一种耐酸强凝胶堵剂及其制备方法与流程

所属技术领域

本发明涉及石油开采中所使用的油井堵水技术领域，具体涉及一种耐酸强凝胶堵剂及其制备方法。

背景技术：

在低渗透油藏开发过程中，由于受地层裂缝和非均质性的影响，加之压裂改造投产，极易造成油井措施后沟通来水，含水上升幅度大，高含水，这些井的存在严重影响油井产能的发挥和油田长期稳产。目前常规的堵水技术对高含水井表现出堵不住或堵住后增产难度大等问题，已无法满足该类油藏控水增产的需求。

油井堵水酸化联合作业是改善非均质油藏水驱波及效率和采收率的一项有效措施。油井在堵水酸化联作中先实施堵水，接着进行酸化处理，而油田酸化处理中用到的酸主要为土酸，土酸不仅能够导致聚丙烯酰胺链发生降解、还能够导致凝胶骨架和支链强度变低，凝胶微观结构稀疏弱化，因此要求所用堵剂具有耐酸性。目前我国研制、开发的堵剂耐酸性普遍不高，尤其是适用于低渗透油藏堵水酸化联合作业的耐酸强凝胶堵剂研究几乎为空白。因此研制一种可以耐强酸的强凝胶堵剂迫在眉睫。

技术实现要素：

本发明克服了现有技术的不足，提供了一种耐酸强凝胶堵剂及其制备方法，尤其是本发明的耐酸强凝胶堵剂具有封堵性能强，耐酸性能好的特点。

本发明所解决的技术问题可以采用以下技术方案来实现：

一种耐酸强凝胶堵剂，以重量百分比计，其组分为：

主剂：3-10％；

耐酸单体：0.1-1.0％；

引发剂：0.1-0.5％；

交联剂：0.5％-1.5％。

一种耐酸强凝胶堵剂，以重量百分比计，其组分为：

主剂：7.0％；

耐酸单体：0.5％；

引发剂：0.3％；

交联剂：1.0％。

所述的主剂为丙烯酰胺、丙烯腈和丙烯酸中的一种或其混合物。

所述的耐酸单体为含氟基团的丙烯酸酯类。

所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵和偶氮二异丁氰中的一种或其混合物。

所述的交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺和聚乙烯亚胺中的一种或其混合物。

一种耐酸强凝胶堵剂的制备方法包括上述所述的一种耐酸强凝胶堵剂，包括以下步骤

步骤一：先取配方量的主剂，于耐温hdpe瓶中，将耐温hdpe瓶置于磁力搅拌器上，搅拌均匀。

步骤二：在步骤一的基础上，再加入配方量的耐酸单体，搅拌至均匀透明状。

步骤三：在步骤二的基础上，再加入交联剂和引发剂，搅拌均匀，将搅拌均匀的溶液置于恒温烘箱中成胶。

本发明的有益效果是：

与现有技术相比，本发明通过主剂为丙烯酰胺、丙烯腈和丙烯酸中的一种或其混合物，具有来源广，价格便宜的特点，在本发明的中作为凝胶堵剂得主剂；耐酸单体为含氟基团的丙烯酸酯类，只要含氟基团的丙烯酸酯类中的任意一种均可适用于本发明中，含氟基团的丙烯酸酯类具有现场易溶解的特点，在本发明的中的作用是耐酸；引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵和偶氮二异丁氰中的一种或其混合物，具有易得到，用量少的特点，在本发明的中的作用是引发凝胶体系；交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺和聚乙烯亚胺中的一种或其混合物，具有交联效果好，不易脱水，成胶均匀的特点，在本发明的中的作用是起交联作用，得到的耐酸强凝胶堵剂的制备原料来源广，封堵性能强，耐酸性能好，为化学调剖堵水技术提供了一项新的技术储备。

附图说明

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

图1是本发明的耐酸实验50℃效果示意图。

图2为本发明的耐酸实验60℃效果示意图。

图3为本发明的耐酸实验70℃效果示意图。

图4为本发明的耐酸实验80℃效果示意图。

图5为本发明的耐酸实验90℃效果示意图。

图6为本发明的注入压力与注入流体的体积数的曲线示意图。

图7为本发明的注入压力与注入流体的体积数的曲线示意图。

图8为本发明的注入压力与注入流体的体积数的曲线示意图。

具体实施方式

实施例1:

一种耐酸强凝胶堵剂，以重量百分比计，其组分为：

主剂：3-10％；

耐酸单体：0.1-1.0％；

引发剂：0.1-0.5％；

交联剂：0.5％-1.5％。

一种耐酸强凝胶堵剂通过以下方法制得，包括以下步骤

步骤一：先取配方量的主剂，于耐温hdpe瓶中，将耐温hdpe瓶置于磁力搅拌器上，搅拌均匀。

步骤二：在步骤一的基础上，再加入配方量的耐酸单体，搅拌至均匀透明状。

步骤三：在步骤二的基础上，再加入交联剂和引发剂，搅拌均匀，将搅拌均匀的溶液置于恒温烘箱中成胶。

实施例2：

一种耐酸强凝胶堵剂，以重量百分比计，其组分为：

主剂：3％；

耐酸单体：0.1％；

引发剂：0.1％；

交联剂：0.5％。

所述的主剂为丙烯酰胺、丙烯腈和丙烯酸中的一种或其混合物。

所述的耐酸单体为含氟基团的丙烯酸酯类。

所述的引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵和偶氮二异丁氰中的一种或其混合物。

所述的交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺和聚乙烯亚胺中的一种或其混合物。

一种耐酸强凝胶堵剂通过以下方法制得，包括以下步骤

步骤一：先取3％的丙烯腈，于耐温hdpe瓶中，将耐温hdpe瓶置于磁力搅拌器上，搅拌均匀。

步骤二：在步骤一的基础上，再加入0.1％的氟己基丙烯酸乙酯，搅拌至均匀透明状。

步骤三：在步骤二的基础上，再加入0.5％的聚乙烯亚胺和0.1％的过硫酸铵，搅拌均匀，将搅拌均匀的溶液置于恒温烘箱中成胶。

其中主剂为丙烯酰胺、丙烯腈和丙烯酸中的一种或其混合物，具有来源广，价格便宜的特点，在本发明的中作为凝胶堵剂得主剂；耐酸单体为含氟基团的丙烯酸酯类，只要含氟基团的丙烯酸酯类中的任意一种均可适用于本发明中，含氟基团的丙烯酸酯类具有现场易溶解的特点，在本发明的中的作用是耐酸，含氟基团的丙烯酸酯类优选氟己基丙烯酸乙酯；引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵和偶氮二异丁氰中的一种或其混合物，具有易得到，用量少的特点，在本发明的中的作用是引发凝胶体系；交联剂为n,n-亚甲基双丙烯酰胺和聚乙烯亚胺中的一种或其混合物，具有交联效果好，不易脱水，成胶均匀的特点，在本发明的中的作用是起交联作用。

实施例3：

一种耐酸强凝胶堵剂，以重量百分比计，其组分为：

主剂：10％；主剂选用丙烯酸；

耐酸单体：1.0％；耐酸单体选用氟己基丙烯酸乙酯；

引发剂：0.5％；引发剂选用偶氮二异丁氰；

交联剂：1.5％；交联剂选用n,n-亚甲基双丙烯酰胺和聚乙烯亚胺的混合物。

一种耐酸强凝胶堵剂通过以下方法制得，包括以下步骤

步骤一：先取10％的丙烯酸，于耐温hdpe瓶中，将耐温hdpe瓶置于磁力搅拌器上，搅拌均匀。

步骤二：在步骤一的基础上，再加入1.0％的氟己基丙烯酸乙酯，搅拌至均匀透明状。

步骤三：在步骤二的基础上，再加入1.5％的n,n-亚甲基双丙烯酰胺和聚乙烯亚胺的混合物和0.5％的偶氮二异丁氰，搅拌均匀，将搅拌均匀的溶液置于恒温烘箱中成胶。

实施例4：

一种耐酸强凝胶堵剂，以重量百分比计，其组分为：

主剂：7.0％；主剂选用丙烯酰胺；

耐酸单体：0.5％；耐酸单体选用氟己基丙烯酸乙酯；

引发剂：0.3％；引发剂选用过硫酸钾；

交联剂：1.0％；交联剂选用n,n-亚甲基双丙烯酰胺。

一种耐酸强凝胶堵剂通过以下方法制得，包括以下步骤

步骤一：先取7.0％的丙烯酰胺，于耐温hdpe瓶中，将耐温hdpe瓶置于磁力搅拌器上，搅拌均匀。

步骤二：在步骤一的基础上，再加入0.5％的氟己基丙烯酸乙酯，搅拌至均匀透明状。

步骤三：在步骤二的基础上，再加入0.3％的n,n-亚甲基双丙烯酰胺和1.0％的过硫酸钾，搅拌均匀，将搅拌均匀的溶液置于恒温烘箱中成胶。

对本实施例的制备耐酸强凝胶堵剂配方进行实验验证：

(1)耐酸单体溶液的配制

量取465ml的模拟水于烧杯中，将烧杯置于搅拌器下，安装搅拌杆，使搅拌杆底端距离烧杯底部1cm左右，调整搅拌器搅拌速率为400r/min，将模拟水搅至旋涡状。称取35g的氟己基丙烯酸乙酯，匀速加入到搅拌状态下的水中，充分搅拌4h至溶液呈均一透明状，静置12h，使其充分水解，得到所用质量分数的耐酸单体溶液，置于5℃冰箱中冷藏储存待用。

(2)耐酸强凝胶堵剂的合成方法

将7.0％的丙烯酰胺溶液于耐温hdpe瓶中，将烧杯置于磁力搅拌器上，加入上述配制的0.5％的耐酸单体溶液，搅拌至均匀透明状；将1.0％的过硫酸钾和0.3％的n,n-亚甲基双丙烯酰胺分别加入烧杯中，搅拌均匀；置于不同温度的恒温烘箱中成胶。

(3)耐酸实验的操作方法

用12％的盐酸和3％的氢氟酸配置15％的土酸，搅拌均匀，按照成胶堵剂与酸液体积比1：1，缓慢加入到盛有成胶堵剂的耐温hdpe瓶，分别放入50℃、60℃、70℃、80℃、90℃烘箱中，在15％土酸条件下浸泡24h后，观察其耐酸脱水收缩率；参见图1、图2、图3、图4和图5，不同温度下耐酸脱水收缩率见表1。

表1不同温度下耐酸脱水收缩率的表格

本实施例提供本发明制备出的耐酸强凝胶堵剂的封堵性能。封堵性能实验是岩心模拟油层岩石环境，采用常规动态岩心封堵的物理模拟实验，考察耐酸强凝胶堵剂在岩心中的封堵能力。本实施例中岩心渗透率设置为0.5μm2、0.8μm2、1.2μm2的水平，注入流量为0.8ml/min，岩心夹持器围压为4mpa，凝胶在常温下注入岩心中，注入量统一为0.6vp。在90℃成胶4h后，再进行水驱实验。

对本实施例制备出的耐酸强凝胶堵剂封堵性能进行实验验证：包括岩心物性参数的测量、处理，物理模拟岩心封堵实验。

首先为水测渗透率。将烘干后的岩心放入岩心夹持器中，施一稳定的围压4mpa，岩心夹持器连接在真空系统上，抽真空12h左右；抽完真空后的岩心在进出口一端充分饱和模拟水，将模拟水装入储罐中，连接好实验装置；岩心夹持器保持稳定的围压4mpa，实验体系岩心入口端之前的部分查漏，以一定的流量(如0.4ml/min、1ml/min)向岩心中注入模拟水，同时打开测压系统跟踪测量岩心入口端压力，直至监测的压力趋于稳定为止，记下该稳定压力分别为4.5kpa、2.8kpa、1.9kpa。根据达西公式计算出渗透率分别为0.5μm2、0.8μm2、1.2μm2。将水罐和高压容器罐中装入现场模拟水和制备好的耐酸强凝胶堵剂，保持相应的管线设备已充满各流体。岩心有效渗透率的测定方法同水测渗透率的方法。先注水，直至压力保持稳定，记下此时的稳定压力为1.2kpa、2.0kpa、2.5kpa。然后改为注凝胶基液，注入量为0.6vp，在90℃成胶4h后，继续注水，直至压力稳定，记下此时的压力为970kpa。由以上压力数据计算出封堵率均为99％以上，突破压力梯度≥20mpa/m。

图6为注入压力与注入流体的体积数的曲线图，表明耐酸强凝胶堵剂在岩心中的封堵性能。由图2可知，在注入凝胶基液前期，随着凝胶基液的注入，压力稍升高，此时的最高注入压力为8.7kpa。成胶4h后，继续水驱，此时压力急剧上升，突破压力为3.2mpa，当水驱3pv后，此时压力稳定在3.0mpa左右，最终封堵率达99.9％，这表明耐酸强凝胶在0.5μm2岩心中能形成有效的封堵。

图7为注入压力与注入流体的体积数的曲线图，表明耐酸强凝胶堵剂在岩心中的封堵性能。由图3可知，注入凝胶基液前期，随着持续凝胶基液的持续注入，压力稍升高，此时的最高注入压力为7.0kpa。成胶4h后，继续水驱，此时压力急剧上升，当压力达到3.1mpa时形成突破，随着水驱的持续进行，压力呈上升式的波动，这说明该耐酸强凝胶堵剂在0.8μm2岩心中有较好的耐冲刷性以及良好的封堵性。

图8为注入压力与注入流体的体积数的曲线图，表明耐酸强凝胶堵剂在岩心中的封堵性能。由图4可知，一次水驱过程压力较小基本为零，随着凝胶基液的注入，压力略有上升，此时的最高注入压力为5.5kpa。成胶4h后，继续水驱，此时压力急剧上升，当压力达到2.8mpa时形成突破，随着水驱的继续进行，压力出现不同程度的上升波动趋势，当水驱7pv时，此时的压力稳定在2.0mpa左右，封堵率达99.9％，这表明耐酸强凝胶在1.2μm2岩心中有较好的耐冲刷性以及良好的封堵性。

由上可见，本发明的耐酸强凝胶堵剂制备方法简单，原料来源广，封堵性能强，耐酸性能好，为化学调剖堵水技术提供了一项新的技术储备。

上面结合附图对本发明的实施方式作了详细的说明，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化，其都在该技术的保护范围内。

需要说明，本发明实施例中所有方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。

各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。