一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶制造技术

本发明专利技术提供了一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶，该冻胶质量百分比组成如下：丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物0.6％～1.2％、间苯二酚0.02％～0.04％、聚乙烯亚胺0.02％～0.05％、三聚甲醛0.02％～0.04％、烷氧基硅烷0.03％～0.1％、硫脲0.2％～0.4％、余量为水，各组分之和为100％，所述水的矿化度为22.4×104mg/L，钙镁离子含量为1.3×104mg/L。本发明专利技术所提供的冻胶交联剂用量≤0.1％，在130℃条件下老化100天没有破胶现象，耐温耐盐性能优异。

【技术实现步骤摘要】
一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶
：本专利技术涉及一种聚合物堵剂，尤其涉及一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶，属于油田化学

技术介绍
：注水采油是新区块高效开发和老油田调整挖潜的主要手段，由于注入水、边水以及底水的不断突破，导致生产过程中油井含水迅速上升，产油量急剧下降，因此封堵水窜已成为提高原油采收率的关键。聚合物冻胶因其价格低廉、配制简单、施工效果好而成为目前使用最为广泛的堵水剂。然而，对于我国西部的高温高盐油藏，其油藏温度高达130℃，矿化度超过22×104mg/L，由于普通的聚丙烯酰胺在高温高盐条件下容易发生降解，导致冻胶破胶脱水，使得封堵效果变差。因此，普通聚丙烯酰胺类冻胶不适合应用于高温高盐油藏，无机颗粒型堵剂和木质素/栲胶类冻胶堵剂成为目前使用最为广泛的耐温耐盐堵水剂。无机颗粒型堵剂主要是指以水泥、粉煤灰等无机颗粒为主要成分，将其以悬浮体的形式注入到地层中起封堵作用的堵剂，该堵剂具有封堵能力强的优点，但颗粒型堵剂的突出缺陷在于对地层的封堵是刚性的，封堵作用没有选择性，容易对整个储层造成伤害。而且，相对来说施工有一定的难度，操作性差，限制了其应用，仅适用于封堵高渗透大孔道的油藏层位。对于木质素/栲胶类冻胶堵剂，由于栲胶、木质素分子为刚性分子，其形成的冻胶具有较强的耐温性，但木质素/栲胶类冻胶目前使用的交联剂均为高浓度(一般大于1％)的醛类交联剂和酚类交联剂，由于两种交联剂均具有较强的毒性，故此类冻胶的应用不利于油田的可持续发展。因此研制一种低交联剂用量的耐温耐盐聚合物冻胶对于解决苛刻条件油藏的出水问题具有重要的意义。
技术实现思路
：针对现有技术的不足，本专利技术的目的是要提供一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶，用于封堵水窜。本专利技术的目的按以下技术方案实现：一种低交联剂用量的耐温耐盐聚合物冻胶，其质量百分比组成如下：丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的共聚物0.6％～1.2％、间苯二酚0.02％～0.04％、聚乙烯亚胺0.02％～0.05％、三聚甲醛0.02％～0.04％、烷氧基硅烷0.03％～0.1％、硫脲0.2％～0.4％、余量为水，各组分之和为100％。所述丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物的相对分子质量为500×104～800×104，2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸单体含量为15％～30％。所述水的矿化度为22.4×104mg/L，钙镁离子含量为1.3×104mg/L。上述冻胶的制备方法如下：1、将丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物在模拟地层水中充分溶解，备用；按配比将胺类交联剂、酚类交联剂、醛类交联剂、烷氧基硅烷、聚合物稳定剂以及余量模拟地层水混合搅拌均匀；将上述两种溶液混合搅拌均匀即得到成胶液。2、将成胶液置于安瓿瓶中，用酒精喷灯烧结密封，置于一定温度的烘箱中老化即得所述冻胶。本专利技术的冻胶成胶时间为5～24h可调。本专利技术的有益效果是：1、耐温耐盐冻胶堵剂一般使用的交联剂为具有毒性的酚类和醛类有机交联剂，然而，现有的耐温耐盐冻胶堵剂交联剂使用量较高(＞1％，如CN102807849B、CN103232839A所述)。本专利技术所使用的交联剂聚乙烯亚胺为聚合物型交联剂，具有交联点多、交联活性高的特点，低使用浓度即具有优异的交联性能；此外，本专利技术中所使用的交联剂为胺类交联剂、酚类交联剂、醛类交联剂复合交联剂体系，交联剂分子量高低搭配，更有利于冻胶网状结构的形成，因此本专利技术所提供的冻胶交联剂用量极低(≤0.1％)，这不仅降低了冻胶的使用成本，还能减轻对施工环境的污染以及降低在注入过程中与后续污水处理过程中交联剂挥发对人体造成的伤害。2、本专利技术所提供的冻胶稳定性优异，130℃条件下老化100天没有破胶现象，能在温度为130℃、矿化度为22.4×104mg/L的油藏环境中起到调堵作用。具体实施方式：为了更加清楚地理解本专利技术，现对本专利技术的具体实施方案进行详细的阐述，但本专利技术所保护范围不仅限于此。实施例1：在50g塔河模拟地层水中加入0.02g三聚甲醛、0.02g聚乙烯亚胺、0.02g间苯二酚、0.05g烷氧基硅烷、0.3g硫脲，搅拌均匀，使其充分溶解，再将50g质量浓度为1.2％的丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与上述溶液混合，搅拌均匀，即得到本专利技术的成胶液。该成胶液在130℃下成胶时间为9h，获得的冻胶强度为0.072MPa，130℃下老化100天没有破胶现象。实施例2：在50g塔河模拟地层水中加入0.03g三聚甲醛、0.02g聚乙烯亚胺、0.02g间苯二酚、0.05g烷氧基硅烷、0.3g硫脲，搅拌均匀，使其充分溶解，再将50g质量浓度为1.4％的丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与上述溶液混合，搅拌均匀，即得到本专利技术的成胶液。该成胶液在130℃下成胶时间为11h，获得的冻胶强度为0.074MPa，130℃下老化100天没有破胶现象。实施例3：在50g塔河模拟地层水中加入0.03g三聚甲醛、0.03g聚乙烯亚胺、0.02g间苯二酚、0.05g烷氧基硅烷、0.3g硫脲，搅拌均匀，使其充分溶解，再将50g质量浓度为1.6％的丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与上述溶液混合，搅拌均匀，即得到本专利技术的成胶液。该成胶液在130℃下成胶时间为14h，获得的冻胶强度为0.077MPa，130℃下老化100天没有破胶现象。实施例4：在50g塔河模拟地层水中加入0.03g三聚甲醛、0.03g聚乙烯亚胺、0.03g间苯二酚、0.08g烷氧基硅烷、0.3g硫脲，搅拌均匀，使其充分溶解，再将50g质量浓度为2％的丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与上述溶液混合，搅拌均匀，即得到本专利技术的成胶液。该成胶液在130℃下成胶时间为18h，获得的冻胶强度为0.079MPa，130℃下老化100天没有破胶现象。实施例5：在50g塔河模拟地层水中加入0.04g三聚甲醛、0.02g聚乙烯亚胺、0.04g间苯二酚、0.1g烷氧基硅烷、0.3g硫脲，搅拌均匀，使其充分溶解，再将50g质量浓度为2.4％的丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与上述溶液混合，搅拌均匀，即得到本专利技术的成胶液。该成胶液在130℃下成胶时间为23h，获得的冻胶强度为0.085MPa，130℃下老化100天没有破胶现象。实施例6：以“实施例5”中获得的冻胶为研究对象，考察本专利技术所提供的冻胶的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的两根填砂管填充石英砂粒制得模拟岩心，记作1#和2#，水驱至压力稳定后得到原始渗透率k1，然后将“实施例5”中的成胶液反向注入填砂管中，注入体积为0.3PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于130℃烘箱中分别老化10天和100天，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心的堵后渗透率k2，并按公式E＝(k1-k2)/k1*100％，计算岩心封堵率E，实验结果如下表所示。以上实验结果表明：本专利技术提供的冻胶在高温条件下具有优异的封堵性能，可有效封堵水驱原油过程中出现的高渗层，有利于原油采收率的提高。本专利技术所提供的冻胶配制时使用的溶剂为22.4×104mg/L的模拟地层水，因此，对于塔河油田而言，可用净化处理后本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶，其特征在于质量百分比组成如下：丙烯酰胺/2‑丙烯酰胺基‑2‑甲基丙磺酸共聚物0.6％～1.2％、间苯二酚0.02％～0.04％、聚乙烯亚胺0.02％～0.05％、三聚甲醛0.02％～0.04％、烷氧基硅烷0.03％～0.1％、硫脲0.2％～0.4％、余量为水，各组分之和为100％。

【技术特征摘要】
1.一种低交联剂用量的耐温耐盐冻胶，其特征在于质量百分比组成如下：丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物0.6％～1.2％、间苯二酚0.02％～0.04％、聚乙烯亚胺0.02％～0.05％、三聚甲醛0.02％～0.04％、烷氧基硅烷0.03％～0.1％、硫脲0.2％～0.4％、余量为水，各组分之和为100％。2.根据权利要求1所...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈立峰，张贵才，葛际江，蒋平，孙铭勤，朱晓明，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：山东;37