专利名称：一种耐酸型泡沫封堵剂的制作方法
技术领域：
本发明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CO2气窜层的泡沫封堵剂。
背景技术：
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CO2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。
发明内容
为了克服背景技术中的不足，本发明提供一种耐酸型泡沫封堵剂。本发明用于注二氧化碳气井的封堵气窜层，能有效地注气井组的封堵气窜层，使注气开发油田更加经济有效。其控水增油的原理是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，有效封堵水洗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CO2的转向，提高原油产量；②在含油饱和度低的地方，利用泡沫剂中的表面活性剂成分驱油，提高原油产量；③利用泡沫中的气相组分，有效开发水驱难以开发的低渗透部位，提高原油产量。
本发明所采用的技术方案是该耐酸型泡沫封堵剂由CO2与泡沫溶液按地下体积比为2.5∶1混合，泡沫溶液由十二烷基苯磺酸钠、改性胍胶和水组成，按质量百分比计十二烷基苯磺酸钠占0.3％、改性胍胶占0.1％和余量的水。
按上述比例向水中投入发泡剂，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，低速搅拌均匀制成混合溶液；在地面将液态CO2与配制好的泡沫溶液按地下体积比为2.5∶1混合，混合后的液体通过油管注入到不同的层段中。
本发明具有如下有益效果现有的泡沫配方体系在酸性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，不能有效的封堵气窜层。而本发明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180度，本发泡剂也可用于辅助蒸汽吞吐，矿化度的适用范围高达12000mg/L，PH值适应范围为2～8；2、发泡剂成本低；3、溶解性好；4、安全性能好、无毒、无异味。能有效地注气井组的封堵气窜层，使注气开发油田更加经济有效。
图1发泡剂浓度变化曲线；图2稳泡剂浓度变化曲线。
具体实施例方式下面结合实施例对本发明作进一步说明实施例1、搅拌法测定发泡剂测定时将100ml发泡剂溶液倒入有搅拌器带刻度的透明量杯内，在高速(3000转)下搅拌60s，记录泡沫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)，后二者表示泡沫稳定性(半衰期)。实验结果见表1。
发泡剂发泡体积及半衰期表1
结果表明这六种发泡剂的发泡体积相差不大，但十二烷基苯磺酸钠即SD-5的半衰期较长，达到8.2h；界面张力较低，达到0.56-1.61mN/m。
实施例2、携液法测定发泡剂用PDP-1泡沫动态性能测定仪对6种发泡剂进行携液能力评价实验，执行泡排剂质量检验操作规程，具体实验方法如下将6种发泡剂配成0.3％溶液1000ml，打开进气阀调节气量至3.42m3/h(57mL/min)，气流量稳定后开始泵入发泡剂，泵速为80mL/min，并采集数据，10min后停止数据采集，量取泡沫收集筒内泡沫破灭后的液体体积，实验结果见表2。
泡沫携液能力对比表2
实验表明SD-5(十二烷基苯磺酸钠)和3#A发泡剂的泡沫携液能力都很高，达到了1600ml以上，而其他发泡剂携液量1000ml左右。
实施例3、倾注法(Ross-Miles法)测定发泡剂用罗氏米尔泡沫测定仪对6种发泡剂进行评价实验。具体方法如下将6种发泡剂配成0.3％、0.5％浓度300ml，将罗氏米尔泡沫测定仪中充入50ml液体，用移液管量取200ml溶液，打开滴液管旋塞，使溶液垂直流下，当滴液管中的溶液流完时，立即开启秒表并读取起始泡沫高度，5min后读取第二次高度，实验结果见表3。
倾注法发泡剂发泡泡高对比表3
实验表明SD-5(十二烷基苯磺酸钠)泡沫高度达到185mm，5min后泡沫高度基本不变，其次是3#A和SD-2，泡沫高度达到150mm以上。上述三种方法综合比较表明，SD-5(十二烷基苯磺酸钠)的发泡能力明显优于其它发泡剂。
实施例4、发泡剂SD-5(十二烷基苯磺酸钠)浓度测定将SD-5(十二烷基苯磺酸钠)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＝3，实验结果见表4和图1。
发泡剂SD-5(十二烷基苯磺酸钠)浓度测定表4
结果表明当发泡剂浓度达到0.3％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，泡沫稳定性增强。
实施例5、稳泡剂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，发泡剂SD-5(十二烷基苯磺酸钠)使用浓度0.3％，测试环境PH＝3，稳泡剂的浓度为0.1％，实验结果见表5发泡剂SD-5(十二烷基苯磺酸钠)的稳泡剂测定表5
结果表明改性胍胶的稳泡效果较好，半衰期达到26.7h。而聚合物在酸性环境下不发泡，磷酸三钠的加入，使发泡剂SD-5(十二烷基苯磺酸钠)的泡沫半衰期降低、CMC在稳泡方面效果不明显，发泡剂SD-5(十二烷基苯磺酸钠)的泡沫半衰期仅提高40个百分点。因此稳泡剂选为改性胍胶。
实施例6、稳泡剂浓度测定实验配置0.3％发泡剂SD-5与0.05％、0.1％、0.15％、0.2％改性胍胶复配，实验结果见下表6和图2
改性胍胶浓度测定表6
由上表可知浓度为0.1％时溶液半衰期最长，达到26.7个小时，浓度点定为0.1％。
实施例7、泡沫调剖体系性能评价取采油八厂水样，进行了矿化度影响实验和界面张力测试，确定了泡沫调剖体系。实验结果见下表7泡沫调剖剂综合性能表表7
实验结果表明该体系具有膨胀体积很大，达到400mL以上，受矿化度影响不大，采用污水配制泡沫半衰期下降11.6％。界面张力较低，达到0.5mN/m。
实施例8、气液比对泡沫阻力因子影响实验气液比是泡沫控制气窜技术的一个重要参数，它不仅影响了酸型泡沫的质量，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(0.5、1、1.5、2、3、4、5)1等7个气液比对阻力因子的影响实验，评价结果见表8。
气液比优化实验结果表8
(渗透率0.327um2，浓度0.3％+0.1％改性胍胶，T＝45℃，)气液比实验表明气液比低时，产生的泡沫质量差，主要表现在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；气液比高时，会造成成本上浪费现象，在实验的气液比范围内，气液比为体积比为2.5∶1为最佳，在这个范围内形成的泡沫细密、稳定、表观粘度高，阻力因子也较高。
实施例9、岩心阻力因子测试实验装置为一维单管模型，岩心砂用石英砂，单管水平放置于恒温烘箱内。首先将岩心饱和水，测岩心水相渗透率，然后以2 mL/min向岩心注入CO2气体，记录岩心的压差，在气液比2.5∶1条件下，以2 mL/min注入CO2和泡沫剂，记录岩心的压差，计算阻力因子，再后续水驱，观察残余阻力因子变化。结果见下表9
岩心阻力因子测试表表9
(渗透率0.332um2，浓度0.3％+0.1％改性胍胶，T＝45℃，)实验结果表明泡沫调剖剂配方能对CO2驱替形成有效封堵，在气液比2.5∶1情况下，阻力因子达到116，后续水驱时，残余阻力因子达到33。
权利要求
1.一种耐酸型泡沫封堵剂，其特征在于由CO2与泡沫溶液按地下体积比为2.5∶1混合，泡沫溶液由十二烷基苯磺酸钠、改性胍胶和水组成，按质量百分比计十二烷基苯磺酸钠占0.3％、改性胍胶占0.1％和余量的水。
全文摘要
本发明公开了一种耐酸型泡沫封堵剂。该耐酸型泡沫封堵剂由CO
文档编号C09K8/60GK101089117SQ20071011270
公开日2007年12月19日 申请日期2007年6月9日 优先权日2007年6月9日
发明者程杰成, 王鑫, 王冰, 刘向斌, 韩重莲 申请人:大庆油田有限责任公司