一种耐酸耐油型泡沫封堵剂制造技术

本发明专利技术公开了一种耐酸耐油型泡沫封堵剂。该耐酸耐油型泡沫封堵剂由ＣＯ↓［２］与泡沫溶液按地下体积比为１．５∶１混合，泡沫溶液由十二烷基苯磺酸钠、改性胍胶、羟乙基纤维素、十二醇和水组成，按质量百分比计十二烷基苯磺酸钠占０．９％、改性胍胶占０．４％、羟乙基纤维素占０．１％，十二醇占０．１％和余量的水。本发明专利技术用于封堵试验井气窜通道、改善吸气及产液剖面、降低气油比，缓解特低渗透油藏注气开发中突现的气窜问题，为注气开发特低渗透油气藏提供技术支撑。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油田采油领域中一种泡沫封堵剂，尤其是一种用于选择性封堵C02气窜层的泡沫封堵剂。
技术介绍
近年，大庆外围油田新增储量多属于低渗透和敏感性储层，注水开发的难度大或没有经济效益。随国际油价的不断攀升，采用注co2驱油方式可获得较好的开发效果。但由于C02的粘度小，比水更容易发生指进现象，长时间的注入，气窜现象严重。 一旦产生气窜，气体 的波及体积下降，严重影响注气开发效果。
技术实现思路
为了克服
技术介绍
中的不足，本专利技术提供一种耐酸耐油型泡沫封 堵剂。本专利技术用于二氧化碳驱注采井封堵气窜层，能有效地对注采井 井组气窜层进行封堵，使注气开发油田更加经济有效。本专利技术所采用的技术方案是该耐酸耐油型泡沬封堵剂由C02与泡沫溶液按地下体积比为1.5:1混合，泡沫溶液由十二烷基苯磺酸 钠、改性胍胶、羟乙基纤维素、十二醇和水组成，按质量百分比计十 二烷基苯磺酸钠占0,9% 、改性胍胶占0.4%、羟乙基纤维素占O. 1%， 十二醇占O. 1%和余量的水。按上述比例向水中投入发泡剂十二垸基苯磺酸钠，边加水边低速 搅拌，直至混合均匀，然后按比例加入改性胍胶、羟乙基纤维素、十 二醇，低速搅拌均匀制成混合溶液；在地面将液态C02与配制好的泡 沫溶液按地下体积比为1.5混合,混合后的液体通过油管注入到不同 的层段中。本专利技术控气增油的原理是①在酸性环境下利用泡沫对高渗透性 和低含油饱和度的选择，有效封堵气驱程度高的油层高渗透带，再利 用性能好的稳泡剂增加泡沫的稳定性，延长封堵的有效期，保证后续 注入C02的转向，提高原油产量；②利用泡沬剂遇油不易起泡的原理，在注气井含油饱和度高的地方，泡沬剂中的表面活性剂成分可做驱油 剂驱油从而提高原油产量；③在采油井中利用泡沫剂遇气起泡的原理封堵气窜通道，改善出气剖面，提高原油产量。本专利技术具有如下有益效果现有的泡沫配方体系在酸性和含油饱 和度较高的环境下泡沫剂的发泡体积和半衰期均达不到相应的经济 技术指标，不能有效的封堵注采井气窜层。本专利技术涉及的泡沬配方体 系与现有的泡沫配发体系相比有如下优点1、地层配伍性强，对地. 层的温度、矿化度、PH值适应范围大，适应底层温度可高达18(TC，矿化度的适用范围高达20000mg/L， PH值适应范围为2~8，含油饱 和度的适应范围为0~60%; 2、在含油饱和度60%、 Pf^3的情况下， 膨胀系数大于4.5，泡沫剂的半衰期达83小时；3、溶解性好、现场 配制简单易行、性价比高；4、安全性能好、无毒无害、无异味。 附图说明图l发泡剂浓度变化曲线；图2稳泡剂浓度变化曲线；图3气液比曲线图4泡沫封窜注入动态曲线；图5芳188-138井注入压力变化曲线；图6泡沫封窜前后气驱前缘测试结果对比图。 具体实施例方式下面结合实施例对本专利技术作进一步说明实施例1、搅拌法测定发泡剂测定时将100ml浓度为0. 3%的发 泡剂溶液倒入有搅拌器带刻度的透明量杯内，在高速(3000r/min) 下搅拌60s，记录泡沬体积和从泡沫中分离出一半液体体积时的时间 和泡沫减少到一半的时间，前者表示起泡能力(发泡体积)，后两者 表示泡沫稳定性(半衰期)。实验结果见表l。发泡剂发泡体积及半衰期 表1<table>table see original document page 5</column></row><table>67.33结果表明这15种发泡剂的发泡体积都符合要求，但十二烷基苯 磺酸钠即SD-3的半衰期较长，达到71.93h。实施例2、发泡剂SD-3 (十二烷基苯磺酸钠)浓度测定将SD-3 (十二垸基苯磺酸钠)配成不同浓度，用搅拌法进行发泡体积和半衰-期测试，测试环境PH二3，实验结果见图l。结果表明当发泡剂浓度达到0.9 %时，半衰期达到最高值。表 明此时更多的活性剂分子在气液界面定向排列，非极性部分的作用增 大，液膜排液速度降低，泡沬稳定性增强。实施例3、稳泡剂及其浓度测定为了进一步增强泡沫的稳定性， 进行了稳泡剂测定实验，经过对比分析得出，改性胍胶、羟乙基纤维 素、十二醇经过复配后效果更好，其用量之比为4:1:1时效果最佳， 改性胍胶、羟乙基纤维素及十二醇复配后被称为稳泡剂。在稳泡剂浓 度测试中，发泡剂SD-3 (十二垸基苯磺酸钠)使用浓度为0.9%，测 试环境PH=3时，稳泡剂的浓度为0. 6%时各方面综合效果最好，实验 结果见图2。实施例4、泡沫调剖体系性能评价取采油八厂水样，确定了泡 沫调剖体系。实验结果见下表2，在pH二3、含油饱和度60%的情况下5封堵剂的发泡体积达到了 400mL、泡沫半衰期达到了 83h，可知泡沬 剂的的耐酸耐油性能良好。泡沫调剖剂综合性能表 表2<table>table see original document page 6</column></row><table>实施例5、气液比对泡沫阻力因子影响实验气液比是泡沬控制 气窜技术的一个重要参数，它不仅影响了耐酸耐油型泡沫的质量，而 且还为现场实施提供必要的参数。因为气液比过小，泡沫剂不能有效 的被发泡，阻力因子小，调剖效果差；气液比过大， 一方面不经济， 另一方面导致泡沫不稳定。本实验共进行了实验共进行了 (0.5、 1、 1.5、 2、 3) : l等5个气液比值。评价结果见图3。二氧化碳泡沫气液比优化实验结果表明过低或过高的气液比都 会影响泡沫的质量，气液比过低时，泡沫产生缓慢而且量少，在岩心 中形成的压力低，阻力因子小；气液过高时，产生的泡沫质量差，主 要表现在泡沬大而且稀疏、易灭，稳定性差，在岩心中的阻力因子下 降。耐酸耐油型泡沬封堵剂的最佳气液比为1.5: 1，阻力因子达450 左右。实施例6、注入速度对泡沫的阻力因子影响实验温度为油藏温度85°C，泡沫剂体系为上述耐酸耐油型泡沬 封堵剂，气液比为1.5: 1，岩心渗透率为0.200um2左右。泡沫注入 速度为2. 0 4. 5mL/min选择6个点，实验结果见表3。注入速度低 时，气泵无法打开，故此时只有液通过，当注入速度大于2mL/min时， 此时气泵才能正常工作，从图中可以看出当注入速度为3mL/min时， 阻力因子最大值425，说明此时泡沫形成好，能形成很好的封堵，随 着注入速度的继续增大阻力因子变化不大。泡沬注入速度对封堵效果的影响 表3<table>table see original document page 7</column></row><table>实施例7、不同含油饱和度对泡沫封堵能力的影响实验:实验温度为油藏温度85°C，泡沫剂体系为上述耐酸耐油型泡沫 封堵剂，气液比为1.5:1，岩心渗透率为0. 200 u m2，注入速度3mL/min。 实验结果见表4。由实验结果可知含油饱和度为60%的情况下，阻 力因子达到了 120，泡沫剂的耐油性较好，可以满足有效封堵气窜通 道的要求。岩心含油饱和度对阻力因子的影响实验结果 表4<table>table see original document page 7</column>&本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种耐酸耐油型泡沫封堵剂，其特征在于：由ＣＯ↓［２］与泡沫溶液按地下体积比为１．５∶１混合，泡沫溶液由十二烷基苯磺酸钠、改性胍胶、羟乙基纤维素、十二醇和水组成，按质量百分比计十二烷基苯磺酸钠占０．９％、改性胍胶占０．４％、羟乙基纤维素占０．１％，十二醇占０．１％和余量的水。

【技术特征摘要】
1、一种耐酸耐油型泡沫封堵剂，其特征在于由CO2与泡沫溶液按地下体积比为1.5∶1混合，泡沫溶液由十二烷基苯磺酸钠、改性胍胶、羟乙基纤...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘合，周万富，王鑫，刘向斌，王海静，
申请(专利权)人：大庆油田有限责任公司，
类型：发明
国别省市：23[中国|黑龙江]