一种油水井固砂剂及其制备方法和应用技术

本发明专利技术公开了一种油水井固砂剂及其制备方法和应用，属于油水井固砂领域。该油水井固砂剂包括以下重量百分比的组分：硅酸盐的水溶液41％‑45％，碳酰二胺或碳酸铵8％‑20％，偶联剂0.06％‑0.1％，余量为水。其中，硅酸盐的水溶液中硅酸盐的质量分数为35％‑40％。该油水井固砂剂进入石油储层后，覆盖在砂粒表面，在60℃‑100℃的油井温度下，通过硅酸盐水解产生的硅酸根离子与碳酰二胺或碳酸铵水解产生的氢离子结合，形成多聚体多硅酸，多硅酸中的硅氧键交联成立体网状结构，从而在石油储层中散砂表面形成固化层并胶结在一起，控制储层出砂量。同时，该油水井固砂剂对地层中较大的裂缝和孔隙影响较小，从而保证了储层的渗透率和油井产量。

A sand fixing agent in oil and water well and its preparation method and Application

The invention discloses a sand fixing agent for oil and water well and its preparation method and application, which belongs to the field of sand fixing in oil and water wells. The oil well sand fixing agent comprises the following components by weight percent: silicate aqueous solution of 41% 45%, two carbon acyl amine or ammonium carbonate 8% 20%, 0.06% 0.1% coupling agent, the balance of water. Among them, the mass fraction of silicate aqueous solution of silicate in 35% 40%. The oil well sand fixing agent into the oil reservoir, covered in sand surface, at 60 DEG C 100 DEG C, oil temperature, hydrogen ions generated by hydrolysis of the silicate silicate ions with two carbon acyl amines or ammonium carbonate hydrolysis combined to form multimers silicate, silicon oxygen bond crosslinked silicate the three-dimensional network structure, so as to form a solidified layer powder and cemented together surface sand in oil reservoir, reservoir sand control. At the same time, the sand fixing agent of the oil and water well has little effect on the larger cracks and pores in the formation, thus ensuring the permeability of the reservoir and the production of oil well.

【技术实现步骤摘要】
一种油水井固砂剂及其制备方法和应用
本专利技术涉及油水井固砂领域，特别涉及一种油水井固砂剂及其制备方法和应用。
技术介绍
砂岩油田在开发过程中常出现油水井出砂现象，其原因主要包括以下两方面：第一，砂岩油田的石油储层中，砂粒胶结物的矿物含量较高，随着油井开采时间的延长，储层中含水量逐渐上升，导致石油储层中的粘土矿物随地层水或注入水泵至地面，造成油水井出砂现象。第二，随着油井开采的不断深入，断层和裂缝较多、且地层倾角较大的石油储层受到严重破坏，岩石胶结强度较低，导致砂粒进入油井，同时，粘度较高、密度较大的石油也容易携带更多的砂粒，从而造成油水井出砂严重。油水井出砂现象容易使采油设施受到磨损，严重时会埋没生产井段，甚至造成油井停产、地层坍塌等事故。因此，提供一种油水井固砂药剂是十分必要的。现有技术提供的化学固砂药剂主要包括酚醛树脂固砂剂和无机类固砂剂。酚醛树脂固砂剂对石油储层渗透率影响较大，只适用于油井开采的早期防砂。无机类固砂剂以无机硅(铝)酸盐等为主要原料，并配合以Ca、Mg、Pb、Zn等金属化合物为主成分的交联剂，得到油水井固砂剂。这种油水井固砂剂具有优异的耐高温性能，固砂强度高，成本低廉，特别适用于稠油热采井或以蒸汽吞吐、蒸汽驱方式开发的高温井(油井温度一般为250℃～350℃)。专利技术人发现现有技术至少存在以下技术问题：现有技术提供的无机类油水井固砂剂，只适用于250℃～350℃的油水井，而无法对温度较低的60℃-100℃的油水井进行固砂处理。
技术实现思路
本专利技术实施例所要解决的技术问题在于，提供了一种能够适用于60℃-100℃油水井固砂的固砂剂及其制备方法和应用，具体技术方案如下：第一方面，本专利技术实施例提供了一种油水井固砂剂，该固砂剂包括以下重量百分比的组分：硅酸盐的水溶液41％-45％，碳酰二胺或碳酸铵8％-20％，偶联剂0.06％-0.1％，余量为水；所述硅酸盐的水溶液中硅酸盐的质量分数为35％-40％。所述偶联剂通过如下方法制备得到：将480.0～490.0质量份的十六烷基二甲氧基硅烷和20.0～25.0质量份的N-辛基三甲氧基硅烷倒入反应釜中，加热至40℃-45℃熔融成液体；再将34.0～36.0质量份的过氧化苯甲酰加入所述反应釜中，在35℃-40℃下搅拌30-35min,将385.0～395.0质量份的丙酮倒入所述反应釜，升高所述反应釜温度至45℃-48℃,搅拌反应50-55min,向所述反应釜中加入14.5～15.5质量份的无水乙醇，升高所述反应釜温度至50℃-53℃，搅拌反应20-25min，最后加入98.5～101.5质量份的所述丙酮并升高反应温度至55℃-58℃，搅拌反应35-38min，得到所述偶联剂LY。具体地，作为优选，所述硅酸盐为硅酸钠，硅酸钠的水溶液中所述硅酸钠的质量分数为36％-38％。具体地，作为优选，所述硅酸钠的水溶液中SiO2与Na2O的摩尔比为3.1-3.4。具体地，作为优选，所述碳酰二胺的重量百分比为15％-20％。具体地，作为优选，所述碳酸铵的重量百分比为8％-15％。具体地，作为优选，所述固砂剂还包括碳酸氢铵，所述碳酸氢铵的重量百分比为0.5％-0.6％。第二方面，本专利技术实施例提供了一种油水井固砂剂的制备方法，包括以下步骤：根据油水井固砂剂中各组分的重量百分比，向反应釜中加入水、偶联剂和碳酰二胺或碳酸铵，在25℃-35℃下搅拌25-35min，加入硅酸盐的水溶液，继续搅拌55-65min，得到所述固砂剂。第三方面，本专利技术实施例提供了一种油水井固砂剂在温度为60℃-100℃的油水井的固砂作业中的应用。具体地，作为优选，当所述油水井的温度为60℃-75℃时，所述固砂剂还包括碳酸氢铵，所述碳酸氢铵的重量百分比为0.5％-0.6％。具体地，作为优选，所述固砂剂通过油管注入油水井中，注入排量为0.1-0.3m3/min。本专利技术实施例提供的技术方案带来的有益效果是：本专利技术实施例提供的油水井固砂剂，通过上述各组分的协同作用，在保证石油储层渗透率的前提下，实现中高温油井的固砂处理。该油水井固砂剂进入石油储层后，覆盖在砂粒表面，在60℃-100℃的油井温度下，碳酰二胺或碳酸铵水解释放出的氢离子和硅酸盐水解释放出的氢氧根离子能够调节固砂剂溶液的pH值，控制硅酸盐溶液的固化，使其在砂粒表面形成固化层。硅酸盐水解产生的硅酸根离子与氢离子逐步结合，形成多聚体形式的多硅酸，多硅酸中的硅氧键交联成立体的网状结构，从而使石油储层中的散砂固化胶结在一起，实现控制粘土膨胀、稳定颗粒运移和控制或减少储层出砂目的。同时，通过偶联剂改善砂粒与硅酸盐固化层之间的界面性能，进一步增强砂粒与硅酸盐固化层之间的胶结强度，从而提高砂粒之间的结合强度，减少储层出砂。可见，本专利技术实施例提供的固砂剂，能够适用于60℃-100℃的油水井固砂作业、利于石油开采，其操作简单、使用方便，便于规模化推广应用。具体实施方式为使本专利技术的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本专利技术实施方式作进一步地详细描述。第一方面，本专利技术实施例提供了一种油水井固砂剂，该固砂剂包括以下重量百分比的组分：硅酸盐的水溶液41％-45％，碳酰二胺或碳酸铵8％-20％，偶联剂0.06-0.1％，余量为水。其中，硅酸盐的水溶液中硅酸盐的质量分数为35％-40％。其中，偶联剂通过如下方法制备得到：将480.0～490.0质量份的十六烷基二甲氧基硅烷和20.0～25.0质量份的N-辛基三甲氧基硅烷倒入反应釜中，加热至40℃-45℃熔融成液体。再将34.0～36.0质量份的过氧化苯甲酰加入反应釜中，在35℃-40℃下搅拌30-35min，将385.0～395.0质量份的丙酮倒入反应釜，升高反应釜温度至45℃-48℃,搅拌反应50-55min,向反应釜中加入14.5～15.5质量份的无水乙醇，升高反应釜温度至50℃-53℃，搅拌反应20-25min，最后加入98.5～101.5质量份的丙酮并升高反应温度至55℃-58℃，搅拌反应35-38min，得到该偶联剂。本专利技术实施例提供的油水井固砂剂，通过上述各组分的协同作用，在保证石油储层渗透率的前提下，实现中高温油水井的固砂处理。该油水井固砂剂进入石油储层后，覆盖在砂粒表面，在60℃-100℃的油井温度下，碳酰二胺或碳酸铵水解释放出的氢离子和硅酸盐水解释放出的氢氧根离子能够调节固砂剂溶液的pH值，控制硅酸盐溶液的固化，使其砂粒表面形成固化层。硅酸盐水解产生的硅酸根离子与氢离子逐步结合，形成多聚体形式的多硅酸，多硅酸中的硅氧键交联成立体的网状结构，从而使石油储层中的散砂固化胶结在一起，实现控制粘土膨胀、稳定颗粒运移，控制或减少储层出砂目的。同时，通过偶联剂改善砂粒与硅酸盐固化层之间的界面性能，进一步增强砂粒与硅酸盐固化层之间的胶结强度，从而提高砂粒之间的结合强度，减少储层出砂。可见，本专利技术实施例提供的固砂剂，能够适用于60℃-100℃油水井的固砂作业、利于石油的开采，其操作简单、使用方便，便于规模化推广应用。具体地，为了提高油水井固砂剂的固砂效果，所用到的硅酸盐优选为硅酸钠，硅酸钠的水溶液(即水玻璃)中硅酸钠的质量分数(即有效成分)为36％-38％，例如为36％、37％、38％等。水玻璃中有效成分的多少直接影响本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种油水井固砂剂，其特征在于，所述固砂剂包括以下重量百分比的组分：硅酸盐的水溶液41％‑45％，碳酰二胺或碳酸铵8％‑20％，偶联剂0.06％‑0.1％，余量为水；所述硅酸盐的水溶液中硅酸盐的质量分数为35％‑40％；所述偶联剂通过如下方法制备得到：将480.0～490.0质量份的十六烷基二甲氧基硅烷和20.0～25.0质量份的N‑辛基三甲氧基硅烷倒入反应釜中，加热至40℃‑45℃熔融成液体；再将34.0～36.0质量份的过氧化苯甲酰加入所述反应釜中，在35℃‑40℃下搅拌30‑35min，将385.0～395.0质量份的丙酮倒入所述反应釜，升高所述反应釜温度至45℃‑48℃，搅拌反应50‑55min,向所述反应釜中加入14.5～15.5质量份的无水乙醇，升高所述反应釜温度至50℃‑53℃，搅拌反应20‑25min，最后加入98.5～101.5质量份的所述丙酮并升高反应温度至55℃‑58℃，搅拌反应35‑38min，得到所述偶联剂。

【技术特征摘要】
1.一种油水井固砂剂，其特征在于，所述固砂剂包括以下重量百分比的组分：硅酸盐的水溶液41％-45％，碳酰二胺或碳酸铵8％-20％，偶联剂0.06％-0.1％，余量为水；所述硅酸盐的水溶液中硅酸盐的质量分数为35％-40％；所述偶联剂通过如下方法制备得到：将480.0～490.0质量份的十六烷基二甲氧基硅烷和20.0～25.0质量份的N-辛基三甲氧基硅烷倒入反应釜中，加热至40℃-45℃熔融成液体；再将34.0～36.0质量份的过氧化苯甲酰加入所述反应釜中，在35℃-40℃下搅拌30-35min，将385.0～395.0质量份的丙酮倒入所述反应釜，升高所述反应釜温度至45℃-48℃，搅拌反应50-55min,向所述反应釜中加入14.5～15.5质量份的无水乙醇，升高所述反应釜温度至50℃-53℃，搅拌反应20-25min，最后加入98.5～101.5质量份的所述丙酮并升高反应温度至55℃-58℃，搅拌反应35-38min，得到所述偶联剂。2.根据权利要求1所述的固砂剂，其特征在于，所述硅酸盐为硅酸钠，硅酸钠的水溶液中所述硅酸钠的质量分数为36％-38％。3...

【专利技术属性】
技术研发人员：李勇斌，游靖，巨登峰，段丽莎，余吉良，王静，刘莎莎，崔延杰，邵忠华，苏焕忠，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京,11