本发明属于油田开发
技术领域：
，具体涉及一种利用油田开发固废物生产的堵剂及其制备方法、应用。
背景技术：
：我国大多数油田采用早期注水开发，目前已进入中高含水期，地层的非均质性进一步恶化，以整装油田为代表的水驱开发老油田已整体进入特高含水开发后期(fw＞95％)，储层内部不同级次耗水带普遍发育，局部出现极端高耗水现象，注入水沿极端耗水带无效低效循环，导致水驱效率急剧降低。研究表明，近5年2000井次吸水剖面资料显示，约20％的小层中出现极端高耗水，耗水量占60％以上，15％的高耗水层带消耗了近90％的注水量，采油成本大幅度上升。堵水调剖作为储层非均质调控的主要手段，在耗水层带封堵方面具有独特优势。随着油田开发的深入，需要调剖堵水的井次逐年增加。因此，开出适应不同环境的堵剂成为该领域研究的重要课题之一。例如：中国专利文献cn102816558a公开了一种深部调剖堵水用堵剂，所述堵剂的成分为部分水解的聚丙烯酰胺、重铬酸钾、亚硫酸钠、六亚甲基四胺、苯酚、氯化铵和水。该堵剂体系的成胶强度随着时间的变化形成明显的双“台阶”趋势，既能保证注入过程中有效防止堵剂向低渗透层的漏失，又能在堵剂到达底层深部时有效的封堵高渗透底层。然而，该堵剂中：重铬酸钾有毒，具有一定的致癌性；六亚甲基四胺，即乌洛托品，易燃且具有腐蚀性；亚硫酸钠还原性极强，在空气中易风化并被氧化为硫酸钠；苯酚，可燃，高毒，具有强腐蚀性。因此，该堵剂的大量使用会造成环境污染，对人体产生危害。鉴于此，开发出一种毒性小、稳定性高、对环境及人体友好的调剖堵水剂成为目前亟待解决的问题。油田用堵剂分有机堵剂和无机堵剂。有机堵剂主要采取有机材料，依靠提高堵剂的粘度及颗粒的变形运移特性封堵底层空岛，达到调整剖面的目的，例如聚合物等；无机堵剂主要利用无机物沉淀堵塞及无机物固化堵塞，例如粘土、水泥等。油泥砂、废弃钻井液固体颗粒、粉煤灰等等是油田开发过程中产生的废弃物，胜利油田年产约50×104t，对环境保护产生了巨大的压力，年无害化处理费用高达数亿元。若能将油田开发过程中产生的废弃物用于制造调剖堵水剂，实现“变废为宝”，对推进油田绿色低碳生产具有重要意义。技术实现要素：因此，本发明要解决的技术问题在于克服现有的调剖堵水剂存在污染环境、危害人体的缺陷以及油田开发中产生的固废物对环境保护产生巨大压力的问题，从而提供一种利用油田固废物生产的堵剂及其制备方法与应用。为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下：一种自悬浮堵剂，具有核壳结构，其核体包括油田固废物，其壳体包括两性水溶性高分子化合物。优选的是，所述两性水溶性高分子化合物为两性聚丙烯酰胺或其衍生物。优选的是，所述油田固废物的粒径为100～500目。优选的是，所述油田固废物为含油污泥、钻井废弃泥浆、油泥砂或粉煤灰中一种或多种。优选的是，所述自悬浮堵剂的粒径为80～400目。上述自悬浮堵剂的制备方法，包括如下步骤：将两性水溶性高分子化合物水溶液与油田固废物混合，所得混合物经干燥后即得。优选的是，所述两性水溶性高分子化合物水溶液的浓度为0.5～2wt％。优选的是，所述油田固废物与所述两性水溶性高分子化合物水溶液的质量比为1:5～20。优选的是，将所述两性水溶性高分子化合物水溶液喷洒或涂覆于所述油田固废物的表面以形成所述混合物。优选的是，所述两性水溶性高分子化合物水溶液由如下方法制备而成：将两性水溶性高分子化合物与水在680～720r/min下搅拌30min后，再于380～420r/min下持续搅拌1.5-2h即得。优选的是，所述水为矿化度不大于200000mg/l的油田注入水。优选的是，所述干燥的温度为60～80℃，时间为7～8h。上述自悬浮堵剂或由上述制备方法制得的自悬浮堵剂在水井调剖、油井堵水、钻井堵漏或管外窜槽封堵中的应用。本发明的技术方案，具有如下优点：1.本发明提供的自悬浮堵剂包括油田固废物与两性水溶性高分子化合物，所述两性水溶性高分子化合物溶解于水后，阴阳离子之间的范德华作用力使高分子化合物形成类似网状的结构，有利于包裹其中的固体颗粒悬浮；此外，所述两性水溶性高分子化合物在水中溶胀、分散，形成了具有一定粘度的水溶液，阻止了固体颗粒的沉降。本发明提供的自悬浮堵剂作为调剖剂使用时不用另加悬浮剂/增稠剂，且所述自悬浮堵剂稳定性好、封堵强度高，具有环保、经济的特点，适合大规模推广应用，为节能环保、解决特高含水开发后期控水稳油提出了一项新的理念，对增产提高采收率具有一定的现实意义。2.本发明提供的堵剂制备方法简单、能耗低、反应均匀稳定且产量高、成本低。具体实施方式下面将对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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。此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。实施例1本实施例中，所述自悬浮堵剂为废弃钻井液固体颗粒堵剂，包括两性聚丙烯酰胺和废弃钻井液固体颗粒。其中，废弃钻井液固体颗粒的粒径为500目，所制得的废弃钻井液固体颗粒堵剂粒径为400目。具体制备方法为：s1：将1kg两性聚丙烯酰胺缓慢加入100kg矿化度为7000mg/l的油田注入水中，以680r/min的速度搅拌30min后，将搅拌速度降到420r/min，持续搅拌2h后得到混合均匀的1wt％两性聚丙烯酰胺溶液。s2：将所述两性聚丙烯酰胺溶液均匀喷洒到20kg粒径为500目的废弃钻井液固体颗粒表面，得到废弃钻井液固体颗粒的均匀包覆体。s3：将上述均匀包覆体放入烘箱中，设置烘箱的温度为70℃，并保持8h，得到废弃钻井液固体颗粒堵剂。实施例2本实施例中，所述自悬浮堵剂为粉煤灰堵剂，包括两性聚丙烯酰胺和粉煤灰颗粒。其中，粉煤灰颗粒的粒径为200目，所制得的粉煤灰堵剂粒径为160目。具体制备方法为：s1：将1.5kg两性聚丙烯酰胺缓慢加入100kg矿化度为30000mg/l的油田注入水中，以680r/min的速度搅拌30min后，将搅拌速度降到420r/min，持续搅拌2h后得到混合均匀的1.5wt％两性聚丙烯酰胺溶液。s2：将将所述两性聚丙烯酰胺溶液均匀喷洒到15kg粒径为200目的粉煤灰表面，得到粉煤灰的均匀包覆体。s3：将上述均匀包覆体放入烘箱中，设置烘箱的温度为60℃，并保持8h，得到粉煤灰堵剂。实施例3本实施例中，所述自悬浮堵剂为污泥颗粒堵剂，包括两性聚丙烯酰胺和污泥颗粒。其中，污泥颗粒的粒径为500目，所制得的污泥颗粒堵剂粒径为380目。具体制备方法为：s1：将1kg两性聚丙烯酰胺缓慢加入200kg矿化度为10000mg/l的油田注入水中，以680r/min的速度搅拌30min后，将搅拌速度降到420r/min，持续搅拌2h后得到混合均匀的0.5wt％两性聚丙烯酰胺溶液。s2：将所述两性聚丙烯酰胺溶液均匀喷洒到20kg粒径为500目的污泥颗粒表面，得到污泥颗粒的均匀包覆体。s3：将上述均匀包覆体放入烘箱中，设置烘箱的温度为80℃，并保持6h，得到污泥颗粒堵剂。实施例4本实施例中，所述自悬浮堵剂为污泥颗粒堵剂，包括两性聚丙烯酰胺和污泥颗粒。其中，污泥颗粒的粒径为100目，所制得的污泥颗粒堵剂粒径为80目。具体制备方法为：s1：将1kg两性聚丙烯酰胺缓慢加入50kg矿化度为200000mg/l的油田注入水中，以680r/min的速度搅拌30min后，将搅拌速度降到420r/min，持续搅拌2h后得到混合均匀的2wt％两性聚丙烯酰胺溶液。s2：将所述两性聚丙烯酰胺溶液均匀喷洒到5kg粒径为100目的污泥颗粒表面，得到污泥颗粒的均匀包覆体。s3：将上述均匀包覆体放入烘箱中，设置烘箱的温度为80℃，并保持6h，得到污泥颗粒堵剂。实施例5本实施例中，所述自悬浮堵剂为废弃钻井液固体颗粒堵剂，包括n-乙烯基-2-n-吡咯烷酮两性聚合物和废弃钻井液固体颗粒。其中，废弃钻井液固体颗粒的粒径为500目，所制得的废弃钻井液固体颗粒堵剂粒径为390目。具体制备方法为：s1：将1kgn-乙烯基-2-n-吡咯烷酮两性聚合物缓慢加入100kg矿化度为7000mg/l的油田注入水中，以680r/min的速度搅拌30min后，将搅拌速度降到420r/min，持续搅拌2h后得到混合均匀的1wt％n-乙烯基-2-n-吡咯烷酮两性聚合物溶液。s2：将所述n-乙烯基-2-n-吡咯烷酮两性聚合物溶液均匀喷洒到20kg粒径为500目的废弃钻井液固体颗粒表面，得到废弃钻井液固体颗粒的均匀包覆体。s3：将上述均匀包覆体放入烘箱中，设置烘箱的温度为70℃，并保持8h，得到废弃钻井液固体颗粒堵剂。实施例6本实施例中，所述自悬浮堵剂为废弃钻井液固体颗粒堵剂，包括paab(两性聚丙烯酰胺/丙烯酸钠/二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯三元共聚物)和废弃钻井液固体颗粒。其中，废弃钻井液固体颗粒的粒径为500目，所制得的废弃钻井液固体颗粒堵剂粒径为370目。具体制备方法为：s1：将1kgpaab缓慢加入100kg矿化度为7000mg/l的油田注入水中，以680r/min的速度搅拌30min后，将搅拌速度降到420r/min，持续搅拌2h后得到混合均匀的1wt％paab溶液。s2：将所述paab溶液均匀喷洒到20kg粒径为500目的废弃钻井液固体颗粒表面，得到废弃钻井液固体颗粒的均匀包覆体。s3：将上述均匀包覆体放入烘箱中，设置烘箱的温度为70℃，并保持8h，得到废弃钻井液固体颗粒堵剂。对比例1按照中国专利文献cn103509537a中的方法制得污泥颗粒堵水剂。实验例1：稳定性能观察将上述所有实施例1～6及对比例1中制备得到的自悬浮堵剂配成5wt％的水溶液，观察不同体系30min内的沉淀情况。结果显示，上述实施例1～6制备得到的自悬浮堵剂在水中无明显沉淀产生，而对比例1的污泥颗粒堵水剂在水中有大量沉淀产生。实验例2：物理性能测试采用ct3质构仪对上述所有实施例1～6及对比例1中制备得到的自悬浮堵剂进行抗压强度测试，测试结果见表1。表1：堵剂体系的物理性能测试结果编号抗压强度/n实施例1783实施例2823实施例3965实施例4927实施例5812实施例6780对比例1536由表1可知，本发明实施例1～6制得的自悬浮堵剂的抗压强度可以达到780n以上，远高于对比例1，表明本发明所述堵剂具有较高的封堵强度，能够保证现场施工中有效封堵极端高耗水带，提高原油采收率。实验例3：封堵率测试分别采用实施例1～6及对比例1中所述的自悬浮堵剂进行下述模拟试验，模拟试验的温度为60～150℃，采用的油田矿化度为3000～200000mg/l，模拟现场油藏条件的岩心试验为：取长度0.9-1.0m，直径0.03-0.038m的岩心，水驱至压力稳定后测其堵前渗透率kw0，采用如下步骤进行封堵试验：水驱测岩心渗透率——注入特定浓度的自悬浮堵剂体系——后续水驱，待水驱至压力稳定后，测岩心的堵后渗透率kw1，并按公式计算岩心封堵率。为了进一步说明上述模拟试验的具体方法，本发明进一步地，以采用实施例3中所述的自悬浮堵剂进行模拟试验的方法进行详细说明，其它实施例均采用与该方法相同的模拟试验进行测试，具体如下：取长度1.0m，直径0.038m的岩心，在温度为100℃，水驱至压力稳定后测其堵前渗透率kw0＝15.4μm2，采用如下步骤进行封堵试验：水驱测岩心渗透率——注入浓度为3wt％的堵剂体系0.3pv——后续水驱3pv，待水驱至压力稳定后，测岩心的堵后渗透率kw1＝1.0328μm2，并按公式计算岩心封堵率。按每一实施例均进行三次岩心模拟试验，取其测试结果的平均值作为最终测试结果。分别对上述实施例1～6及对比例1按上述模拟现场油藏条件的岩心试验方法进行模拟试验后，测试岩心的封堵率，结果如表2所示：表2岩心模拟试验封堵率测试结果实施例编号kwo/μm2kw1/μm2e/％实施例115.80.998993.68实施例214.91.011293.21实施例315.41.032893.29实施例415.61.033193.38实施例515.10.991293.44实施例614.81.011393.17对比例115.11.625389.24由表2可知，采用本发明实施例1～6所述堵剂体系进行岩心模拟试验的封堵率可以达到93.17％以上，而对比例1的封堵率却不足90％，结果表明，本发明所述堵剂体系在高温、高矿化度下具有很强的封堵性能，能够保证现场施工中有效封堵大孔道，提高原油采收率。显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。当前第1页12