阅读说明：本技术 一种高分子调堵剂及其制备方法和应用 (High-molecular profile control and plugging agent, and preparation method and application thereof ) 是由 徐明睿 商延兵 李洪波 于 2019-10-30 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种高分子调堵剂及其制备方法和应用,属于石油开采技术领域。该高分子调堵剂包括油相和水相,所述的油相包括白油、复合乳化剂；所述的水相包括丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、引发剂、水。本发明实施例提供的一种高分子调堵剂,是以白油为分散介质,以及以丙烯酰胺、丙烯酸、阳离子单体二甲基烯丙基氯化铵、阴离子单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸为聚合物单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,在氧化还原体系过硫酸铵-亚硫酸氢铵的引发作用下,利用反向微乳液聚合法制备而成,其制备成本低,具有优良的耐高温性、耐高压性能和封堵效果好。(The invention discloses a high-molecular plugging agent and a preparation method and application thereof, belonging to the technical field of oil exploitation. The high-molecular profile control agent comprises an oil phase and a water phase, wherein the oil phase comprises white oil and a composite emulsifier; the water phase comprises acrylamide, acrylic acid, dimethyl allyl ammonium chloride, 2-acrylamide-2-methyl propanesulfonic acid, N-methylene bisacrylamide, an initiator and water. The high-molecular plugging agent provided by the embodiment of the invention is prepared by taking white oil as a dispersion medium, acrylamide, acrylic acid, a cationic monomer, namely dimethyl allyl ammonium chloride, and an anionic monomer, namely 2-acrylamide-2-methylpropanesulfonic acid, as a polymer monomer, and N, N-methylene bisacrylamide as a cross-linking agent through a reverse microemulsion polymerization method under the initiation action of ammonium persulfate-ammonium bisulfite in a redox system, and has the advantages of low preparation cost, excellent high temperature resistance, high pressure resistance and good plugging effect.)

一种高分子调堵剂及其制备方法和应用

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，具体是一种高分子调堵剂及其制备方法和应用。

背景技术

随着石油开发进入中后期，油层封窜、调剖、堵漏已经发展为不可缺少的重要措施，油层封窜、堵漏是对地层射孔油层或油层串层进行封堵，目前现场施工中常用的为水泥封堵、聚合物封堵、高强度树脂封堵等，这些技术在油田开发中应用比较广泛，但这些技术存在以下问题：(1)水泥封堵耐高温高压性能差，封堵效果差；(2)聚合物封堵由于聚合物堵剂是由盐敏、热敏及多假离子的絮凝等，应用范围受限；(3)树脂封堵是采用高强度树脂材料即酚醛树脂、环氧树脂、脲醛树脂等材料，通过配方调整形成固化，从而封堵油层，该封堵方式容易产生化学变形，机械性能较差，成本高。

另外，油层调剖现在油田使用的常为化学调剖剂，利用有机凝胶和固相颗粒对地层串层通道进行封堵，能够解决油层纵向和横向的矛盾，但是由于化学颗粒堵塞注汽通道，容易对储层造成伤害并且容易造成大修等严重的作业施工，存在巨大的风险，因此，目前急需开发一种调堵剂，以提供油层封堵质量和降低作业成本。

发明内容

本发明实施例的目的在于提供一种高分子调堵剂，以解决上述背景技术中提出的问题。

为实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

一种高分子调堵剂，包括油相和水相，所述油相与水相的质量比为(1～3):1；所述的油相包括以下按照重量份计的组分：白油40～70份、复合乳化剂8～18份；所述的水相包括以下按照重量份计的组分：丙烯酰胺50～90份、丙烯酸10～30份、二甲基烯丙基氯化铵3～8份、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸5～15份、N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.5～2份、引发剂0.05～0.5份、水300～500份。

优选的，所述的油相包括以下按照重量份计的组分：白油50～60份、复合乳化剂10～15份。

优选的，所述的水相包括以下按照重量份计的组分：丙烯酰胺60～80份、丙烯酸15～25份、二甲基烯丙基氯化铵4～6份、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸8～12份、N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.8～1.2份、引发剂0.1～0.2份、水380～450份。

优选的，所述油相与水相的质量比为2:1。

优选的，所述的复合乳化剂包括司盘80和吐温80；所述司盘80和吐温80的质量比为(1～2):1。

优选的，所述的引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢铵；所述的过硫酸铵和亚硫酸氢铵的质量比为(1～2):(1～2)。

优选的，所述水相的pH值为6～8。

本发明实施例的另一目的在于提供一种上述高分子调堵剂的制备方法，其包括以下步骤：

按照上述各组分的重量份，称取白油、复合乳化剂、丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、引发剂和水，备用；

在保护气氛以及40～60℃的温度下，将上述白油和复合乳化剂进行混合，得到油相，备用；

往上述水中添加上述丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸进行溶解，得到单体溶液；

将上述单体溶液的pH值调至为6～8，并往其中添加N,N-亚甲基双丙烯酰胺和引发剂进行混合，得到水相，备用；

按照油相与水相的质量比为(1～3):1，往上述油相中滴加上述水相，并置于40～60℃的恒温密封环境下进行反应，得到所述的高分子调堵剂。

本发明实施例的另一目的在于提供一种采用上述制备方法制得的高分子调堵剂。

本发明实施例的另一目的在于提供一种上述高分子调堵剂在油层封堵中的应用。

与现有技术相比，本发明实施例的有益效果是：

本发明实施例提供的一种高分子调堵剂，是以白油为分散介质，司盘80和吐温80为复合乳化剂，以及分别以丙烯酰胺、丙烯酸、阳离子单体二甲基烯丙基氯化铵、阴离子单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸为聚合物单体，以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，在氧化还原体系过硫酸铵-亚硫酸氢铵的引发作用下，利用反向微乳液聚合法制备而成，其制备成本低，具有优良的耐高温性和耐高压性能。另外，该高分子调堵剂可有效的封堵油层、管外串层等，其封堵效果好，封堵成功率可达到99.9％以上，便于大规模推广使用。

附图说明

图1反映了实施例5提供的高分子调堵剂在120℃和80MPa的条件下的稠度情况。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1

该实施例提供了一种高分子调堵剂，该高分子调堵剂的制备方法包括以下步骤：

(1)称取白油400g、复合乳化剂80g、丙烯酰胺50g、丙烯酸10g、二甲基烯丙基氯化铵3g、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸5g、N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.5g、引发剂0.05g、水300g，备用。其中，所述的复合乳化剂包括司盘80和吐温80；所述司盘80和吐温80的质量比为1:1。所述的引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢铵；所述的过硫酸铵和亚硫酸氢铵的质量比为1:1。

(2)在通过氮气的保护气氛下，将上述白油和复合乳化剂添加至装有温度计、搅拌器和冷凝回流装置的容器中进行40℃的恒温水浴加热，并进行搅拌混合20min，得到油相，备用。

(3)往上述水中添加上述丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸进行溶解，得到单体溶液。

(4)用NaOH将上述单体溶液的pH值调至为6，并往其中添加N,N-亚甲基双丙烯酰胺和引发剂进行搅拌混合，得到水相，备用。

(5)按照油相与水相的质量比为3:1，往上述油相中迅速滴加上述水相，并置于40℃的恒温密封环境下进行反应4h后，即可得到所述的高分子调堵剂。

实施例2

该实施例提供了一种高分子调堵剂，该高分子调堵剂的制备方法包括以下步骤：

(1)称取白油700g、复合乳化剂180g、丙烯酰胺90g、丙烯酸30g、二甲基烯丙基氯化铵8g、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸15g、N,N-亚甲基双丙烯酰胺2g、引发剂0.5g、水500g，备用。其中，所述的复合乳化剂包括司盘80和吐温80；所述司盘80和吐温80的质量比为2:1。所述的引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢铵；所述的过硫酸铵和亚硫酸氢铵的质量比为2:1。

(2)在通过氮气的保护气氛下，将上述白油和复合乳化剂添加至装有温度计、搅拌器和冷凝回流装置的容器中进行60℃的恒温水浴加热，并进行搅拌混合20min，得到油相，备用。

(3)往上述水中添加上述丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸进行溶解，得到单体溶液。

(4)用NaOH将上述单体溶液的pH值调至为8，并往其中添加N,N-亚甲基双丙烯酰胺和引发剂进行搅拌混合，得到水相，备用。

(5)按照油相与水相的质量比为3:1，往上述油相中迅速滴加上述水相，并置于60℃的恒温密封环境下进行反应4h后，即可得到所述的高分子调堵剂。

实施例3

该实施例提供了一种高分子调堵剂，该高分子调堵剂的制备方法包括以下步骤：

(1)称取白油500g、复合乳化剂100g、丙烯酰胺60g、丙烯酸15g、二甲基烯丙基氯化铵4g、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸8g、N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.8g、引发剂0.1g、水380g，备用。其中，所述的复合乳化剂包括司盘80和吐温80；所述司盘80和吐温80的质量比为1.5:1。所述的引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢铵；所述的过硫酸铵和亚硫酸氢铵的质量比为1:2。

(2)在通过氮气的保护气氛下，将上述白油和复合乳化剂添加至装有温度计、搅拌器和冷凝回流装置的容器中进行50℃的恒温水浴加热，并进行搅拌混合20min，得到油相，备用。

(3)往上述水中添加上述丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸进行溶解，得到单体溶液。

(4)用NaOH将上述单体溶液的pH值调至为7，并往其中添加N,N-亚甲基双丙烯酰胺和引发剂进行搅拌混合，得到水相，备用。

(5)按照油相与水相的质量比为2:1，往上述油相中迅速滴加上述水相，并置于50℃的恒温密封环境下进行反应4h后，即可得到所述的高分子调堵剂。

实施例4

该实施例提供了一种高分子调堵剂，该高分子调堵剂的制备方法包括以下步骤：

(1)称取白油600g、复合乳化剂150g、丙烯酰胺80g、丙烯酸25g、二甲基烯丙基氯化铵6g、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸12g、N,N-亚甲基双丙烯酰胺1.2g、引发剂0.2g、水450g，备用。其中，所述的复合乳化剂包括司盘80和吐温80；所述司盘80和吐温80的质量比为1.5:1。所述的引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢铵；所述的过硫酸铵和亚硫酸氢铵的质量比为1.5:1。

(2)在通过氮气的保护气氛下，将上述白油和复合乳化剂添加至装有温度计、搅拌器和冷凝回流装置的容器中进行50℃的恒温水浴加热，并进行搅拌混合20min，得到油相，备用。

(3)往上述水中添加上述丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸进行溶解，得到单体溶液。

(4)用NaOH将上述单体溶液的pH值调至为7，并往其中添加N,N-亚甲基双丙烯酰胺和引发剂进行搅拌混合，得到水相，备用。

(5)按照油相与水相的质量比为2:1，往上述油相中迅速滴加上述水相，并置于50℃的恒温密封环境下进行反应4h后，即可得到所述的高分子调堵剂。

实施例5

该实施例提供了一种高分子调堵剂，该高分子调堵剂的制备方法包括以下步骤：

(1)称取白油540g、复合乳化剂120g、丙烯酰胺70g、丙烯酸20g、二甲基烯丙基氯化铵5g、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸10g、N,N-亚甲基双丙烯酰胺0.945g、引发剂0.1575g、水420g，备用。其中，所述的复合乳化剂包括司盘80和吐温80；所述司盘80和吐温80的质量比为1.5:1。所述的引发剂包括过硫酸铵和亚硫酸氢铵；所述的过硫酸铵和亚硫酸氢铵的质量比为2:1。

(2)在通过氮气的保护气氛下，将上述白油和复合乳化剂添加至装有温度计、搅拌器和冷凝回流装置的容器中进行50℃的恒温水浴加热，并进行搅拌混合20min，得到油相，备用。

(3)往上述水中添加上述丙烯酰胺、丙烯酸、二甲基烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸进行溶解，得到单体溶液。

(4)用NaOH将上述单体溶液的pH值调至为7，并往其中添加N,N-亚甲基双丙烯酰胺和引发剂进行搅拌混合，得到水相，备用。

(5)按照油相与水相的质量比为2:1，往上述油相中迅速滴加上述水相，并置于50℃的恒温密封环境下进行反应4h后，即可得到所述的高分子调堵剂。

将上述实施例5得到的高分子调堵剂用岩芯动态模拟装置进行性能测试，具体的，先将岩芯抽空，用饱和水测封堵前的水相渗透率K₀，接着，在不同K₀的两组填砂管模型中注入1倍体积的上述实施例5得到高分子调堵剂，密封填砂管模型两端，并置于120℃温度中养护72h，将固化后的填砂管模型取出，然后反向填砂管模型中驱水，再测封堵后水相渗透率K₁，记录试验数据，测试得到的高分子调堵剂的岩芯封堵率和突破压力的结果见下表1所示。

表1

将配置好的上述实施例5的高分子调堵剂浆液分别倒入4块模具中，在120℃、压力30MPa增压养护釜中养护72h，取出堵剂固化体，放在压力试验机上分别测试堵剂固化体的抗压强度，4块堵剂固化体的检测结果分别为30.54MPa、31.6MPa、30.51MPa、30.59M Pa，即实施例5提供的高分子调堵剂平均抗压强度为30.81MPa，说明本发明实施例提供的高分子调堵剂具有较好的抗高压能力。

另外，将上述实施例5的高分子调堵剂倒入8040B10型高温高压稠化仪样杯中，然后在120℃和80MPa的条件下测试高分子调堵剂的稠化时间，测试结果如附图1所示。从图中可以看出，本发明实施例提供的高分子调堵剂在高温高压的井况下也能保持很好的封堵效果。

以上述依据本发明的理想实施例为启示，通过上述的说明内容，相关工作人员完全可以在不偏离本项发明技术思想的范围内，进行多样的变更以及修改。本项发明的技术性范围并不局限于说明书上的内容，必须要根据权利要求范围来确定其技术性范围。