一种渗吸驱油剂及制备方法与流程

本发明属于石油开采试剂领域，具体涉及一种渗吸驱油剂及制备方法。
背景技术：
：国内外目前驱油技术广泛应用化学驱油技术。自20世纪80年代以来，聚合物驱油技术已在我国胜利油田、大庆油田，以及西部各大油田得到了推广应用，并取得了良好的驱油效果。然而，随着国内各大油田的不断开发，油藏条件不断恶化，出现了储层非均质性加剧、地层水矿化度增大等问题。因此，急需研究耐高盐的低压低渗油藏驱油剂，以满足此类油藏提高原油采收率的需求。而现今普通的驱油剂以常见的水溶性高分子聚合物制备的乳液或以各类表面活性剂复配制备而成，前者在高盐环境下其体系粘度难以维持稳定，而后者则无法由于其流动性，无法储层基质长时间接触作用，导致驱油效率较低，因此制备出耐高盐的环境且具有良好驱油效果的渗吸驱油剂十分必要。技术实现要素：为解决上述技术问题，本发明提供一种渗吸驱油剂及制备方法。具体技术方案如下：一种渗吸驱油剂，其不同之处在于，包括：高分子聚合乳液及表面活性剂溶液，所述表面活性剂溶液与所述高分子聚合乳液的质量比为(1.5～9):1；其中，所述高分子聚合乳液的制备原料包括：水溶性聚合物单体、乳化剂及引发剂；所述表面活性剂溶液包括：表面活性剂溶质及溶剂，所述表面活性剂溶质包括非离子表面活性剂。与现有技术相比，本发明的有益效果在于：将带有表面活性的水溶性高分子聚合乳液与表面活性剂溶液进行混配，表面活性剂溶液中的非离子表面活性剂成分通过负载在水溶性高分子聚合物骨架上，可以确保整个体系在含盐环境下作用，两者混配比例合适，使整个驱油剂体系其驱油效率达到7％以上；不仅如此，其体系可同时适用于高含量的阳离子及高含量的阴离子的环境。进一步，所述表面活性剂溶质还包括选自10个以上的烷基数目的正烷基三甲基溴化铵中的一种或多种。采用上述进一步技术方案的有益效果在于：可以提高整个体系的耐高温性能，使整个体系的使用环境提升至150℃；同时可进一步提高驱油效率。进一步，所述正烷基三甲基溴化铵为十六烷基三甲基溴化铵。进一步，所述水溶性聚合单体选自丙烯酰胺或2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸中的一种或两种。进一步，所述乳化剂选自辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、司盘80及吐温80中的一种或多种。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：提高聚合体系的相容性，提高反应效率。进一步，所述引发剂为氧化-还原体系引发剂。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：氧化-还原引发剂可以引发体系的共聚反应。进一步，所述引发剂为na2s2o5-nahso3体系引发剂。进一步，nahso3与na2s2o5的质量比为1：(1～2)。进一步，所述表面活性剂溶液中，所述非离子表面活性剂选自聚醚，聚氧乙烯脂肪酸酯或聚氧乙烯脂肪醇醚中的一种或多种。进一步，所述表面活性剂溶液中，所述非离子表面活性剂为聚醚。进一步，所述溶剂包括水及正丁醇。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：通过正丁醇的加入，可以提高整个体系的耐低温性能，方便储存。进一步，所述高分子聚合乳液的制备原料包括下列重量份数的组分：水溶性聚合物单体：50份～70份，乳化剂：10份～30份，引发剂：0.05份～0.15份。采用上述进一步技术方案的有益效果在于：聚反应合原料在此范围制备出的产物与后续的表面活性溶液进行混合后，其驱油效率提高。进一步，所述水溶性聚合物单体包括丙烯酰胺及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸，两者的比例是1：(0.8～1.5)。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：采用上述水溶性高分子聚合体系进行聚合，其驱油效率可以进一步提高。进一步，丙烯酰胺及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的比例为1:1。进一步，所述高分子聚合乳液的原料还包括水相溶剂与重量份数为40份～60份的油相溶剂。进一步，所述油相溶剂为沸程245℃～255℃的饱和石油馏分，所述水相溶剂为去离子水。采取上述进一步技术方案的有效果在于；方便水溶性聚合物单体与乳化剂聚合反应的发生。进一步，所述高分子聚合乳液的原料还包括重量份数为10份～12份的反应助剂，所述反应助剂选自乙二胺四乙酸二钠及四甲基乙二胺中的一种或两种。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：反应助剂的可以增加体系的耐盐性。进一步，所述表面活性剂溶液中，所述表面活性剂溶质的重量份数为20份～30份，所述溶剂的重量份数为20份～30份。进一步，所述表面活性剂溶质中包括重量份数为10份～20份的非离子表面活性剂，重量份数为8份～12份的正烷基三甲基溴化铵。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：采取上述比例的体系驱油效率进一步提高。进一步，所述表面活性剂溶液中，所述正烷基三甲基溴化铵的重量份数为10份，所述非离子表面活性剂的重量份数为15份。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：采取上述比例的体系驱油效率最佳。进一步，所述表面活性剂溶液与所述高分子聚合乳液的质量比为(1.5～3):1。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：采取上述质量比进行配比的渗吸驱油剂其驱油效率进一步提高至12％左右。上述渗吸驱油剂的制备方法，其不同之处在于，包括以下步骤：步骤s1，制备高分子聚合乳液：将所述水溶性聚合物单体、所述乳化剂在所述引发剂发生共聚反应得到所述高分子聚合乳液；步骤s2，制备表面活性剂溶液，将所述非离子表面活性剂及所述溶剂混合后得到所述表面活性剂溶液；步骤s3，制备渗吸驱油剂，将所述高分子聚合乳液与所述表面活性剂溶液溶液混合。与现有技术相比，本发明的有益效果在于：采用本发明方法可以制备出驱油效率良好且耐盐的渗吸驱油剂。进一步，所述步骤s1中，具体包括以下步骤：步骤s1-1：将所述乳化剂与油相溶剂混合配置成油相，将所述水溶性聚合物单体与反应助剂及溶剂混合后配置成水相；步骤s1-2：将水相与油相混合乳化，得到乳化液；步骤s1-3：在所述乳化液中加入引发剂进行共聚反应，得到所述高分子聚合乳液。采取上述进一步技术方案的有益效果在于：可以制备出高分子聚合乳液。进一步，所述步骤s1中，所述乳化剂包括辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10、司盘80及吐温80；其中，辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10分别在所述步骤s1-1及步骤s1-3中各自加入一半，在所述步骤s1-3中加入时，采用滴加的方式加入。附图说明图1为本发明s6-1型号产品润湿检测结果；图2为本发明s6-2型号产品润湿检测结果；图3为本发明s6-3型号产品润湿检测结果；图4为为本发明d3型号产品润湿检测结果。附图中，各标号所代表的部件列表如下：1a-s6-1型号产品处理前，1a-s6-1型号产品处理后，2a-s6-2型号产品处理前，2b-s6-2型号产品处理后，3a-s6-3型号产品处理前，3b-s6-3型号产品处理后，4a-d3型号产品处理前，3b-d3型号产品处理后。具体实施方式以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。实施例1本实施例提供不同型号的高分子聚合乳液的制备方法，具体操作步骤如下：(a)将辛烷基苯酚聚氧乙烯醚-10(op-10)、司盘-80、吐温80与沸程245～255℃饱和石油馏分搅拌混合后，配置成油相；(b)将丙烯酰胺(am)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(amps)加入去离子水中配置成浓度为30％wt的am 30％wt的amps溶液，采用浓度为20％wt的naoh溶液调节ph为6，然后依次加入浓度为10％wt的乙二胺四乙酸二钠(edta-2na)溶液及四甲基乙二胺，采用20％wt的naoh溶液调节ph为7水溶，得到水相；(c)把水相倒入油相中，乳化20min，用brookfielddvlv-3型粘度计63号转子，转速30转/分，进行液体粘度测试，实测粘度大于200mpa.s，得到乳化液；(d)将乳化液倒入合成釜内，以转速为110r/min～130r/min为宜搅拌釜内液体，并通氮气进行除氧(6l/min)，搅拌1小时左右，打开冷却水，使反应釜内的温度降为12℃(注：当温度为13℃时，就可以关闭冷却水，冷却水余冷基本能使釜内温度降到12℃)，用长针头将除氧后的1.96％wtnahso3溶液注入反应釜内，待1.96％wtnahso3溶液注入结束十分钟后，把氮气流量调整为2～3l/min左右，准备好微量注射泵，用20ml的注射器装满1.96％wtnahso3溶液，然后以3～5ml/h的速度注入反应釜内，加入量与前次相同，以3～5ml/h的加入速度，用微量注入泵向反应釜内加入15％wtna2s2o5溶液，当温度持续下降时，可进行下一步；用常压滴液漏斗向反应釜内加入op-10，加入量与(a)相同，搅拌1小时，得到高分子聚合乳液；不同型号的高分子聚合乳液的原料配比如表1所示，表1中，其重量份数涉及溶液的是按溶质进行计算。表1不同型号的高分子聚合乳液的原料配比实施例2本实施例提供一种高分子聚合乳液的制备方法，具体操作步骤与s1-1类似，唯一不同的是，不加入反应助剂edta-2na与四甲基乙二胺，其高分子聚合乳液型号为s2。实施例3本实施例提供一种高分子聚合乳液的制备方法，具体操作步骤与s1-1类似，唯一不同的是不加入amps，且am重量份数为60份，其高分子聚合乳液型号为s3。实施例4本实施例提供一种高分子聚合乳液的制备方法，具体操作步骤与s1-1类似，唯一不同的是不加入am，且amps重量份数为60份，其高分子聚合乳液型号为s4。实施例5本实施例提供不同型号表面活性剂溶液的制备方法，具体操作步骤如下：a)将干净的容器放入水浴锅中，架好通氮、搅拌、冷凝回流装置；b)分别称取去离子水、十六烷基三甲基溴化铵(ctab)、正丁醇、聚醚l61，依次加入到容器中，密封搅拌，通氮气，并开启水浴温度50±0.5℃，恒温反应4h；不同型号的表面活性剂溶液的原料配比如表2所示。表2不同型号的表面活性剂溶液的原料配比实施例6本实施例将高分子聚合乳液及表面活性剂溶液复配成不同型号渗吸驱油剂成品，具体操作如下：将高分子聚合乳液及表面活性剂溶液分别缓慢加入干净容器中并且再加入的同时用1800r/min磁力搅拌器搅拌2h，反应2h后，制得白色透明液体，即为渗析驱油剂。不同型号的渗析驱油剂涉及的原料及配比如表3所示。表3不同型号的渗析驱油剂涉及的原料及配比对比例1本对比例提供一种渗吸驱油剂，与s6-1型号产品相比，s5-1型号表面活性剂溶液与s1-1型号高分子聚合乳液质量比为1:1，型号为d1。实施例7将实施例部分型号产品渗吸驱油剂产品表界面张力评价，具体如下。采用吊环法，利用bzy-1型表界面张力测试仪测定“油/水”表界面张力。具体实验流程及原理如下：①根据油藏实际地层水矿化度配制模拟地层水，利用模拟地层水配制一定浓度的渗吸驱油剂溶液；模拟地层水配制方法如下：分别称取1.73g氯化钙(cacl2)，1.17g氯化镁(mgcl2)，5.27g硫酸钠(na2so4)，11.83g氯化钠(nacl)于烧杯中，用蒸馏水溶解稀释至总体积为1l。总矿化度为20000mg/l(所用试剂均为化学纯)②首先，在样品筒内分别装入蒸馏水和酒精，对仪器进行校正。然后将渗吸驱油剂溶液滴入干净的样品池内，启动设备，测试“原油-渗吸驱油剂溶液”的界面张力值，每种渗吸驱油剂溶液测试三个点取平均值，结果如表4所示及图1～图3所示。表4界面张力值测试结果渗吸驱油剂类型s6-3s6-2s6-1界面张力值，mn/m0.110.080.06从表4可知，型号s6-1、s6-2及s6-3的产品处理后原油-渗吸驱油剂溶液的界面张力均较小，其中，在s6-1与s6-2的界面张力值小于0.1。实施例8将实施例部分型号产品及对比例1渗吸驱油剂产品进行改善润湿性评价，具体如下。采用“悬滴法”，在室温下利用c601型接触角测试仪测量实施例7的模拟地层水浸泡的岩心切片表面的“原油-岩石”接触角，具体实验流程如下：①将未经处理的天然岩心切片放置于模拟地层水中，通过微量移液管将原油油滴滴在岩心切片下表面，通过接触角测试仪测量油滴在岩心表面的接触角；②将未经处理的天然岩心切片分别放置于不同类型的渗吸驱油剂溶液中浸泡72h以上，然后取出岩心切片擦拭干净，将化学剂处理后岩心切片重新放置入模拟地层水中，采用步骤(1)测试油滴在岩心表面的接触角；③对比化学剂处理前后，模拟地层水中岩心切片表面的“原油-岩石”接触角，评价渗吸驱油剂润湿性改善效果，结果如表5所示。表5渗吸驱油剂润湿性改善效果润湿性能是评价渗吸驱油剂的重要性能，好的润湿性可以促进其原油玻璃基质。实施例与对比例1相比，s6-1、s6-2及s6-3的产品中，表面活性剂溶液与所述高分子聚合乳液的质量比为(1.5～9):1，对比例1中，表面活性剂溶液与所述高分子聚合乳液的质量比为1:1。相较于对比例1，实施例产品其改善角度幅度更大，其中，表面活性剂溶液与所述高分子聚合乳液的质量比为(1.5～3):1时，其改善角度在95°以上，说明复配比例对产品的润湿性影响很大。实施例9将实施例部分型号产品及对比例1渗吸驱油剂产品进行改善润湿性评价，具体如下：采用体积法，利用amot自吸瓶进行不同质量复配比例渗吸驱油剂溶液自吸驱油实验，具体实验流程及原理如下：①测定储层岩心体积，孔隙度、渗透率，利用模拟地层水配制不同浓度的渗吸驱油剂溶液，原油应用实际原油样品，或者实验室根据要求自行配置；②将岩心抽真空后饱和模拟地层水，然后饱和实验模拟油，制造束缚水饱和度，计算原油饱和度；③将处理后的岩心与不同质量比的渗吸驱油剂溶液放入amot自吸瓶中，在油藏温度下进行渗吸驱油剂溶液自吸驱油试验；④利用amot自吸瓶读出岩心中被渗吸驱油剂溶液自吸驱替出来的实验模拟油体积，从而得到渗吸驱油剂溶液自吸采收率，结果如表6所示。表6渗吸驱油剂溶液自吸采收率测试结果实施例产品与对比例1产品相比，表面活性剂溶液与所述高分子聚合乳液的质量比为(1.5～9):1时，对比例1的比例为1:1，相较于对比例1，该比例的产品其驱油效率高达7％以上，几乎是对比例3的两倍，说明两者的复配比例对整个体系的性能影响跟大，而在两者的比例在(1.5～3):1时，其驱油效率进一步提高；不仅如此，发明人及其研究团队通过大量研究发现，在表面活性剂中溶质的选择上，对整个体系的影响也很大，加入了10个以上的烷基数目的正烷基三甲基溴化铵，不仅对整个体系的驱油效率有影响，且发明人发现，该体系其适用环境的温度可提高至150℃。其次，对于选择合适的高分子聚合物骨架与表面活性剂溶液配合，也是影响整个体系的驱油效率的因素，采用am与amps为反应单体的高分子聚合骨架其驱油效率在8％以上。进一步，反应助剂的加入，也可进一步提高整个体系在高盐环境下的驱油效率。以上所述仅为本发明的较佳实施例，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。当前第1页12