CN112195020A - 一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法 - Google Patents
一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112195020A CN112195020A CN202011075198.1A CN202011075198A CN112195020A CN 112195020 A CN112195020 A CN 112195020A CN 202011075198 A CN202011075198 A CN 202011075198A CN 112195020 A CN112195020 A CN 112195020A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- percent
- dynamic
- oil
- water
- nano
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 34
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 28
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
本发明公开了一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法,所述的动态纳米胶体系按照质量百分含量包括:1%~5%甲基丙烯酸、2%~5%丙烯酰胺、2%~3%十六烷基三甲基溴化铵、0.5%~2.5%两亲性化合物Y和0.6%~0.8%表面活性剂K,余量为去离子水。该动态纳米胶体系以一定速率将纳米溶液注入地层,待在油藏的深层部聚集在一起,浓度升高到一定值后,遇水逐渐形成有一定形态和强度的纳米胶体,可对油层深部可以起到控水驱油的效果。本发明动态纳米胶体系流动性好,易于注入油藏,且具有一定的热稳定性,容易返排,好降解,有一定的提采作用。
Description
技术领域
本发明属于油田化学技术领域,一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法。
背景技术
油田常用的提高采收率的方式是注聚驱,聚合物驱是一种向油藏中注入水溶性聚合物溶液基于水驱的技术,增加注入液体的粘度、进而改善流度比,可以有效提高驱替相的波及区域,降低其含油饱和度,从而提高原油采收率。水溶性聚合物是聚合物驱技术的关键,目前最常使用的是两类水溶性聚合物是部分水解聚丙烯酰胺和生物聚合物黄原胶,其中部分水解聚丙烯酰胺应用得更为广泛。
然而,这两类水溶性聚合物都有不可忽视的缺点。丙烯酰胺有毒,如果加入量过大,注入油藏之后,会导致黏稠,流动性减弱,拥堵孔喉,这是在现场应用中最常遇到的问题。生物聚合物黄原胶具有生物聚合物普遍的缺点,热稳定性差,容易受到微生物的侵蚀而发生降解作用;并且稠化能力差,导致用量过大,成本较高。
发明内容
针对现有水溶性聚合物存在的缺陷,本发明目的在于提供一种提高油田采收率的动态纳米胶体系,该纳米胶体系具有方便制备,注入的流动性好,稠化能力强,具有一定的热稳定性,容易返排,好降解,封堵控水驱油效果好的特点。
为了达到上述技术目的,本发明具体通过以下技术方案来实现:
一种提高油田采收率的动态纳米胶体系,按照质量百分含量包括:1%~5%甲基丙烯酸(MAA)、2%~5%丙烯酰胺(AM)、2%~3%十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)、0.5%~2.5%两亲性化合物Y和0.6%~0.8%表面活性剂K,余量为去离子水;
优选的,所述的动态纳米胶体系按照质量百分含量包括:3%甲基丙烯酸(MAA)、3.5%丙烯酰胺(AM)、2.5%十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)、2.5%两亲性化合物Y和0.8%表面活性剂K,余量为去离子水。
本发明动态纳米胶体系的控水原理是,刚开始在室温条件下制成的纳米溶液粘度较低,其粘度范围为805mPa·s~1021mPa·s,易注入油层,以一定速率将纳米溶液注入地层,待在油藏的深层部聚集在一起,浓度升高到一定值后,遇水逐渐形成有一定形态和强度的纳米胶体,可对油层深部可以起到控水驱油的效果。
在本发明的另一方面,提供了一种动态纳米胶的控水方法,将甲基丙烯酸、丙烯酰胺和十六烷基三甲基溴化铵在去离子水中搅拌均匀,加入两亲性化合物Y,静置待其粘度上升后,加入表面活性剂K,注入地层,待其浓度升高体积膨胀以控水驱油。
本发明的有益效果为:
(1)本发明制备的动态纳米胶的方法简单;
(2)本发明制备的初期动态纳米胶水溶液粘度较小,流动性好,易于注入油藏;
(3)本发明制备的动态纳米胶具有一定的热稳定性,容易返排,好降解,有一定的提采作用。
具体实施方式
下面将结合本发明具体的实施例,对本发明技术方案进行清楚、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做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。
实施例1
本实施例提供了一种提高油田采收率的动态纳米胶体系,按照质量分数包括以下组分:1%甲基丙烯酸,5%丙烯酰胺,2%十六烷基三甲基溴化铵,0.5%两亲性化合物Y、0.8%表面活性剂K,余量为去离子水。
本实施例动态纳米胶体系在使用时,将制备好的初期纳米胶水溶液注入地层,待在油藏的深层部聚集在一起,浓度升高到一定值后,遇水体积增大逐渐形成有一定形态和强度的纳米胶体,从而对油层深部可以起到控水驱油的效果。
实施例2
本实施例提供了一种提高油田采收率的动态纳米胶体系,同时实例1,不同之处在于,按照质量分数包括以下组分:5%甲基丙烯酸,2%丙烯酰胺,3%十六烷基三甲基溴化铵,2.5%两亲性化合物Y、0.6%表面活性剂K,余量为去离子水。
实施例3
本实施例提供了一种提高油田采收率的动态纳米胶体系,同时实例1,不同之处在于,按照质量分数包括以下组分:3%甲基丙烯酸、3.5%丙烯酰胺、2.5%十六烷基三甲基溴化铵、2.5%两亲性化合物Y和0.8%表面活性剂K,余量为去离子水。
实施例4
对制备好的纳米胶水溶液每隔20min进行粘度测试,得到如下实验结果:
表1初期纳米胶水溶液随着时间变化的粘度值
实施例5
在添加了不同质量分数两亲性化合物Y的不同动态纳米胶体系中,结合实验观察预测分析不同动态纳米胶体系的体积扩大率以及两亲性化合物Y分子的延展率。本实施例中的两亲性化合物Y分子的质量百分比为0.5%~2.5%。
表2不同含量两亲性化合物Y的体积膨胀倍数和延展倍数
实施例6
在添加了不同质量分数表面活性剂K的不同动态纳米胶体系中,结合实验观察预测分析不同动态纳米胶体系的体积扩大率以及表面活性剂K分子的延展率。本实施例中涉及到的表面活性剂K分子的质量百分比为0.6%~0.8%。
表3不同含量表面活性剂K的体积扩大率和延展率
实施例7
注入动态纳米胶体系进行相关出水量和出油量的实验,采集相关数据,了解注入模拟地层后不同质量百分比动态纳米胶体系后,其出水量、出油量的变化。
由于在含有不同质量百分比两亲性化合物Y分子下的动态纳米胶在模拟地层中的延展变化、及其体积膨胀倍数不一样,造成了不同的出水量、出油量,形成了不同的提采结果。在两亲性化合物Y分子的质量百分比为2.5%时,在测试时间10min以内达到的出油效果最好,为87.8ml。实施的具体结果如表4所示:
表4不同含量两亲性化合物Y的出水量、出油量
实施例8
注入动态纳米胶体系进行相关出水量和出油量的实验,采集相关数据,了解注入模拟地层后不同质量百分比动态纳米胶体系后,其出水量、出油量的变化。
由于不同质量百分比表面活性剂K下的动态纳米胶在模拟地层中的延展变化、及其体积膨胀倍数不一样,造成了不同的出水量、出油量,形成了不同的提采结果。在表面活性剂K分子的质量百分比为0.8%时,在测试时间10min以内达到的出油效果最好,为85.7ml。实施的具体结果如表5所示:
表5不同含量表面活性剂K的出水量、出油量
尽管已经示出和描述了本发明的实施例,对于本领域的普通技术人员而言,可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实例进行多种变化、修改、替换和变型,本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。
Claims (3)
2.根据权利要求1所述的一种提高油田采收率的动态纳米胶体系,其特征在于,所述的动态纳米胶体系按照质量百分含量包括:3%甲基丙烯酸、3.5%丙烯酰胺、2.5%十六烷基三甲基溴化铵、2.5%两亲性化合物Y和0.8%表面活性剂K,余量为去离子水。
3.一种提高油田采收率的控水方法,其特征在于,将甲基丙烯酸、丙烯酰胺和十六烷基三甲基溴化铵在去离子水中搅拌均匀,加入两亲性化合物Y,静置待其粘度上升后,加入表面活性剂K,注入地层,待其浓度升高,遇水逐渐形成纳米胶体以达到控水驱油的目的。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011075198.1A CN112195020A (zh) | 2020-10-09 | 2020-10-09 | 一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202011075198.1A CN112195020A (zh) | 2020-10-09 | 2020-10-09 | 一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN112195020A true CN112195020A (zh) | 2021-01-08 |
Family
ID=74013225
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202011075198.1A Pending CN112195020A (zh) | 2020-10-09 | 2020-10-09 | 一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN112195020A (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114233262A (zh) * | 2021-12-27 | 2022-03-25 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1903974A (zh) * | 2005-07-26 | 2007-01-31 | 中国科学院理化技术研究所 | 纳米水溶性微凝胶驱油材料及其制备方法 |
CN107771205A (zh) * | 2015-04-09 | 2018-03-06 | 沙特***石油公司 | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物 |
CN109810684A (zh) * | 2019-03-01 | 2019-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种用于驱油聚合物除氧的微纳米胶囊及其制备方法 |
CN110964494A (zh) * | 2018-09-30 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和纳米乳液的复合无碱驱油剂及驱油方法 |
CN111087537A (zh) * | 2018-10-23 | 2020-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 多重交联核壳型聚合物微球及调驱剂及其制备方法和应用 |
CN111117590A (zh) * | 2018-11-01 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种交联乳化酸、制备方法及应用 |
-
2020
- 2020-10-09 CN CN202011075198.1A patent/CN112195020A/zh active Pending
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1903974A (zh) * | 2005-07-26 | 2007-01-31 | 中国科学院理化技术研究所 | 纳米水溶性微凝胶驱油材料及其制备方法 |
CN107771205A (zh) * | 2015-04-09 | 2018-03-06 | 沙特***石油公司 | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物 |
CN111518535A (zh) * | 2015-04-09 | 2020-08-11 | 沙特***石油公司 | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物及其制备方法 |
CN110964494A (zh) * | 2018-09-30 | 2020-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和纳米乳液的复合无碱驱油剂及驱油方法 |
CN111087537A (zh) * | 2018-10-23 | 2020-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 多重交联核壳型聚合物微球及调驱剂及其制备方法和应用 |
CN111117590A (zh) * | 2018-11-01 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种交联乳化酸、制备方法及应用 |
CN109810684A (zh) * | 2019-03-01 | 2019-05-28 | 中国石油大学(华东) | 一种用于驱油聚合物除氧的微纳米胶囊及其制备方法 |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114233262A (zh) * | 2021-12-27 | 2022-03-25 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
CN114233262B (zh) * | 2021-12-27 | 2023-10-27 | 西安石油大学 | 利用改性水凝胶辅助支撑未固结水合物储层裂缝的方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103160268B (zh) | 一种纳米二氧化硅/聚合物驱油剂及其合成方法 | |
CN102504794B (zh) | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 | |
CN107418546A (zh) | 一种改变致密砂岩表面润湿性表面活性剂及其制备方法和应用 | |
CN105085801B (zh) | 一种速溶型聚丙烯酰胺及其制备方法 | |
CN101412905A (zh) | 一种水力压裂的复合压裂液的制备方法 | |
CN106801597A (zh) | 稠油油藏组合式驱油方法及驱油组合物 | |
CN104479653A (zh) | 一种互穿网络结构的缓膨抗盐高黏弹颗粒及其制备方法 | |
CN101712865B (zh) | 一种粘弹性弱凝胶调驱剂 | |
CN109369848A (zh) | 一种功能型耐温抗盐调堵剂及其制备方法 | |
CN109810685B (zh) | 驱油剂组合物及其制备方法和应用 | |
WO2015074588A1 (zh) | 锆冻胶分散体复合驱油体系及其制备方法 | |
CN110792421B (zh) | 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺 | |
CN105331348A (zh) | 一种应用于低渗透油田的均相微乳液驱油剂及其制备方法 | |
CN105385431A (zh) | 一种油田注水用纳米乳液增注剂及其制备方法,油田注水体系 | |
CN107254301A (zh) | 一种高渗孔道型油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 | |
CN108690597A (zh) | 一种滑溜水压裂液 | |
CN104892823A (zh) | 一种中低分子量刚性增粘性聚合物及其制备方法与应用 | |
CN112195020A (zh) | 一种提高油田采收率的动态纳米胶体系和控水方法 | |
CN115160493A (zh) | 一种提高压裂液粘弹性和耐温性的改性聚丙烯酰胺、超分子压裂液及其制备方法 | |
CN106893573A (zh) | 一种生物压裂液体系及其制备和应用 | |
CN107216865B (zh) | 一种自转向酸化液及其制备方法和应用 | |
CN105331345A (zh) | 一种油田调剖用缓速泡沫凝胶 | |
CN112324411A (zh) | 一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺 | |
CN114907824B (zh) | 一种相渗调节剂、其制备方法及应用 | |
CN108049848B (zh) | 一种提高co2驱油采收率的化学助剂 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210108 |