背景技术
目前主流应用为地层的多级压裂,其机制为在封堵第一次人工裂缝之后,对地层进行加压,使地层出现更多裂缝,新老裂缝联通,增加储层中油气运移通道从而提高采收率。针对整个多级压裂过程,目前采取的技术为机械封堵和化学聚合物封堵老裂缝实现多级压裂。机械封堵施工中器材消耗程度较大,施工过程繁琐,且该方法只能做到缝口封堵,在井筒中受地层温度影响其密封性能,无法进行储层内部多级压裂。化学封堵技术包括颗粒暂堵、纤维暂堵及凝胶暂堵,其能够作为流体进入储层中对老裂缝实现封堵,且能够在施工后实现自行解堵,对地层污染较小,储层渗透率回复良好,该技术能够应用在封内、缝口封堵,操作流程简便,作业效率高,采收率提高明显。因此研发新型高效的暂堵剂,尤其是可以根据境内环境(如温度等)调节型的暂堵剂对提高油田开发经济效益,保持油田的稳产、增产具有重要的意义。
发明内溶
针对现有技术中各种井内环境不同暂堵剂无法随之调节解封时间的问题,本发明的目的在于提供一种温度开关型暂堵剂及其制备方法和应用。该温度开关型暂堵剂根据不同配方,在不同温度的井底,封堵的时间不同。在压裂注水时,携带一定的温度开关型暂堵剂注入井底,遇到裂缝暂时将其封堵,在一定温度下,随着时间变化。封堵剂中的马来酸酐水解,从疏水颗粒变成亲水高分子表面活性剂,随之解堵。
本发明所采用的技术方案是:
一种温度开关型暂堵剂,其结构式:
其中,马来酸酐和1,1二苯乙烯都不能自聚,所以生成交替共聚物,在与少量的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸进行聚合,a是b的20-100倍,n=280-350。
一种温度开关型暂堵剂的制备方法,包括以下步骤:
(1)将1mol马来酸酐、引发剂偶氮二异丁腈和二甲基甲酰胺混合,不断搅拌加热至70~80℃,再加入0.01-0.05mol的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸进行反应;
(2)随后开始缓慢滴1,1二苯乙烯与二甲基甲酰胺的混合溶液,70~80℃下保温反应3~5h;反应完全后减压蒸馏除去溶剂,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
马来酸酐、1,1二苯乙烯和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的摩尔比为:1:1:(0.01-0.05)。
步骤(1)中,所述引发剂AIBN物质的量为马来酸酐和1,1二苯乙烯质量总和的3wt%。
步骤(1)中,所述DMF是马来酸酐质量的2倍。
步骤(2)中,所述DMF是1,1二苯乙烯质量的2倍。
一种温度开关型暂堵剂的应用,作为压裂作业中的化学暂堵剂的应用。
所述温度开关型暂堵剂的应用原理通过以下反应实现:
所述温度开关型暂堵剂的相应温度为60~80℃。
本发明具有以下优点:
本发明该温度开关型暂堵剂根据不同配方,在不同温度的井底,封堵的时间不同。在压裂注水时,携带一定的温度开关型暂堵剂注入井底,遇到裂缝暂时将其封堵,在一定温度下,随着时间变化。封堵剂中的马来酸酐水解,从疏水颗粒变成亲水高分子表面活性剂,随之解堵。
本发明的制备方法通过马来酸酐、1,1二苯乙烯和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸在二甲基甲酰胺的体系中进行加成聚合反应,得到温度开关型暂堵剂。整个反应条件温和,反应控制简单。该温度开关型暂堵剂根据不同配方,在不同温度的井底,封堵的时间不同。在压裂注水时,携带一定的温度开关型暂堵剂注入井底,遇到裂缝暂时将其封堵,在一定温度下,随着时间变化,封堵剂中的马来酸酐水解成顺丁烯二酸,从疏水颗粒变成亲水高分子表面活性剂,随之解堵,从而提高最终采收率打下基础。本发明整个方法通过逐步加入反应物进行反应,原料廉价易得,工艺简单,适合工业化生产。
本发明充分利用地下和地面的不同的温度差异制备了一种温度开关型暂堵剂。现有技术中,各种井内环境不同,暂堵剂无法随之调节解封时间。该温度开关型暂堵剂根据不同配方,在不同温度的井底,封堵的时间不同。在压裂注水时,携带一定的温度开关型暂堵剂注入井底,遇到裂缝暂时将其封堵,在一定温度下,随着时间变化,封堵剂中的马来酸酐水解,从疏水颗粒变成亲水高分子表面活性剂,随之解堵,从而提高最终采收率打下基础。本发明整个方法通过逐步加入反应物进行反应,原料廉价易得,工艺简单,适合工业化生产。制得的温度开关型暂堵剂具备明显的封堵能力和解堵能力(不同井底温度不同,需要的解堵时间不同)。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述。显然,所描述的实施例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,都属于本发明保护的范围。
本发明一种温度开关型暂堵剂及其制备方法和应用,具有以下结构式:
其中,马来酸酐和1,1二苯乙烯都不能自聚,所以生成交替共聚物,在与少量的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸进行聚合,a是b的20-100倍,n=280-350。
原理为:该温度开关型暂堵剂根据不同配方,在不同温度的井底,封堵的时间不同。在压裂注水时,携带一定的温度开关型暂堵剂注入井底,遇到裂缝暂时将其封堵,在一定温度下,随着时间变化,封堵剂中的马来酸酐水解成顺丁烯二酸,从疏水颗粒变成亲水高分子表面活性剂,随之解堵,从而提高最终采收率打下基础。本发明整个方法通过逐步加入反应物进行反应,原料廉价易得,工艺简单,适合工业化生产。制得的温度开关型暂堵剂具备明显的封堵能力和解堵能力(不同井底温度不同,需要的解堵时间不同)。其原理通过以下反应实现:
因为马来酸酐和1,1二苯乙烯都不能自聚,所以生成交替共聚物,在与少量的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸进行聚合,具体的,温度开关型暂堵剂的制备方法,具体制备步骤为:
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至70℃,加入2.07g-10.35g(0.01-0.05mol)的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,75℃下保温反应5h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
所述的制备方法制备的一种温度开关型暂堵剂的应用,作为压裂作业中的化学封堵技术(暂堵剂)的应用。
以下结合具体实施例和附图对本发明作进一步说明:
实施例1
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至70℃,加入2.07g(0.01mol)的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,75℃下保温反应5h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
实施例2
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至70℃,加入4.14g(0.02mol)的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,75℃下保温反应5h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
实施例3
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至70℃,加入6.21g(0.03mol)的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,75℃下保温反应5h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
实施例4
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至70℃,加入8.28g(0.04mol)的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,75℃下保温反应5h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
实施例5
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至70℃,加入10.35g(0.05mol)的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,75℃下保温反应5h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
实施例6
将1mol马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至75℃,加入0.01mol的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,70℃下保温反应3h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
实施例7
将98g(1mol)马来酸酐,引发剂偶氮二异丁腈(AIBN)和196g二甲基甲酰胺(DMF)烧瓶,不断搅拌加热至80℃,加入0.03mol的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。随后开始缓慢滴180g(1mol)1,1二苯乙烯与360gDMF的混合溶液,80℃下保温反应4h,减压蒸馏除去溶剂DMF,得到白色固体,即温度开关型暂堵剂。
为了表征该温度开关型暂堵剂的结构特征,对实施例5中样品进行了核磁氢谱测试,结果如图1所示。图1实施例5中所得温度开关型暂堵剂的核磁氢谱;
为了验证该温度开关型暂堵剂在高温作用下过氧酸还原生成羧基基团,对实施例5中样品配制成10wt%水分散液(乳白色),在80℃下加热12h后(透明溶液),真空干燥,进行了核磁氢谱测试,结果如图2所示。图2实施例5中所得温度开关型暂堵剂高温水解后的核磁氢谱;
由图1可知,本发明成功制备了具有目标结构的温度开关型暂堵剂。通过对比图1和图2,该温度开关型暂堵剂在一定温度下(60℃),一定时间里(12h)可将酸酐水解成顺丁烯二酸。从而乳白色分散液变成透明的水溶液。
性能测试:
(1)将不同实施例中的温度开关型暂堵剂(10wt%)与去离子水混合,放入恒温加热炉中进行60℃温度下不同时间的水解性能测试,计算水解后堵剂残余(不容物)的比重并观察水解后外观。结果如表1所示:
表1不同实施例中的温度开关型暂堵剂不同时间的水解性能(60℃)
(2)针对于不同地层的储层温度,将10wt%的实施例3温度开关型暂堵剂与去离子水混合,放入恒温加热炉中进行50℃~90℃温度下的水解性能测试,计算水解后堵剂残余(不容物)的比重并观察水解后外观。结果如表2所示:
表1实施例3制备的温度开关型暂堵剂不同温度的水解性能
从表1看出,实施例1-5都有明显的暂堵性能,在60℃下,随着水解时间增加,水不容物明显减少,均可在一定时间内解堵。实施例1到实施例5主要是AMPS基团增多,可以看出AMPS含量增加,所需的解堵时间变短。所以,在井温为60℃时,可根据需要封堵的时间确定使用的封堵剂样品。
从表2看出,实施例3在不同温度下都有明显的暂堵性能,在低于80℃下,暂堵效果明显。而在90℃时,0.5h水不容物只剩余45.3%,封堵时间较短。
故温度开关型暂堵剂的相应温度为60~80℃。
以上内容是对本发明所作的进一步详细说明,不能认定本发明的具体实施方式仅限于此,对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明构思的前提下,还可以做出若干简单的推演或替换,都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定保护范围。