一种低张力降粘驱油剂及其制备方法和应用与流程

1.本申请涉及一种低张力降粘驱油剂及其制备方法和应用，属于降粘驱油剂领域。


背景技术：

2.据我国现行标准，把比重＞0.934、粘度在100 mpa
▪
s以上的原油定义为稠油（或称重油）。目前世界上常规原油的可采储量预计为1272
×
10
8 m3。稠油、超稠油及沥青的可采储量预计为1510
×
108m3，超过了常规原油。因此，随着常规原油产量的递减，21世纪会以稠油开采为重点，弥补石油能源的不足。中国目前拥有的稠油可采储量大约为80亿bbl（bbl是石油单位,1bbl就是1桶），产量大约为15bbl/d（桶/天）。因此，稠油的开采具有很大的潜力。
3.稠油富含胶质和沥青质，因而黏度高、密度大、流动性差，给其开采和集输带来很大困难。降低稠油黏度，改善稠油流动性，是解决稠油开采、集输和炼制问题的关键技术。
4.常用的稠油降粘驱油方法有物理方法如加热法，掺轻油稀释法；化学方法如油溶性降粘剂降粘，乳化降粘；微生物降粘等。其中乳化降粘因施工简单，费用低而得到广泛应用。针对不同储层稠油特点，需要有针对性地筛选降粘驱油剂，达到既可以对稠油乳化降粘，同时又可以降低油水界面张力的目的。
5.中国专利cn 107365575 a中公开了一种乳化降粘驱油剂及其制备方法和稠油降粘驱油压裂方法。该降粘驱油剂以烷基酚聚氧乙烯醚磷酸酯为主剂，在实际应用中，磷酸酯在复杂的地层环境中容易发生水解反应，导致降粘驱油剂有效成分降低，同时水解产生的有机磷酸根容易污染地下水。中国专利cn 107365574 a公开了一种用于普通稠油油藏的、降粘效果好、与地层水配伍性好、与原油可形成超低界面张力的低张力降粘驱油剂，其中添加了15~25%的非离子型表面活性剂，不利于后期原油破乳脱水；同时还添加了15~25%的阴离子型表面活性剂，虽然能够兼顾耐高温性和高抗盐性，但在地层的运移过程中不可避免地发生“色谱分离”现象，使得降粘驱油剂有效成分降低。


技术实现要素：

6.为了解决上述问题，提供了一种低张力降粘驱油剂，该降粘驱油剂可以乳化降粘稠油，又可以降低油水界面张力，通过少量添加便可以调整油水流度比和原油流动速度，减少渗流阻力，从而将稠油从地层中驱替出来，提高采收率。
7.可选地，按重量百分比计，由以下原料组成：阴非离子表面活性剂25
‑
35 %、两性离子表面活性剂25
‑
35 %、水溶性两亲共聚物0.5
‑
5 %和低碳醇5
‑
20 %，余量为水；所述低碳醇中的碳原子数不超过4；所述水溶性两亲共聚物，结构式如式1所示
式1其中，x为1
‑
500的任意整数，y为1
‑
500的任意整数，z为1
‑
500的任意整数，x、y和z的值可以相同或不同；r1为碳原子数8
‑
22的正构α烯烃，r2为碳原子数1
‑
10的脂肪烃基，r3为碳原子数1
‑
10的脂肪烃基，r4为na

、k

或nh
4
。
8.可选地，所述的水溶性两亲共聚物分子量为8000
‑
10000。
9.所述的水溶性两亲共聚物由自制方法得到，其中自制方法包括以下步骤：（1）将摩尔比为7:2:1的丙烯酰胺、n
‑
叔丁基丙烯酰胺磺酸盐、2
‑
烯基丙烯酸缩水甘油酯加入到反应容器中，再向其中加入n
‑
甲基吡咯烷酮作溶剂充分搅拌均匀，得到单体质量分数为15
‑
30%的溶液；（2）向该溶液通氮气后，加入占步骤（1）中总反应体系质量分数的1%的偶氮二异庚腈作为引发剂，升温至75
‑
90℃继续搅拌聚合反应10
‑
16小时；（3）待聚合体系冷至室温，向所得溶液加入无水乙醇，使沉淀完全析出；过滤收集沉淀，重新溶于水中，采用截留分子量为8000
‑
10000的透析袋以三级纯水每天透析一次，共透析7次，浓缩，冷冻干燥即得。
10.可选地，所述阴非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，结构式如式2所示式2r5为碳原子数8
‑
22的脂肪烃基，m为0
‑
35的任意整数，n为0
‑
30的任意整数。
11.可选地，r5为碳原子数10
‑
16的脂肪烃基，m为1
‑
13的任意整数，n为1
‑
16的任意整数。
12.可选地，所述两性表面活性剂选自椰油酰胺丙基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、十二烷基二甲基甜菜碱、十二十四烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱、月桂酰胺丙基甜菜碱、月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱、十六十八烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱、辛癸酰胺丙基甜菜碱中的至少一种。
13.可选地，所述低碳醇选自乙醇、异丙醇、乙二醇和丁醇中的任意一种或多种。
14.根据本申请的又一个方面，提供了一种上述低张力降粘驱油剂的制备方法，包括以下步骤：将水溶性两亲共聚物、水、阴非离子表面活性剂、两性表面活性剂、低碳醇依次加入反应釜中，混合均匀即得。
15.可选地，反应温度为35
‑
45 ℃。
16.根据本申请的再一个方面，提供了上述低张力降粘驱油剂的应用，将低张力降粘驱油剂配制成浓度为0.2
‑
0.5 wt%溶液，油水比的范围为（2:8）
‑
（8:2）时，油水界面张力≤5
×
10
‑2mn/m，降粘率≥90%，自然沉降脱水率≥80%。
17.可选地，经模拟地层砂吸附后，降粘率≥80%，洗油率≥40%。
18.本申请中的“室温”是指25℃。
19.本申请的有益效果包括但不限于：1．根据本申请的低张力降粘驱油剂，各组分之间能够形成良好的协同作用，既能够降低稠油粘度，同时又能够降低油水界面张力，能够很好地调整油水流度比，改善原油流动速度，提高采收率。
20.2．根据本申请的低张力降粘驱油剂，通过限定表面活性剂与自制的水溶性两亲共聚物的比例，二者配合使用，使降粘驱油剂不易发生水解，能够在高温高盐环境下使用，保证其有效成分的稳定性。
21.3．根据本申请的低张力降粘驱油剂，其中引入n
‑
叔丁基丙烯酰胺磺酸盐，其能最终吸附在溶液表面形成电离层，从而增加了降粘驱油剂的稳定性，也提高了降粘驱油剂的抗水界性和热稳定性；还引入了特定碳原子数的烯基丙烯酸缩水甘油酯，得到了长支链的共聚物，烯基丙烯酸缩水甘油酯具有多个反应性基团，并利于稠油乳化，并且还具有疏水缔合效应，通过限定水溶性两亲共聚物分子量为8000
‑
10000，使降粘驱油剂本身具有足够的粘度，易于储存和使用，也能增强降粘驱油剂整体的驱油性能。
22.4．根据本申请的低张力降粘驱油剂的制备方法，通过限定各原料组分的加入顺序，使得制备的降粘驱油剂各组分稳定，并且各组分均匀分散，最终制备的降粘驱油剂不易分解，不会出现“色谱分离”的现象，进而能够提高稠油的采收率。
具体实施方式
23.下面结合实施例详述本申请，但本申请并不局限于这些实施例。
24.如无特别说明，本申请的实施例中的原料和催化剂均通过商业途径购买。
25.实施例1降粘驱油剂1#的制备降粘驱油剂1#中按重量百分比计，由以下原料组成：1%水溶性两亲共聚物、29%水、30%的直链c14脂肪醇聚氧乙烯醚
‑
9羧酸钠、30%十六十八烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱和10%异丙醇；制备水溶性两亲共聚物的方法包括以下步骤：（1）将丙烯酰胺4.976g、n
‑
叔丁基丙烯酰胺磺酸钠4.620g、2
‑
十二烯基丙烯酸缩水甘油酯1.280g加入到反应容器中，再向其中加入40gn
‑
甲基吡咯烷酮作溶剂充分搅拌均匀，得到单体质量分数为21.75%的溶液；（2）向该溶液通氮气后，加入偶氮二异庚腈0.108g，升温至80℃继续搅拌聚合反应13小时；（3）待聚合体系冷至室温，向所得溶液加入200g无水乙醇，使沉淀完全析出；过滤收集沉淀，重新溶于水中，采用截留分子量为8000
‑
10000的透析袋以三级纯水每天透析一次，共透析7次，浓缩，冷冻干燥即得。
26.其中，水溶性两亲共聚物的x为200，y为200，z为300；r1为碳原子数12的正构α烯烃，r2为碳原子数4的脂肪烃基，r3为碳原子数4的脂肪烃基，r4为na

。
27.降粘驱油剂1#的制备方法包括以下步骤：将1g水溶性两亲共聚物、29g水、30g直链
c14脂肪醇聚氧乙烯醚
‑
9羧酸钠、30g十六十八烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱、10g异丙醇依次加入反应釜中，在40℃下混合均匀即得降粘驱油剂1#。
28.实施例2降粘驱油剂2#
‑
5#的制备采用降粘驱油剂1#的制备方法制备降粘驱油剂2#
‑
5#，其水溶性两亲共聚物均与降粘驱油剂1#中的相同，其他组分不同之处见表1所示。
29.表1对比例1对比降粘驱油剂1#
‑
6#的制备对比降粘驱油剂1#
‑
6#的制备与降粘驱油剂1#的制备不同之处如表2所示，其中对比降粘驱油剂1#
‑
2#的制备方法与降粘驱油剂1#的相同，水溶性两亲聚合物结构也相同，降粘驱油剂的具体组成不同。
30.对比降粘驱油剂3#
‑
4#的制备方法与降粘驱油剂1#相同，其水溶性两亲共聚物结构均与降粘驱油剂1#中的不同，各组分百分比相同。
31.对比降粘驱油剂5#的制备方法与降粘驱油剂1#的相同，水溶性两亲聚合物结构也相同，降粘驱油剂的具体组成相同，只是水溶性两亲聚合物的分子量不同；对比降粘驱油剂6#的制备方法与降粘驱油剂1#的不同，其他均相同。
32.表2
实施例3降粘驱油剂1#
‑
5#和对比降粘驱油剂1#
‑
6#的界面张力与洗油测试取降粘驱油剂1#
‑
5#和对比降粘驱油剂1#
‑
6#，分别与孤岛东三联注污水（总矿化度25461mg/l，钙镁离子含量1229mg/l）配置成0.3wt%的降粘驱油剂溶液，使用tx
‑
500c型界面张力仪测定油水界面张力，测试油样为孤岛18
‑
28井稠油，测试温度为70℃。测试结果如表3所示。
33.表3结果表明，降粘驱油剂1#
‑
5#在0.3wt%浓度下均可使油水界面张力降低至10
‑3这
个级别，并且洗油率均大于40%，说明采用本申请所限定的原料和方法所制备的降粘驱油剂能明显降低油水表面张力，洗油率高。
34.对比降粘驱油剂1#中的水溶性两亲共聚物比例较低，表面活性剂的比例较高，对比降粘驱油剂2#中的水溶性两亲共聚物比例较高，表面活性剂的比例较低，二者均不能使降粘驱油剂整体保持适宜的粘度，且结果不在本申请限定的降低界面张力的窗口内，最终结果对比降粘驱油剂1#
‑
2#的降低表面张力的效果均不明显，洗油率一般。
35.对比降粘驱油剂3#中的水溶性两亲共聚物中，r1为碳原子数30的正构α烯烃，超出本申请的限定范围；对比降粘驱油剂4#中的水溶性两亲共聚物制备中，使用的为0.01mol甲基丙烯酸缩水甘油酯；最终结果对比降粘驱油剂3#
‑
4#的降低表面张力的效果差，特别是对比降粘驱油剂4#的表面张力只能达到10
‑1这个级别，两者洗油率均较差。
36.对比降粘驱油剂5#中其水溶性两亲共聚物的分子量为20000
‑
22000，超出了本申请的限定范围，对比降粘驱油剂6#制备方法中，各原料的加入顺序与本申请限定的方法不同，影响了降粘驱油剂的整体稳定性，最终二者降低表面张力的效果均不明显，洗油率一般。
37.实施例4降粘驱油剂降粘能力的测试1.降粘驱油剂浓度变化对降粘结果的影响使用降粘驱油剂1#与孤岛东三联注污水配制0.2wt%、0.3wt%、0.4wt%、0.5wt%的降粘驱油剂溶液，用haakemars40型流变仪测定油水混合物的粘度。测试温度为70℃，孤东18
‑
28井稠油（70℃下原油粘度为2194mpa
▪
s）。测试结果如表4所示。
38.表4结果表明，本申请降粘驱油剂1#在0.2wt%
‑
0.5wt%浓度范围内均可使稠油降粘率达到90%以上。
39.2.不同油水比对降粘结果的影响使用降粘驱油剂1#与孤岛东三联注污水配制0.3wt%的降粘驱油剂溶液，在油水比2:8、3:7、5:5、7:3、8:2的条件下，使用haakemars40型流变仪测定油水混合物的粘度。测试结果如表5所示。
40.表5
结果表明，本申请降粘驱油剂1#在不同油水比条件下，均可以达到90%以上的降粘率。
41.实施例5自然沉降脱水率测试取降粘驱油剂1#
‑
5#和对比降粘驱油剂1#
‑
6#，分别与孤岛东三联注污水配制0.3wt%的溶液，取样品溶液3ml放入15ml具塞量筒中，加入实验油样7ml，旋紧后置于70℃恒温水浴中，在油藏温度下恒温1h，读取两通下部水相体积（精确至0.1ml）。1min内上下摇晃量筒30下，使油水充分混合，再次置于恒温水浴中，在油藏温度下恒温1h，读取两通下部水相体积（精确至0.1ml）。结果如表6所示。
42.表6结果表明，降粘驱油剂1#
‑
5#的自然沉降脱水率良好，均大于80%，对比降粘驱油剂1#
‑
6#的自然沉降脱水率较差。
43.实施例6降粘驱油剂吸附后降粘性能测定
取降粘驱油剂1#，与孤岛东三联注污水配制0.3wt%的降粘驱油剂溶液，取30g溶液与10g模拟地层砂混合，放入恒温水浴振荡器中振荡24h，温度为70℃，振荡频率为170rpm。吸附完成后取出用大中td4c型低速离心机离心，取上层清液使用。
44.在油水比为7:3、测试温度为70℃的条件下，测试吸附后降粘数值为45.60mpa
▪
s，降粘率为97.92%，洗油率为50.2%，表明降粘驱油剂1#具有较强的耐地层吸附的性能，进入地层后能够发挥更持久的驱油效果。模拟低层砂的具体组成成分见表7。
45.表7实施例7驱油采收率测试将降粘驱油剂1#
‑
5#和对比降粘驱油剂1#
‑
6#分别与水配制成浓度为0.5wt%的降粘驱油剂溶液，在80℃下使用人工均质岩心模拟原油驱油实验。先使用市售驱油剂进行驱替，使出液含水量达到95%后，测得原油采收率。在同样的条件下，分别使用含降粘驱油剂的溶液进行驱替，在出液含水量达到95%后，测得原油采收率，结果如表8所示。
46.表8结果表明，降粘驱油剂1#
‑
5#与市售驱油剂相比能明显提高稠油的采收率，均能达到60%以上，对比降粘驱油剂1#
‑
6#对稠油采收率的提高不明显。
47.以上所述，仅为本申请的实施例而已，本申请的保护范围并不受这些具体实施例的限制，而是由本申请的权利要求书来确定。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种
更改和变化。凡在本申请的技术思想和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。