一种新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料及其制备方法与流程

1.本发明涉及石油开采技术领域，具体的，涉及一种新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料及其制备方法。


背景技术：

2.随着我国各大油田注水开采的持续进行，油井含水逐年增加，传统的冻胶、体膨颗粒及其它无机堵剂仅能作用于注水井的近井地带，而对于地层残余油较丰富的中远井渗流段则无法波及。针对此问题，近年来聚合物微球深部调驱技术在各大油田相继开展试验，取得了良好的降水增油效果。聚合物微球的初始粒径可以达到纳微米级，能顺利通过近井地带进入到油藏深部，在地层水温度和矿化度的作用下，其体积发生膨胀，可以在狭小的地层孔喉处封堵堆积，从而使得油藏深部的液流产生转相，扩大注入水波及体积，达到降水增油的效果。
3.但传统的聚合物微球材料是以聚丙烯酰胺为主体，辅以一定的交联剂而形成的水凝胶，其耐压性相对较低，耐孔喉剪切能力较差，在注水压力下，经过相对狭小的孔喉，容易被剪切成碎块，从而失去后续封堵的作用。此外，在地层水温度和矿化度的作用下，水凝胶发生水化膨胀，其抗压能力进一步降低，对后续注水产生的水阻作用减弱，有效期相对较短。
4.为了克服上述传统聚合物微球封堵强度相对较低的缺点，人们采用弹性形变恢复能力更好的橡胶材料来代替聚丙烯酰胺制备出类球形颗粒，橡胶的弹性虽然优于水凝胶，但其制备成型能力较弱，需要大型的炼化成型设备，制备出的颗粒较大，最小也在毫米级，初始粒径过大使其难以进入到油藏深部进行调剖堵水，是困扰技术人员很久的技术难题，同时也导致其应用范围受到极大的限制。


技术实现要素：

5.本发明提出一种新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料及其制备方法，解决了现有技术中橡胶类堵水材料颗粒较大难以进入到油藏深部进行调剖堵水和传统聚丙烯酰胺微球耐压性差、封堵强度低的问题。
6.本发明的技术方案如下：
7.一种新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料，按照重量份包括以下组分：水50～60份、表面活性剂5～20份、油相10～20份、sebs 5～10份、交联剂1～5份。
8.作为进一步的技术方案，所述交联剂为过氧化二异丙苯、双叔丁基过氧化二异丙基苯、2,5
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二甲基
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2,5
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双(叔丁基过氧基)己烷中的一种或多种。
9.作为进一步的技术方案，所述油相为白油、环烷油、氢化环烷油中的一种或多种。
10.作为进一步的技术方案，所述表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、司盘、吐温、辛基酚聚氧乙烯醚类中的一种或多种。
11.作为进一步的技术方案，所述堵水材料的粒径为100nm～1μm。
12.本发明提出了一种新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料的制备方法，包括以下步骤：
13.s1、在sebs中加入油相，升温搅拌溶解，得到s1油相并保温备用；
14.s2、将水与表面活性剂搅拌溶解得到水相；
15.s3、将s2所得水相升温并保温，采用滴加的方式将s1油相加入水相体系中，高速搅拌乳化后低速搅拌；
16.s4、二甲苯溶解交联剂后，加入到s3乳化后的体系中，保温反应后再升温反应，冷却至室温。
17.作为进一步的技术方案，所述步骤s1中，升温至50～60℃。
18.作为进一步的技术方案，所述步骤s3中，水相升温至50～60℃，高速搅拌速度控制在2000转/分钟～4000转/分钟，时间控制在30～60分钟，低速搅拌速度500转/分钟～700转/分钟。
19.作为进一步的技术方案，所述步骤s4中，保温反应具体为维持温度50～60℃，反应2～5h，升温反应具体为温度80～90℃，反应5～10h。
20.本发明的有益效果为：
21.1、本发明的目的之一是提供一种新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料，该调驱剂具有初始粒径小，可以顺利通过近井地带进入到油藏深部，同时主体热塑性弹性体具有优异的弹性形变能力，经过地层孔喉处剪切，可变形通过而不破碎，封堵强度大，对油藏深部注水优势通道可以产生有效注水阻力，从而达到降水增油的效果。
22.2、本发明的另一个目的是提供采用弹性恢复能力良好的热塑性弹性体(sebs)作为主体材料，利用高温乳化交联工艺制备出具有良好弹性形变封堵性能的一种超弹性纳微米深部调剖堵水材料的方法。该方法简单、灵活、高效，可以根据油田现场应用的不同油藏地质情况，制备出粒径大小不同的超弹性调剖堵水材料。
23.3、本发明选用热塑性弹性体(sebs)作为调剖堵水材料的主体，聚苯乙烯
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聚乙烯
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聚丁烯
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聚苯乙烯(sebs)是热塑性嵌段共聚物聚苯乙烯
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聚丁烯
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聚苯乙烯(sbs)分子中橡胶段聚丁二烯不饱和双键经过选择加氢而制得的新型弹性体，不同于其它热塑性弹性体，sebs由于高分子链条中含有聚丁二烯嵌段，使其可以在白油等惰性溶剂中采用较低的温度即可获得分散流动性，充油后的sebs加工成型温度相比其它热塑性弹性体更低，更利于其在水相中乳化成型；此外，其高分子链条上的不饱和双键进行了选择加氢，降低了不饱和双键的含量，使得其相比其它热塑性弹性体，具有更优异的耐老化性能，在油藏深部高温高矿化度的恶劣地质条件下，仍能保持其弹性封堵的能力；同时，氢化残留的部分少量双键也为其进一步的微交联提供了可能，使其耐压封堵性能可进一步提高，在油藏深部保持高弹形变恢复能力，可以有效克服地层孔喉剪切，做到不堵死、能运移、多级封堵、持续有效；此外，其生物安全性优异，完全符合油田应用环保要求。因此，本发明利用sebs具有油田深部调剖堵水材料所需的优异性能，在惰性油相中溶解分散，辅以一定的交联剂，在高温水相中乳化成型，制备出初始粒径在纳微米级，超弹性球型深部调剖堵水材料，有效的克服了现有橡胶类颗粒过大、难于进入到油藏深部和传统聚丙烯酰胺微球耐压性差、封堵强度低的问题。
具体实施方式
24.下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都涉及本发明保护的范围。
25.实施例1
26.s1、在5份sebs中加入10份白油，升温至50℃搅拌溶解，得到s1油相，并保温备用；
27.s2、将60份水与5份司盘80、15份吐温60搅拌溶解得到水相；
28.s3、将s2所得水相升温50℃并保温，采用滴加的方式将50℃的s1油相缓慢加入水相体系中，同时搅拌速度控制在2000转/分钟，持续乳化60分钟后，降低搅拌速度至500转/分钟；
29.s4、二甲苯溶解5份过氧化二异丙苯后，二甲苯的加入量为能溶解过氧化二异丙苯的最少量，加入到s3乳化后的体系中，持续搅拌2小时，再将体系升温至90℃，持续保温搅拌反应5小时，后冷水冷却至室温。
30.实施例2
31.s1、在10份sebs中加入20份环烷油，升温至60℃搅拌溶解，得到s1油相，并保温备用；
32.s2、将50份水与19份的op
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13，搅拌溶解得到水相；
33.s3、将s2所得水相升温60℃并保温，采用滴加的方式将60℃的s1油相缓慢加入水相体系中，同时搅拌速度控制在4000转/分钟，持续乳化30分钟后，降低搅拌速度至700转/分钟；
34.s4、二甲苯溶解1份的双叔丁基过氧化二异丙基苯后，二甲苯的加入量为能溶解双叔丁基过氧化二异丙基苯的最少量，加入到s3乳化后的体系中，持续搅拌2小时，再将体系升温至90℃，持续保温搅拌反应5小时，后冷水冷却至室温。
35.实施例3
36.s1、在10份sebs中加入20份氢化环烷油，升温至55℃搅拌溶解，得到s1油相，并保温备用；
37.s2、将60份水与5份的十二烷基硫酸钠，搅拌溶解得到水相；
38.s3、将s2所得水相升温55℃并保温，采用滴加的方式将55℃的s1油相缓慢加入水相体系中，同时搅拌速度控制在3000转/分钟，持续乳化50分钟后，降低搅拌速度至600转/分钟；
39.s4、二甲苯溶解5份的2,5
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二甲基
‑
2,5
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双(叔丁基过氧基)己烷后，二甲苯的加入量为能溶解2,5
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二甲基
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2,5
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双(叔丁基过氧基)己烷的最少量，加入到s3乳化后的体系中，持续搅拌3.5小时，再将体系升温至85℃，持续保温搅拌反应8小时，后冷水冷却至室温。
40.实施例4
41.s1、在8份sebs中加入17份白油，升温至60℃搅拌溶解，得到s1油相，并保温备用；
42.s2、将55份水与17份的十二烷基硫酸钠，搅拌溶解得到水相；
43.s3、将s2所得水相升温60℃并保温，采用滴加的方式将60℃的s1油相缓慢加入水相体系中，同时搅拌速度控制在4000转/分钟，持续乳化50分钟后，降低搅拌速度至700转/
分钟；
44.s4、二甲苯溶解3份的过氧化二异丙苯后，二甲苯的加入量为能溶解过氧化二异丙苯的最少量，加入到s3乳化后的体系中，持续搅拌4小时，再将体系升温至90℃，持续保温搅拌反应7小时，后冷水冷却至室温。
45.室内模拟砂管封堵实验的实验参数如表1所示。
46.表1室内模拟砂管封堵实验的实验参数
47.砂管长度截面积平均渗透率注入速度注入材料浓度60cm5.3cm22000md1ml/min5000mg/l
48.表2室内模拟砂管封堵实验的实验数据
[0049][0050][0051]
本发明实施例制备得到的新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料，其水分散液形态为类球形，粒径100nm～1μm，外观为流动乳液，可以在油田注入水中快速分散。
[0052]
本发明提供的新型超弹性纳微米深部调剖堵水材料，在室内模拟砂管封堵实验中，砂管长度60cm，截面积5.3cm2，平均渗透率2000md，注入速度1ml/min，注入材料浓度5000mg/l，砂管头部、中部及尾部压力均出现了不同程度的上升，整体平均封堵压力升高1mpa以上。采用与本发明实施例相同浓度、相同粒径的聚丙烯酰胺微球砂管各处压力虽也出现了上升，但整体平均封堵压力升高程度远低于本发明实施例，封堵强度低。对比注入相同浓度的橡胶类调剖堵水颗粒，由于粒径较大，砂管头部压力上升很大，而砂管中部及尾部压力均没有变化，进入油藏深部的能力很弱。
[0053]
从本发明实施例1～4得到的实验数据可以发现，不同的工艺参数和原料均会对得
到堵水材料的封堵压力造成影响，其中，实施例3相比其他实施例得到的性能最佳，封堵强度最大，粒径适中，调节合适的搅拌速度反应温度，能够对封堵强度造成影响。
[0054]
以上仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，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。