[发明专利]一种水基压裂液用疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺悬浮乳液稠化剂的制备方法

说明书

本发明涉及一种水基压裂液用疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺悬浮乳液稠化剂的制备方法，先合成出一种低水解度疏水缔合耐温抗盐的高分子聚丙烯酰胺，再通过在油相中均匀悬浮，形成疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺悬浮乳液。固含量可达40％以上，比常规聚丙烯酰胺乳液增稠性提高40％以上，同时通过与有机交联剂配制成凝胶压裂液体系，大幅提高了压裂液整体黏度，并且凝胶体系黏度更高，具有低用量高性能的优势，耐盐可达50000mg/L(其中钙镁离子含量大于1000mg/L)，耐温可达120℃以上。

技术领域

本发明属于油田油气井压裂技术领域，具体涉及一种水基压裂液用疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺悬浮乳液稠化剂的制备方法。

背景技术

在油气田开发过程中由于油气储藏条件不同，尤其是致密油气藏，投产初期产量有限甚至不产油，此时对油气井进行压裂改造后可具备一定开采价值。根据储层范围和储层深度不同，目前国内用得最多的是水基冻胶压裂液。由于聚丙烯酰胺是压裂液稠化剂的主要原料并且具有低摩阻、高粘弹性、携沙能力强、反排快、对地层无伤害的优势，得到推广应用。针对塔里木油田的储层温度高，埋藏深，储层属于中低渗透层，对压裂液的粘度提出了更高要求，同时环保要求对油田采出水进行合理利用，为提高压裂液稠化剂在采出水中的黏度(污水基液粘度)，采用有机硼、锆、钛等交联剂与疏水缔合耐温抗盐型聚丙烯酰胺形成耐温抗盐型凝胶体系，可大幅提高现有稠化剂的黏度，在降低稠化剂使用量的情况下提高了压裂液性能，节约了压裂液使用成本。

目前压裂液增稠剂常用的聚丙烯酰胺乳液具有溶解快，现场即配即用的特点，但该乳液固含量最高仅为30％，且乳液的分子量和黏度均较低，用常规乳液合成方法难以合成出抗高温高盐的高分子性能乳液。高分子抗温抗盐聚丙烯酰胺由于溶解时间在2小时左右因此导致现场无法使用。

发明内容

本发明的目的在于提供一种水基压裂液用疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺悬浮乳液稠化剂的制备方法。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种水基压裂液用疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺悬浮乳液稠化剂的制备方法，步骤如下：取白油40-50份，加热至40℃，加入稳定剂有机土1-2份，以800-1000r/min的速度搅拌至完全溶解，继续加入1-2份丙三醇，搅拌10min后加入羧甲基纤维素3-5份，搅拌10min后加入疏水缔合聚合物粉末30-40份，继续搅拌10min分散均匀后加入5-8份乳化剂，搅拌20-30min后加入0.1-0.2份的防腐剂，继续搅拌30min，待温度降至常温25℃后出料装桶。

进一步地，所述白油为5#白油或7#白油，所述乳化剂为司盘20、司盘80、吐温80、OP-15中的一种或多种，所述防腐剂为甲醛或苯甲酸钠。

进一步地，所述疏水缔合聚合物的制备方法如下：将占原料总量15-18wt％的单体AM、5-15wt％的抗盐单体、1-2wt％的疏水单体、用量为疏水单体的10-15倍的表面活性乳化剂装入杜瓦瓶中，吹入高纯氮，加入占原料总量0.1-0.5wt％的尿素、0.003-0.005wt％的EDTA、0.05-0.2wt％的链转移剂甲酸钠、0.01-0.02wt％的偶氮盐，叔丁基过氧化物用量为原料总量的10ppm，还原剂硫酸亚铁铵用量为原料总量的50ppm，引发温度为0-5℃，反应4-6小时当聚合温度升到一定温度后不再升温，取出胶体造粒后加入占胶体3wt％的自制热稳定剂和0.5wt％的EDTA以及占胶体0.5-1wt％的粒碱，在80-90℃恒温水浴中水解1.5-2小时后取出，再剪碎成2-3mm粒径于65℃下进行干燥，得到低水解度疏水缔合耐温抗盐聚丙烯酰胺产品。

进一步地，所述抗盐单体为AMPS、烯丙基磺酸钠中的一种或两种。

进一步地，所述疏水单体为十四烷基丙烯酰胺、十八烷基丙烯酸酯、具有表面活性功能的丙烯酰胺基十六烷基磺酸钠中的一种或两种。

进一步地，所述表面活性乳化剂为OP-10、OP-15、阴离子表活剂十二烷基硫酸钠中的一种或两种。