一种低初粘可控凝胶调剖剂制造技术

本发明专利技术涉及油田化学领域，属于一种针对油田注聚合物井后续水驱期间调剖作业的低初粘可控凝胶调剖剂。本发明专利技术可以解决油田注聚合物井后续水驱期间深部调剖的问题。本发明专利技术按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺，0.2%的Cr3+交联剂，0.01%的水杨酸，0.05%的氯化镁，0.05%的尿素，0.02%的亚硫酸钠，余量为水。本发明专利技术适用于注聚合物井后续水驱期间的调剖作业，能够满足深部调剖的需要，易于工业化批量应用；本发明专利技术具有低初粘周期长，可实现30天内粘度维持300mPa.s以内，能够顺利进入油层深部，热稳定性良好等优点。

Low initial viscosity controllable gel profile control agent

The invention relates to the field of oil field chemistry, and belongs to a low initial viscosity controllable gel profile control agent for profile control operation during the subsequent water flooding in oil field polymer injection well. The invention can solve the problem of deep profile control during the subsequent water flooding of polymer injection wells in oil field. The present invention is made up of the following components by weight percentage: 0.05% polyacrylamide, Cr3+ crosslinking agent of, salicylic acid of 0.01%, magnesium chloride of 0.05%, urea of 0.05%, sodium sulfite of 0.02%, and water. The invention is suitable for subsequent water flooding during polymer injection wells profile control operation, which can meet the need of deep profile control, easy industrialized batch application; the invention has low initial viscosity of long cycle, can be achieved within 30 days to maintain the viscosity of less than 300mPa.s, can enter the deep reservoir, good thermal stability etc..

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油田化学领域，属于一种针对油田注聚合物井后续水驱期间调剖作业的低初粘可控凝胶调剖剂。
技术介绍
目前国内应用的调剖剂由于存在以下问题，使其在油田深部调剖应用和提高采收率上受到了限制：一是体膨型颗粒由于膨胀速度快导致注入过程中升压快；易破碎，后续水驱压力回落快；不易进入地层深部，深调距离有限；二是目前的凝胶型调剖剂体系低初粘周期短、易污染中、低渗透带，无法满足油田深部调剖的需要。
技术实现思路
本专利技术目的是研制出针对油田注聚合物井后续水驱期间调剖时，可以使调剖剂顺利进入油田深部且后期强度可控的一种低初粘可控凝胶调剖剂。本专利技术所采用的技术方案是：它按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺，0.2%的Cr3+交联剂，0.01%的水杨酸，0.05%的氯化镁，0.05%的尿素，0.02%的亚硫酸钠，余量为水。本专利技术的作用机理是Cr3+交联剂与聚丙烯酰胺反应形成凝胶体系后，亚硫酸钠与聚丙烯酰胺中的羟甲基的衍生物进行缩聚反应，从而达到对体系的调节作用；水杨酸的强络合作用可以破坏水解所产生的羟桥结构，多元羧酸根与Cr3+交联剂中的配位体竞争，使Cr3+的释放时间大大延后，从而达到缓凝作用；氯化镁可以用来提高溶液后期强度，从而达到增强作用；尿素可以进行氧化还原反应，从而达到稳定作用。本专利技术与现有的凝胶调剖剂体系相比有如下优点：1）、本专利技术低初粘周期长，可顺利进入油层深部，封堵地层深部的高渗透通道；2）、本专利技术成胶时间和成胶强度可控，且热稳定性良好，能实现油层深部定点封堵。附图说明:图1为本专利技术成胶粘度与时间关系曲线图；图2为本专利技术体系驱替三管岩心分流率前后对比图。具体实施方式：下面结合实施例对本专利技术作进一步说明：它按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺，0.2%的Cr3+交联剂，0.01%的水杨酸，0.05%的氯化镁，0.05%的尿素，0.02%的亚硫酸钠，余量为水。其中聚丙烯酰胺的分子式为：CONH2[CH2-CH]n；Cr3+交联剂分子式为：[Cr(H2O)6]3+；水杨酸的分子式为2-HOC6H4COOH；尿素的分子式为：CH4N2O。实施例1，本实施例中本专利技术按重量百分比由下列成分组成：聚丙烯酰胺0.05%，Cr3+交联剂0.2%，水杨酸0.01%，氯化镁0.05%，尿素0.05%，亚硫酸钠0.02%，余量为水。具体制备过程为：1、首先，在烧杯中配制0.05%的聚丙烯酰胺。2、其次，在烧杯中继续加入0.02%亚硫酸钠、0.01%的水杨酸、0.05%的尿素、0.05%的氯化镁和0.2%Cr3+交联剂充分搅拌即可。本专利技术粘度测定如图1所示，通过分析可知一方面本专利技术低初粘周期长，可以使其顺利抵达地层深部，体系初始粘度低于10mPa.s，30天内粘度维持300mPa.s以内；另一方面本专利技术能够保证该体系的终粘，30天后成胶强度1700mPa.s以上且可控，60天内粘度基本不变，说明体系的热稳定性良好。因此，本专利技术为注聚合物井后续水驱期的调剖作业提供一种更为有效的调剖剂体系。实施例2，本实施例给出了本专利技术的三管岩心性能物理模拟评价。三管岩心采用30cm×4.5cm×4.5cm方岩心，先将岩心抽空饱和水，水驱测得渗透率分别为：高渗透岩心1.46μm2、中渗透岩心0.778μm2和低渗透岩心0.387μm2。三管岩心模拟聚驱后地层注入过程见表1。不同驱替阶段分流率对比情况如图2所示。表1三管岩心实验驱替过程表通过实验结果可知，凝胶体系对低渗透层注入分流率仅2.1%，远低于聚驱的14.3%，与水驱相当，降低了对中低渗层污染；凝胶驱后水驱高渗层注入分流率下降至5.9%，中低渗透层分别提高至71.1%、23%，实现了高渗层有效封堵，表明体系对于大孔道具有一定的选择性，同时对于中低渗层基本不污染。本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种低初粘可控凝胶调剖剂，其特征在于：它按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺，0.2%的Cr3+交联剂，0.01%的水杨酸，0.05%的氯化镁，0.05%的尿素，0.02%的亚硫酸钠，余量为水。

【技术特征摘要】
1.一种低初粘可控凝胶调剖剂，其特征在于：它按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺，0.2%的...

【专利技术属性】
技术研发人员：周万富，周泉，王鑫，乔岩，吕杭，雷达，李萍，白文广，王庆国，莫爱国，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，大庆油田有限责任公司，
类型：发明
国别省市：北京;11