逐渐升温至140℃恒温反应10h，反应完毕后将得到的产物冷却，冷却后得到固相产物，产物通过粉粹机破碎，得到粒径1-8mm的颗粒，即为堵水剂。该方法合成的堵水剂适合于90-150℃的油气井堵水施工。实施例4在500毫升反应瓶中，通氮气置换空气，然后将60克l-丙交酯和40克天冬氨酸加入反应瓶中，开启搅拌并加热升温至110℃，然后加入30克2-乙基-2-唑啉和70克碳酸二甲酯并搅拌10min，再先后加入0.08克戊酸亚锡催化剂及0.5克氢氧化钾，并将反应液体系逐渐升温至160℃恒温反应8h，反应完毕后将得到的产物冷却，冷却后得到固相产物，产物通过粉粹机破碎，得到粒径1-8mm的颗粒，即为堵水剂。该方法合成的堵水剂适合于90℃以下的油气井堵水施工。性能测试：将实施例1制备的堵水剂按照如下配方配置：10％堵水剂+90％水。在90℃时进行实验，堵水剂性能测试结果见表1。同时，在1000～2000倍显微观察，工作液中堵水剂呈球形结构，静态下具有“多核双膜”微观结构，见图1。表1.实施例1的堵水剂性能测试结果将实施例2制备的堵水剂按照如下配方配置：12％堵水剂+88％水。在120℃时进行实验，堵水剂性能测试结果见表2。表2.实施例2的堵水剂性能测试结果项目指标溶解时间，min15粘度(20℃)，mpa·s125抗压强度，mpa30岩心封堵率，％99.6耐冲洗率，％98.7原油中降解率，％97.2应用施工案例：优选xx水平井作为施工对象，进行堵水应用施工。t814-1h井，碳酸岩，地层温度115℃；水平段油藏厚度6.2m，避水高度5m，水平段生产段长80m，轨迹较平缓水平段渗透率呈三段式组合，两端相对高渗；生产段平均渗透率237md，分布多条垂直低渗透层；非均质性强，高渗段平均渗透率400md。初期5×4工作制度，日产液44.5t，日产油31.1t，含水30.2％，液面井口，生产过程中供液充足。工作制度5×5，日产液63.6t，日产油5.3t，含水91.61％，液面井口。2012年8月11日累计产液33949t，产油9853t，产水24096t。该井直导眼测井解释为油水同层，水平段后端钻遇油水同层，水驱曲线显示为不稳定，水侵强度大；水驱效率较低仅为1.52，油水同出。堵水思路：封堵4944.5-4960m出水段，释放前端井段生产潜力；针对t814-1h井跟端高渗出水特征，选用封堵能力强，油水选择性好的冻胶堵水剂对渗透率较高的跟端进行封堵；选择性降低高渗水侵通道的流动能力，迫使底水绕行驱扫未动用的井段；此次施工堵水剂优选实施例2制备的多核微球选择性堵水剂，优先进入高含水、物性好的水侵通道；而且堵水由于剂具有“遇水膨胀，遇油收缩”的选择性，即使进入油水同出通道，也能通过“智能”开关作用，实现“堵水不堵油”的技术目标。堵水剂用量计算公式如下：式中：v-堵剂用量，m3；a-吸液系数；b-椭球径向剖面的垂向深度，m；c-椭球径向剖面的水平半径，m；l-堵水段长度，m；φ-有效孔隙度，％。t814-1h井的各项参数值见表3。代入上述公式中，计算出堵水剂用量。表3.t814-1h井的各项参数值堵水施工后效果分析见图2和图3。应用效果统计：项目实施后平均日增油425％，含水量降低21.2％，有效期240天，累计增油2697t。综上所述，本发明采用高分子材料研制而成一种多核微球选择性堵水剂，该堵水剂具有“遇水膨胀，遇油收缩”的特点，因此注入地层后，遇水后能形成胶体，进而起到堵水作用；少量进入油层，会遇油收缩并降解，堵水不堵油，具有选择性。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