一种耐温耐盐深部调堵用冻胶及其制备方法技术

本发明专利技术涉及一种耐温耐盐深部调堵用冻胶及其制备方法，所述冻胶包括主剂、交联剂、促交联剂、增强剂、稳定剂和水。所述主剂为丙烯酰胺/2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙磺酸/N‑乙烯基吡咯烷酮(AM/AMPS/NVP)三元共聚物，本发明专利技术中的耐温耐盐深部调堵用冻胶适用于温度110～130℃、地层水矿化度5×105～10×105mg/L的油藏，成胶时间在73～98小时可控，成胶后冻胶强度高，热稳定性良好，可对高温高盐油藏实现长时间深部有效封堵。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及油田化学领域，具体涉及一种耐温耐盐深部调堵用冻胶，可以用于高温高盐高含水油田深部调堵用堵水剂。

技术介绍

1、我国东部高含水油田大部分已进入水驱开发后期，长期的注水开发导致储层出现高渗透水窜通道，水驱后期注入水主要沿着高渗透通道窜进，使得水驱波及效率大幅度降低，水驱采收率急剧减少；同时油井大量产水增加产出液处理负担和成本，直接影响油田开发经济效益。调剖堵水技术作为高含水油田控水稳油的主要技术，其关键在于调堵剂性能。其中，冻胶类调剖堵水剂是目前油田最常用且适用性最广的调堵剂。然而冻胶类调剖堵水剂应用于高温高盐等苛刻油藏条件仍然面临着许多技术难关，主要体现在以下几个方面：(1)冻胶中聚合物的结构在高温高盐条件下会受到破坏，导致聚合物发生不同程度的降解，使得冻胶强度无法达到封堵需求；(2)冻胶在高温高矿化度地层水中其体积会发生收缩，并伴随着脱水现象，从而堵剂的稳定性能无法满足正常的调剖堵水要求；(3)冻胶类堵剂的成胶时间随着温度的升高而缩短，常规冻胶类堵水剂易在井筒或者近井地带成胶，无法满足深部调堵要求。因此，上述问题都是高温高盐油藏冻胶类深部调剖本文档来自技高网...

【技术保护点】

1.一种耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，该冻胶包括主剂、交联剂、促交联剂、增强剂、稳定剂和水，质量百分比组成如下：

2.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸/N-乙烯基吡咯烷酮(AM/AMPS/NVP)三元共聚物的相对分子量300万～800万。

3.如权利要求2所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述三元共聚物的相对分子量500万。

4.如权利要求2所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述三元共聚物的水解度为20％～30％。

5.如权利要求4所述的耐温耐盐深部调堵用...

【技术特征摘要】

1.一种耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，该冻胶包括主剂、交联剂、促交联剂、增强剂、稳定剂和水，质量百分比组成如下：

2.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸/n-乙烯基吡咯烷酮(am/amps/nvp)三元共聚物的相对分子量300万～800万。

3.如权利要求2所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述三元共聚物的相对分子量500万。

4.如权利要求2所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述三元共聚物的水解度为20％～30％。

5.如权利要求4所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述三元共聚物的水解度为25～30％。

6.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述交联剂为蜜胺树脂。

7.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述促交联剂为苯酚、间苯二酚、对苯二酚中的一种。

8.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述促交联剂为对苯二酚。

9.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述增强剂为纳米二氧化硅分散液。

10.如权利要求9所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，纳米二氧化硅分散液有效含量为30％，粒径为10nm～30nm。

11.如权利要求10所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述粒径为10-20nm。

12.如权利要求1所述的耐温耐盐深部调堵用冻胶，其特征在于，所述稳定剂为亚硝酸钠、亚硫酸钠、硫脲中的一种。

【专利技术属性】
技术研发人员：吴昊，张星，熊伟，曹小朋，唐述凯，张小卫，刘福娥，丁海鹏，吴乐忠，单景玲，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，
类型：发明
国别省市：