本发明专利技术公开了一种压裂用海水基稠化剂及其制备方法和应用,属于油田化学技术领域。所述稠化剂为丙烯酰胺、2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙磺酸、N‑乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体的共聚物,其重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。该稠化剂可直接用海水进行配液,配制的基液可以和有机金属盐交联剂交联,形成具有优越耐温、耐盐、耐剪切性能的冻胶压裂液,解决了现有技术中存在的现有稠化剂仅可用于淡水体系,不能直接用海水配制制备压裂液,从而使海上压裂施工受到限制的技术问题。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油田化学
,特别涉及一种压裂用海水基稠化剂及其制备方法和应用。
技术介绍
地质勘探表明,海洋中蕴含着丰富的油气资源,我国的海洋油气资源尚处于开发的早期阶段。而压裂技术是油气藏的主要增产措施,可以改善油气层的渗透性,起到增产增注的作用。目前我国海洋压裂仍沿用常规的淡水压裂体系进行施工,受施工作业载体、基液储存空间、淡水运输的限制,海洋压裂施工规模受到了很大限制,同时受多种客观因素的影响,淡水供给难以保证,严重影响了作业周期,也增加了成本投入。海上油气田拥有取之不尽的海水资源,适用于现配现用随配随压的连续配液施工方式,但由于海水钙化度高,现有稠化剂仅可用于淡水体系,不能直接用海水配制。因此研制出一种可直接用海水配液的稠化剂,有助于克服海上压裂施工对淡水的依赖,有助于突破海上作业空间的限制,能大大降低海上压裂施工的成本,可为扩大海上压裂施工规模提供技术支持。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供一种压裂用海水基稠化剂及其制备方法和应用,该稠化剂能直接用海水配制制备压裂液,形成具有优越耐温、耐盐、耐剪切性能的冻胶压裂液,降低了海上压裂成本,为扩大海上压裂施工规模提供技术支持。一方面,为实现上述目的,本专利技术提供了一种压裂用海水基稠化剂,所述稠化剂为丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体的共聚物,其重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。进一步地,所述共聚物的相对分子质量在650万~900万之间。另一方面,本专利技术提供了一种压裂用海水基稠化剂的制备方法,包括:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体按重量比45~60:12~18:3~9:6~12:6~9混合,获得混合单体,将所述混合单体与一定量的蒸馏水混合,获得混合单体溶液,在所述混合单体溶液中混合单体的浓度为25%~35%;向所述混合单体溶液中加入链转移剂,并调节溶液pH值至6.5~7.0范围内,维持反应初始温度在20℃~30℃;向加入链转移剂的混合单体溶液中通惰性气体除去水中溶解氧,然后加入引发剂,获得反应体系,继续向所述反应体系中通惰性气体,并保持所述反应体系密闭,在20℃~30℃引发单体聚合;引发单体聚合后,反应放热使反应体系温度上升至80℃~90℃,在此温度下保温充分反应,获得共聚物,所述共聚物经造粒、干燥、粉碎后得到固体粉末,所述固体粉末即为所述稠化剂。进一步地,所述链转移剂的添加量为所述混合单体溶液总质量的0.15%~0.3%。进一步地,所述链转移剂为甲酸钠、甲酸钾、尿素中的一种或两种。进一步地,所述引发剂的添加量为所述混合单体溶液总质量的0.005%~0.05%。进一步地,所述引发剂为氧化还原复合引发体系,所述氧化还原复合引发体系中氧化剂为过硫酸铵、过硫酸钾中的一种,还原剂为亚硫酸钠、亚硫酸氢钠中的一种;其中,所述氧化剂和所述还原剂的重量比为2:1。进一步地,所述反应体系保温反应时间为2h。进一步地,所述共聚物的相对分子质量在650万~900万之间。另一方面,本专利技术提供了所述稠化剂在海水基压裂液中的应用。本专利技术实施例中的一个或多个技术方案,至少具有如下技术效果或优点:本专利技术提供的压裂用海水基稠化剂,可直接用海水进行配液,配制的基液可以和交联剂交联,形成冻胶压裂液,冻胶具有较高的粘弹性,在150℃下具有良好的耐温、耐盐、耐剪切性能,满足了海上压裂储层改造的技术需求,降低了海上压裂成本。附图说明图1是本专利技术实施例中压裂用海水基稠化剂的制备方法流程图;图2是本专利技术实施例1的稠化剂制备的海水基压裂液在150℃下的流变曲线;图3是本专利技术实施例2的稠化剂制备的海水基压裂液在150℃下的流变曲线;图4是本专利技术实施例3的稠化剂制备的海水基压裂液在150℃下的流变曲线;图5是本专利技术实施例4的稠化剂制备的海水基压裂液在150℃下的流变曲线。具体实施方式本专利技术实施例通过提供一种压裂用海水基稠化剂及其制备方法和应用,解决了现有稠化剂仅可用于淡水体系,不能直接用海水配制制备压裂液,从而使海上压裂施工受到限制的技术问题;该稠化剂在海上可直接用海水配液,满足了海上压裂储层改造的技术需求。为解决上述技术问题,本专利技术实施例总体思路如下:本专利技术提供了一种压裂用海水基稠化剂,所述稠化剂为丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、甲基丙烯酸(MAA)五种单体的共聚物,其重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。通过以上内容可以看出,该稠化剂合成过程中,添加适量单体DMC、AMPS和NVP,具有抗盐、耐高矿化度和耐水解的作用,因此该稠化剂可直接用海水进行配液,配制的基液可以和有机金属盐交联剂交联,形成具有优越耐温、耐盐、耐剪切性能的冻胶压裂液,解决了现有技术中存在的现有稠化剂仅可用于淡水体系,不能直接用海水配制制备压裂液,从而使海上压裂施工受到限制的技术问题。为了更好的理解上述技术方案,下面通过附图以及具体实施例对本专利技术技术方案做详细的说明,应当理解本专利技术实施例以及实施例中的具体特征是对本专利技术技术方案的详细的说明,而不是对本专利技术技术方案的限定,在不冲突的情况下,本专利技术实施例以及实施例中的技术特征可以相互结合。一方面,本专利技术实施例提供了一种压裂用海水基稠化剂,所述稠化剂为丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、甲基丙烯酸(MAA)五种单体的共聚物,其重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。由于海水的矿化度较高,一般在35000mg/L左右,只有当2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)这三种耐盐、耐温和抗水解的单体的加量达到一定的量时,交联形成的冻胶才能在高温下表现出优越的耐剪切性能,但是其加量并非越多越好,加量过大又会影响稠化剂的成胶性能。因此,经综合考虑确定AM、AMPS、NVP、DMC、MAA五种单体的重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。实际应用过程中,AM的重量份数可以为45、50、55、60;AMPS重量份数可以为12、14、16、18;NVP的重量份数可以为3、6、9;DMC的重量份数可以为6、8、10、12;MAA的重量份数可以为6、7、8、9。优选的,所述共聚物的相对分子质量在650万~900万之间。当稠化剂分子量达到650万以上时,交联后冻胶具有较高的粘弹性,和优良的携砂性能;但是当稠化剂分子量继续增大,超过900万后,基液粘度增大,现场压裂抽吸时,泵压较大,不利于现场施工。另一方面,基于同一专利技术构思,本专利技术实施例提供了一种上述稠化剂的制备方法,参见图1,包括:步骤S101:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体按重量比45~60:12~18:3~9:6~12:6~9混合,获得混合单体,将所述混合单体与一定量的蒸馏水混合,获本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种压裂用海水基稠化剂,其特征在于,所述稠化剂为丙烯酰胺、2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙磺酸、N‑乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体的共聚物,其重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。
【技术特征摘要】
1.一种压裂用海水基稠化剂,其特征在于,所述稠化剂为丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体的共聚物,其重量比为45~60:12~18:3~9:6~12:6~9。2.如权利要求1所述的压裂用海水基稠化剂,其特征在于,所述共聚物的相对分子质量在650万~900万之间。3.一种压裂用海水基稠化剂的制备方法,其特征在于,包括:将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酸五种单体按重量比45~60:12~18:3~9:6~12:6~9混合,获得混合单体,将所述混合单体与一定量的蒸馏水混合,获得混合单体溶液,在所述混合单体溶液中混合单体的浓度为25%~35%;向所述混合单体溶液中加入链转移剂,并调节溶液pH值至6.5~7.0范围内,维持反应初始温度在20℃~30℃;向加入链转移剂的混合单体溶液中通惰性气体除去水中溶解氧,然后加入引发剂,获得反应体系,继续向所述反应体系中通惰性气体,并保持所述反应体系密闭,在20℃~30℃引发单体聚合;引发单体聚合后,反应放热使反应体系温度上升至80℃~90℃...
【专利技术属性】
技术研发人员:徐鸿志,王宇宾,张明锋,宋有胜,郝志伟,赵文娜,张鹏远,邓君宇,
申请(专利权)人:中国石油天然气集团公司,中国石油集团海洋工程有限公司,中国石油集团工程技术研究院,
类型:发明
国别省市:北京;11
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