1.本发明涉及一种纳米材料及其制备方法与在伴蒸汽用稠油耐高温纳米降粘剂中的应用，属于油田应用化学技术领域。
背景技术：2.现今，一般采用注蒸气热力采油方法开采稠油、超稠油区块。由于受边低水以及其他因素的影响，部分油藏不适合用蒸汽驱的方式进行开采，只能用蒸汽吞吐的方式进行。
3.进行蒸汽吞吐开采，伴随多轮次吞吐周期的开发，以下两方面的矛盾日益突出：注气开采周期油气比低，经济效益差；原油粘度大，井筒举升困难。这都严重影响注蒸气开发的经济性，制约了对稠油油藏的进一步开发。
4.蒸气开采稠油、超稠油区块为了提高注气质量，降低原油粘度，通常添加降粘剂辅以开采。有些油田稠油区块中，一般原油粘度在 2000～7000mpa.s，由于原油粘度大，流动性差，给开采和集输带来非常大的困难。目前油田使用的降粘剂有油溶性和水溶性降粘剂，油溶性降粘剂一般为易燃物，闪点较低(30℃以上)；在油田现场和储运过程中存在很大的安全隐患。
5.考虑现场使用的安全性，通常采用水溶性降粘剂，但是常规的水溶性降粘剂一般为碱性化合物或表面活性剂，或是与其他药剂复配物。此类水溶性降粘剂在高温时易分解、热稳定性差，导致降粘剂不耐高温。由于原油性质的差异，没有一种适合注气开发后的耐高温水溶性降粘剂。
技术实现要素：6.针对上述不足，本技术提供一种伴蒸汽用稠油耐高温纳米降粘剂，该降粘剂安全性高、热稳定性好、可有效减少井筒举升阻力、提高注汽生产的经济效益。
7.本技术将解决技术问题采用的纳米降粘剂命名为pmsn。本技术制得的pmsn，ph＝8～10，均一淡黄色溶液，放置半年不分层、无沉淀。
8.根据本技术的一个方面，提供了一种纳米材料，所述纳米材料由改性钠基蒙脱土与单体ⅰ、单体ⅱ原位共聚制备而成；
9.所述单体ⅰ为丙烯酰胺；
10.所述单体ⅱ为含有碳碳双键的表面活性剂。
11.可选地，所述改性钠基蒙脱土由钠基蒙脱土片层间插层长链基团制备而成；所述长链基团来自酰胺类化合物或c
12
～c
18
脂肪链季铵盐。
12.所述酰胺类化合物为十八烷基丙烯酰胺；
13.所述c
12
～c
18
脂肪链季铵盐选自十六烷基二甲基烯丙基氯化铵、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵、十二烷基二甲基烯丙基氯化铵中的至少一种。
14.可选的，所述含有碳碳双键的表面活性剂选自α-烯基磺酸钠、烯丙基聚氧乙烯醚
中的至少一种。
15.可选的，所述纳米材料的粒径为30～150nm。
16.根据本技术的一个方面，提供了一种上述纳米材料的制备方法，包括步骤如下：
17.(1)将含有改性钠基蒙脱土、单体ⅰ、单体ⅱ的原料与水混合，除氧后得溶液a；
18.(2)将含有引发剂的溶液b滴加进溶液a中，反应后得到所述纳米材料。
19.可选地，所述引发剂选自过硫酸钾、过硫酸钠、偶氮二异丁脒盐酸盐中的至少一种。
20.可选地，步骤(1)中，所述改性钠基蒙脱土与单体ⅰ、单体ⅱ的质量比为2～3:15～25:10～20。
21.可选地，步骤(2)中，所述引发剂的用量为单体i的 0.5wt％～1wt％；
22.所述溶液b中，引发剂的浓度为40～70ppm；
23.所述滴加的温度为40～60℃，滴加的时间为10～15min，滴加的速度为1～1.3g/min。
24.可选地，步骤(2)中，所述反应的温度为70～80℃，反应的时间为2h～3h。
25.可选地，滴加的温度为42℃、45℃、48℃、50℃、54℃、55℃、 58℃，或上述任意两点间的任意值；
26.滴加的时间为11min、12min、12.5min、13min、14min，或上述任意两点间的任意值。
27.可选地，反应的温度为42℃、44℃、45℃、48℃、50℃、53℃、 55℃、57℃、59℃，或上述任意两点间的任意值；
28.反应的时间为2.1h、2.2h、2.4h、2.5、2.7h、2.8h，或上述任意两点间的任意值。
29.根据本技术的一个方面，提供了一种上述的纳米材料、上述制备方法制得的纳米材料作为降粘剂的应用。
30.可选地，所述降粘剂作为稠油降粘剂的应用，尤其是作为伴蒸气稠油降粘剂的应用，稠油的降粘度≥95％。
31.作为本技术的一种实施方式，一种改性钠基蒙脱土的制备方法，包括步骤如下：
32.将含有钠基蒙脱土的原料与含有具有长链基团的化合物的原料混合，加热搅拌后得改性钠基蒙脱土；
33.所述具有长链基团的化合物选自酰胺类化合物或c
12
～c
18
脂肪链季铵盐；所述酰胺类化合物为十八烷基丙烯酰胺；所述c
12
～c
18
脂肪链季铵盐选自十六烷基二甲基烯丙基氯化铵、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵、十二烷基二甲基烯丙基氯化铵中的至少一种。
34.所述钠基蒙脱土与具有长链基团的化合物的质量比为1.5:1～2:1；
35.所述加热搅拌的温度为40～60℃，时间为2～3h，搅拌速率为 80～200rpm。
36.本技术包括以下有益效果：
37.(1)本技术纳米材料可作为伴蒸气注入高温稠油降粘剂，可以提高注入蒸气的驱替效率，降低油水界面张力，减少井筒举升阻力，提高注气生产的经济效益，是多轮次吞吐后期提高采收率的有效途径。
38.(2)本技术提供的pmsn降粘剂具有高的抗温性，近300℃条件下，其性能仍能保持良好的降粘效果，降粘率依然保持在95％。
39.(3)本技术提供的pmsn降粘剂，通过改性钠基蒙脱土的协同作用，能够明显降低
aos的热解；减少模拟地层条件下，表面活性剂的损失量。
附图说明
40.图1为实施例1合成路线路。
41.图2为实施例1纳米材料的粒径分布图。
42.图3为实施例1纳米材料的热重曲线图。
具体实施方式
43.下面结合实施例详述本技术，但本技术并不局限于这些实施例。
44.如无特别说明，本技术的实施例中的原料和催化剂均通过商业途径购买。
45.其中，钠基蒙脱土购于牧之骄(北京)生物科技有限公司，xrz-021 型号。
46.jn01指的是aeo9、chsb混合表面活性剂，购于广州大海石油化工有限公司，jn01型号；jn02指的是s-15、chsb，购于胜利油田方圆化工有限公司，jn02型号。
47.实施例1
48.1.1取100ml去离子水加入250ml三颈烧瓶中，称取10g钠基蒙脱土(na-mmt)加入三颈烧瓶中，再称取6g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵；在80℃，300rpm搅拌6小时即可；然后将溶液过滤，烘干研磨，过筛备用。
49.1.2称取2g上述改性后的钠基蒙脱土于250ml三颈烧瓶中，再加入20g的α-烯基磺酸钠单体(aos)加入到三口烧瓶中；再称取 20g的丙烯酰胺单体(am)，最后加入140g的去离子水，搅拌溶解，通氮气30min，排除溶液中的氧气；
50.1.3称取0.2g的引发剂过硫酸钾于恒压漏斗中，加20g去离子水溶解，通氮气排氧20min；
51.1.4在50℃下，250rpm搅拌下，缓慢滴加1.3中配制的溶液， 15min滴加完成，将反应温度升高至80℃后，反应3h后结束反应，即可得到纳米材料，pmsn。
52.合成路线图如图1所示。
53.以实施例1相同的合成参数合成三次，得合成样品-01、合成样品-02、合成样品-03，分别测试所得纳米材料的粒径分布，结果如图 2所示，均在50纳米左右，说明产品合成工艺稳定，经过多次实验重复，粒径分布都比较稳定。
54.测试例1
55.pmsn在模拟地层水中的稳定性
56.按照表1的离子组成，配制5l模拟地层水备用。
57.表1模拟地层水离子组成
58.离子组成na
+
ca
2+
cl-so4
2-hco
3-总矿化度含量，mg/l9569178615874265917130059
59.用模拟地层水分别将实施例1所得pmsn以及jn01(对比例1， aeo9:chsb表面活性剂复配)、jn02(对比例2，op-10:cao表面活性剂复配)稀释300倍，配制100ml待测液，振荡摇匀后置于70℃的恒温箱中静置保温12h，观察溶液状态，结果见表2。
60.测试例2
61.对稠油的降粘效果测试
62.稠油降粘率测试步骤为：将稠油在(70
±
1)℃的鼓风恒温干燥箱中恒温24
±
1h，去除其中的游离水和气泡，将恒温水浴设定为70℃，将稠油迅速移入测量筒中，迅速用旋转粘度计测其(70
±
0.5)℃时的粘度，记为μa。
63.用模拟地层水将液体样品配制成质量分数为0.3％的水溶液，用玻璃棒搅拌1min，得待测液备用。
64.称取21g(精确至0.1g)高温处理后的稠油于烧杯中，加入9g(精确至0.1g)待测液，放入(70
±
1)℃的恒温水浴中，恒温lh，用玻璃棒充分搅拌使之成为稠油乳液。将恒温水浴设定为70℃，将稠油乳液迅速移入测量筒中，迅速用旋转粘度计测其(70
±
0.5)℃时的粘度，测定时间5min，每1min取点分别记录为μ11、μ12、μ13、μ14、μ15，记为μ1＝min{μ11，μ12，μ13，μ14，μ15}，且max{μ11，μ12，μ13，μ14，μ15}≤500mpa
·
s。
65.结果按下式计算：
[0066][0067]
式中：
[0068]
f1——降粘率，％；
[0069]
μa——70℃时稠油的粘度，mpa
·
s；
[0070]
μ1——70℃时稠油乳液的粘度，mpa
·
s。
[0071]
每个稠油及稠油乳液做三个平行样，取算术平均值为测定结果。每个测定值与算数平均值之差不大于1.0％，测试结果的数值修约依据gb/t 8170进行。
[0072]
(2)实验结果
[0073]
实验结果见表2。
[0074]
表2三种待测液的实验结果(70℃)
[0075][0076]
在测试待测液对稠油的降粘效果时，pmsn与稠油形成的稠油乳液的粘度可低336mpa
·
s，且持续15min后稠油乳液粘度才增至 500mpa
·
s，而待测液jn02与稠油形成的稠油乳液脱水较快，2min后粘度很快达到500mpa
·
s。
[0077]
测试例3
[0078]
pmsn耐高温性能
[0079]
针对实施例1中制备的pmsn所体现的优异性能，此申请研究其高温后的降粘性能
[0080]
试验步骤：
[0081]
(1)pmsn热稳定性实验
[0082]
将pmsn通过tga热重测试实验，具体数据如图3所示，图3 是热失重，数据表明pmsn在300℃左右，开始热解，损失率在13％左右。
[0083]
(2)高温后降粘性能
[0084]
将pmsn放置在高温反应釜中，反应釜的温度设置为300℃，恒温24小时，停止加热反应釜，自然冷却到室温，取出降粘剂，重复测试例1的试验。降粘率依然保持在95％，证明该降粘剂具有良好的耐温性。
[0085]
用模拟地层水将高温处理后的降粘剂样品配制成质量分数为 0.3％的水溶液，用玻璃棒搅拌1min，得待测液备用。
[0086]
称取21g(精确至0.1g)高温处理后的稠油于烧杯中，加入9g(精确至0.1g)待测液，放入(70
±
1)℃的恒温水浴中，恒温lh，用玻璃棒充分搅拌使之成为稠油乳液。将恒温水浴设定为70℃，将待测的稠油乳液迅速移入测量筒中，迅速用旋转粘度计测其(70
±
0.5)℃时的粘度，测定时间5min，每1min取点分别记录为μ11、μ12、μ13、μ14、μ15，记为μ1＝min{μ11，μ12，μ13，μ14，μ15}，且max{μ11，μ12，μ13，μ14，μ15}≤3000mpa
·
s。
[0087]
结果按下式计算：
[0088][0089]
式中：
[0090]
f1——降粘率，％；
[0091]
μa——70℃时稠油的粘度，mpa
·
s；
[0092]
μ1——70℃时稠油乳液的粘度，mpa
·
s。
[0093]
每个稠油及稠油乳液做三个平行样，取算术平均值为测定结果。每个测定值与算数平均值之差不大于1.0％，测试结果的数值修约依据gb/t 8170进行。
[0094]
(3)实验结果
[0095]
表3待测液的稳定性及其对稠油的降粘效果
[0096][0097]
pmsn经过300℃高温处理后，其降粘率还可以保持在95％以上，具有较好的耐温性、稳定性和降粘效果，满足行业标准要求。jn01、 jn02在高温处理后，其降粘性能损失严重，降粘效果较差，不满足标准要求。
[0098]
鉴于pmsn具有良好的耐温性和降粘效果，因此可满足特超稠油现场使用，可将降
粘剂与蒸汽一起伴注注入地层。
[0099]
以上所述，仅是本技术的几个实施例，并非对本技术做任何形式的限制，虽然本技术以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本技术，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本技术技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。