本发明属油田采油助剂领域，特别是涉及一种由烯丙基溴、多巴胺、羟丙基丙烯酰胺和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为主要原料制备一种仿贻贝足蛋白质聚合物油井抑砂堵水剂的方法。
背景技术：
国内多数油田为高孔隙度、高渗透率、高含水、高产液量的疏松砂岩油藏，油藏地层非均质性强，注入水易沿高渗层突进。由于储层胶结疏松、原油粘度较高、流体携砂能力强等原因，导致在长期的注水开发过程中，高渗层冲刷出大孔道，注入水沿大孔道突进，造成油层破坏，地层砂大量突出，导致油井关停，严重制约了油田正常生产。
本发明以烯丙基溴、多巴胺、羟丙基丙烯酰胺和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为主要原料制备的仿贻贝足蛋白质聚合物的油井抑砂剂可以对油井地层孔隙内的地层砂进行吸附固结，从而达到抑制地层出砂和出水消除影响油井生产的目的。其中侧基多巴胺的两个相邻的酚羟基能够与地层砂颗粒表面羟基结合，使整个分子吸附到砂粒表面，从而将地层砂固结；而侧基氧乙基三甲基氯化铵和n-羟丙基能够排斥地层水中阳离子的作用，使分子在油藏地层水中能够对固体颗粒吸附固结。总体上分子具有优良的油井抑砂和堵水能力。
技术实现要素：
本发明首先以烯丙基溴和多巴胺为原料制备n-烯丙基多巴胺单体；然后将该单体与羟丙基丙烯酰胺和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵按1∶1∶8的比例溶解于蒸馏水中，以过硫酸钾为引发剂，于60℃温度下引发聚合，制备出一种具有优良的吸附固结油井地层砂能力聚合物。该聚合物具有优良的油井抑砂能力，且制备工艺可靠，提供了一种新型的仿贻贝足蛋白质聚合物油井抑砂堵水剂的制备方法。
具体实施方式
实施例1
(1)将0.02mol多巴胺和100ml蒸馏水加入250ml三口反应瓶中，通入氮气，搅拌溶解，再加入0.05克氢氧化钾，搅拌溶解，升温至40℃，然后缓慢滴加0.02mol烯丙基溴，需1小时，滴完后于40℃保温反应3小时，得淡黄色透明液体，冷却至室温待用；
(2)往上述(1)中加入0.02mol羟丙基丙烯酰胺和0.16mol丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵，搅拌溶解，通入氮气15分钟，升温至70℃引发聚合，需3小时，冷却至室温，得黄色粘稠液体。
实施例2
准确称取实施例1(2)中制备的黄色粘稠液体，搅拌溶解于海水中，配置出药剂浓度分别为0.05％、0.1％、0.3％和0.5％的抑砂堵水剂溶液。用brookfilddv-iii+型流变仪测定各种浓度溶液在20℃、40℃、60℃和80℃下的粘度；结果见表1。
表1抑砂堵水剂溶液不同浓度和温度下的粘度(mpa.s)
实施例3
准确称取实施例1(2)的液体样品，加入清水中，搅拌溶解，配制成0.5％海水溶液。然后分别用矿化度为10000mg/l(其中ca2+含量为100mg/l)、30000mg/l(其中ca2+含量为300mg/l)、50000mg/l(其中ca2+含量为500mg/l)和100000mg/l(其中ca2+含量为2000mg/l)模拟地层水稀释，配置出药剂浓度分别为0.05％、0.1％和0.3％的抑砂堵水剂溶液。用brookfilddv-iii+型流变仪测定各种浓度溶液在40℃、60℃和80℃下的粘度；结果见表2至表5。
表2矿化度为10000mg/l，ca2+含量为100mg/l时抑砂堵水剂溶液粘度(mpa.s)
表3矿化度为30000mg/l，ca2+含量为300mg/l时抑砂堵水剂溶液粘度(mpa.s)
表4矿化度为50000mg/l，ca2+含量为500mg/l时抑砂堵水剂溶液粘度(mpa.s)
表5矿化度为100000mg/l，ca2+含量为2000mg/l时抑砂堵水剂溶液粘度(mpa.s)
实施例4
准确称取实施例1(2)的液体样品，加入海水中，搅拌溶解，配制成0.5％抑砂堵水剂。将245g粒径为0.3～0.6mm和105g粒径小于0.1mm的石英砂装入30cm×5cm的冲砂管中，填入时边装边用有机玻璃棒压实，以保证每次试验条件相同，然后将冲砂管水平放置，备用；分别于60℃下，利用控砂评价试验装置从有筛网一端用3ml·min-1的流量饱和不同矿化度的地层水1pv，再分别反向注0.5pv的抑砂堵水剂和1pv的地层水；静止反应12h，在相同泵排量下冲砂(排量：50ml·min-1)，至总排量为3000ml时，停泵，将冲出液体过滤，收集液体中砂粒，置于110℃烘箱内24小时，冷却，称重。测定出砂率。结果见表6。
表660℃不同矿化度水处理下的岩心出砂率
实施例5
准确称取实施例1(2)的液体样品，加入海水中，搅拌溶解，配制成0.5％抑砂堵水剂。将245g粒径为0.3～0.6mm和105g粒径小于0.1mm的石英砂装入30cm×5cm的冲砂管中，填入时边装边用有机玻璃棒压实，以保证每次试验条件相同，然后将冲砂管水平放置，备用；分别于60℃下，利用控砂评价试验装置从有筛网一端用3ml·min-1的流量饱和地层水(地层水矿化度为100000mg/l，ca2+含量为2000mg/l)1pv，再分别反向注0.5pv的抑砂堵水剂溶液和1pv的地层水；水平放置冲砂管，改变泵排量，使岩心两端产生不同的压力冲砂，冲砂至总排量为3000ml时，停泵，将冲出液体过滤，收集液体中砂粒，置于110℃烘箱内24小时，冷却，称重。测定不同压力下的出砂率。结果见表7。
表760℃不同岩心压差下的出砂率
实施例6
准确称取实施例1(2)的液体样品，加入海水中，搅拌溶解，配制成0.5％抑砂堵水剂。分别将孔隙率相近的人工模拟岩心置于温度分别为40℃、60℃和80℃的保温箱中，保温24小时；以泵排量为10ml/min速度测定岩心渗透率；分别将0.5pv抑砂堵水剂反向注入岩心，然后分别于30℃、50℃和80℃温度下保温24小时；分别以泵排量为10ml/min泵速测定不同温度处理后的岩心渗透率。结果见表8。
表8不同温度处理后的岩心渗透率下降率