油气田刺激响应性材料应用现状及前景展望

油田化学品在钻井完井、压裂酸化、调剖堵水、乳化降黏、油水分离等环节发挥关键作用,但低渗透、高温、高盐、极端pH及使用过程中温度、pH变化等苛刻油气藏环境,给应用于油田化学品的聚合物和表面活性剂的研发带来了严峻的挑战。引入磺酸基等抗温抗盐基团或增大驱油剂相对分子质量等传统方式已难以满足油田需求。该文介绍了温度敏感聚合物、pH敏感聚合物、磁响应聚合物、CO_(2)敏感聚合物及表面活性剂、盐度敏感聚合物响应环境变化的刺激响应原理和性能;综述了5种刺激响应性材料在钻井完井、提高采收率、乳化破乳、压裂酸化、调剖堵水、油水分离等方向的应用,展望了刺激响应性材料在油气开采中的发展前景。

稠油乳化黏度测量曲线与乳液特性的关系

稠油化学驱过程中降黏剂浓度对稠油乳化影响明显,通过测量不同浓度降黏剂的稠油乳状液黏度-时间曲线,以黏度、降黏率为指标分析了黏度曲线与乳液特性的关系。结果表明,当降黏剂的浓度远大于临界乳化浓度时,形成稳定O/W乳状液,黏度低、降黏率大于95%。当降黏剂的浓度大于临界乳化浓度时,形成O/W乳状液,而后随着表面活性剂向油相的迁移,油滴聚并、分层。当降黏剂的浓度与临界乳化浓度相当时,乳状液油O/W转化为W/O,黏度大幅度提高。当降黏剂的浓度小于临界乳化浓度时,只能形成W/O乳状液。

PFAS在石油工业的应用及其替代研究进展

介绍了欧盟PFAS限制提案进展。综述了目前非聚合含氟化学品和含氟聚合物在石油工业中的应用,以及非氟类替代品在石油工业的应用情况,并对替代品进行了初步评估。

热复合驱中热、降黏剂、气体对原油黏度的影响

为了研究热、降黏剂、气体单独对原油黏度影响,以黏度、降黏率为指标,通过高温高压流变仪研究了复合驱中热、降黏剂、气体对原油黏度的影响规律。结果表明,升高温度是降低原油黏度的最有效方式,在一定压力范围内,N2对降低原油黏度起负作用,CO_(2)对降低原油黏度起正作用,降黏剂与CO_(2)可协同作用降低原油黏度。

HBP-g-PEGDGE凝胶聚合物的制备及性能

以超支化大分子-扫帚形聚合物(HBP-NH2)和线型二环氧化物封端的聚乙二醇(PEGDGE,Mn=600,1000,2000)为原料,采用溶液法制备了一类HBP-g-PEGDGE(HPD)水凝胶。利用傅里叶变换红外光谱、核磁共振氢谱、紫外光谱和扫描电镜等方法对产物的结构进行了表征,并对其溶胀、热稳定、流变和堵水性能进行了评价。结果表明,HPD水凝胶具有三维空间立体网状结构,且孔径随着聚乙二醇相对分子质量的增大逐渐增大。对于长链PEGDGE,较低温度、酸性pH和在没有盐的情况下均可获得较高的平衡溶胀比,水凝胶在温度为10℃~60℃、pH值为2~12范围内,表现出良好的溶胀-收缩可逆性。凝胶的热稳定性较好,随着聚乙二醇相对分子质量的增大而增强;表现出典型的弹性行为,随着聚乙二醇相对分子质量的增加,储能模量和损耗模量降低;其封堵率达到99%,封堵效果良好。

高钙镁油藏悬浮微晶聚合物体系研究

为了解决高钙镁油藏聚丙烯酰胺类聚合物抗盐性能差、无法开展聚合物驱现场应用的问题。悬浮微晶聚合物体系通过自研的增黏剂将水中钙镁离子变成微晶,从而使注入水的高浓度钙镁离子变害为利,大幅度提高了聚合物溶液抗钙镁、增黏的性能。研究表明:悬浮微晶聚合物体系具有良好的增黏性,其黏度是相同浓度聚合物溶液黏度的3.1~4.0倍。悬浮微晶聚合物体系中分散剂最佳浓度为0.2%,成晶剂最佳浓度为0.3%。聚合物优选疏水缔合型聚丙烯酰胺类聚合物。悬浮微晶聚合物体系在高钙镁油藏具有良好的应用潜力。

固井水泥浆用两性离子型聚羧酸分散剂的合成及性能评价

现有缩聚物类分散剂因技术和环保问题,其生产和使用受到限制。聚羧酸(PCE)高性能减水剂,绿色环保,分散性能优异,在混凝土工业中广泛使用,但常规PCE应用于固井水泥浆存在强缓凝问题。以甲基烯丙基聚乙二醇醚、丙烯酸和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为原料,分别合成了常规阴离子型聚羧酸(CPC)和两性离子型聚羧酸(DPC)分散剂,并对其结构进行了表征,同时研究了CPC和DPC对水泥浆流动度、流变性能、稠化时间和抗压强度的影响和作用机理。结果表明:CPC和DPC均有良好的分散性能,但在稠化时间和抗压强度性能上DPC远超CPC。CPC存在很强的缓凝作用,导致稠化时间大幅延长,水泥石早期强度下降。引入季铵阳离子合成的DPC,缓凝作用微弱,对稠化时间影响不大,有利于水泥石早期强度提高。

一种具有超长侧链的疏水缔合型聚合物的合成及减阻性能评价

采用曲拉通和丙烯酰氯醇解合成一种水溶性可聚合单体,仅使用水作为溶剂合成一种具有超长侧链的疏水缔合型聚丙烯酰胺(HAPAM)作为减阻剂,通过分子动力学模拟方法对比了聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺和合成的具有超长侧链的HAPAM与水的相互作用,并分别以去离子水和盐水配液改变HAPAM含量,测量不同HAPAM含量的滑溜水在不同流速下的摩阻,并计算相应的减阻率。实验结果表明,具有超长侧链的HAPAM与水的相互作用最强;减阻率随流速的增加而增大,HAPAM含量越高,减阻率达到70%所需的流速越高,减阻率最高可达80%以上;盐对滑溜水的减阻率和黏度有显著负面影响,需提高HAPAM含量才能获得理想的减阻率;SEM表征结果显示,HAPAM在清水和盐水中的分布形态均为网状结构。

页岩油微生物采油菌株筛选与性能评价

从页岩油藏中筛选得到了一株产表面活性剂菌株Y2,利用16s rDNA基因测序对其进行鉴定;通过表/界面张力测试,优化菌株的培养条件并考察其在不同pH值、温度和盐浓度下的稳定性;通过FTIR和LC-MS分析表征菌株所产生物表面活性剂的理化性质。结果表明:菌株Y2(枯草芽孢杆菌,Bacillus subtilis)在以葡萄糖为碳源、硝酸铵为氮源的培养基中所产生物表面活性剂表面活性最优,菌株上清液的表面张力值27.61 mN/m,与页岩油JHW151和JHW07121之间的界面张力值分别为0.062 mN/m和0.047 mN/m。该菌株所产生物表面活性剂为C_(15)-Surfactin和C_(16)-Fengycin的脂肽混合物,其表面活性在温度为40~80℃和pH值为1~11范围内稳定性较好,但随着NaCl浓度的增加界面张力值变小。可见,Y2菌株具有较好的表面活性,能够有效降低油/水界面张力从而提高页岩油采收率,为吉木萨尔页岩油微生物驱的高效开发提供了一项潜在可行的技术路线。

适合延长油田低渗透储层分层注水井的有机酸解堵体系

为了解决延长油田低渗透储层分层注水井注入压力升高以及注水量下降的问题,以复合有机酸FH-S为主体酸液,结合黏土稳定剂、缓蚀剂和助排剂等主要处理剂,研制了一套适合延长油田低渗透储层分层注水井的有机酸解堵体系,室内对其基本性能和岩心驱替解堵性能进行了评价。结果表明:有机酸解堵体系具有良好的溶蚀性能、缓蚀性能和较强的铁离子稳定能力,降低表面张力和界面张力的效果也较好,体系与地层水的配伍性较好,不会出现浑浊和沉淀;另外,在天然岩心被注入水污染后挤入2 PV有机酸解堵体系,能够有效解除堵塞污染,岩心驱替压力明显降低,岩心渗透率恢复值可以达到100%以上,解堵效果较好。现场应用结果表明:目标注水区块5口注水井采取有机酸解堵体系施工措施后,注入压力显著降低,日注水量明显增大,并且措施的有效期较长,取得了良好的现场施工效果。

用于稠油热采井的耐温凝胶堵剂研制与评价——以春光油田为例

针对河南春光油田稠油热采水平井水窜严重的问题,通过耐高温凝胶堵剂配方研究及性能评价,配套双封定位封堵工艺,实现了水平井不同水窜位置的有效封堵。所研制的耐高温凝胶堵剂,具有耐温耐盐性能好和封堵强度高的特点,耐盐1.00×10^(5)mg/L,耐温达到350℃,高温60 h后突破真空度仍保持在0.065 MPa以上,现场实施后有效延缓了稠油水平井水窜速度,改善了稠油热采水平井开发效果。

壳聚糖季铵盐对O/W乳状液的破乳性能评价

以壳聚糖季铵盐作为破乳剂,使用Turbiscan Lab稳定性分析仪实验研究了破乳剂浓度及处理温度对水包油(O/W)型乳状液破乳效果的影响。实验结果表明:在25~55℃的处理温度范围内,破乳剂最佳使用浓度约0.4%(体积分数),破乳剂浓度超过1.0%后,无破乳效果。在操作温度为25℃、破乳剂加药浓度为0.4%时,所测得的背散射光ΔBS曲线显示出良好的油水分层现象,相应的TSI曲线值达到最大,油滴粒径增大7倍,破乳过程在10 min之内基本完成。在25~55℃的处理温度范围内,破乳效果随温度升高而改善,最佳破乳温度为55℃。此研究对油田采出液破乳方法的选择具有指导借鉴意义。

二元复合驱化学性能分析及提高采收率效果评价

随着全球对化石能源的依赖持续增长,提高油田采收率成为石油工业的关键挑战之一。探讨了包含表面活性剂FDR和不同分子量聚丙烯酰胺的二元复合驱体系的化学稳定性、相容性、渗透率、流动特性以及驱油效果。结果表明:在低环境因素指数下(0~4),化学剂展示出较高的稳定性,而随着环境因素指数增加,其稳定性呈现波动并逐步下降。在渗透率与流动特性评估中,流动压力差的增加导致渗透率从0.265m D增加至1.236 mD。在驱油效果评价中,表面活性剂质量分数从1%增加到6.21%,驱油效率由1.212%提高至2.285%。此外,储层条件改善和优化注入压力对采收率的提升具有显著影响,特定条件下采收率可提高至3.283%。研究揭示了二元复合驱技术在不同条件下的性能表现,为优化油田采收率提供了理论和实践依据。

纳米流体和两性表面活性剂改善钻井液性能实验研究

本文研究了碳化硅纳米流体和表面活性剂对水基钻井液物理和化学性质(热稳定性、黏度、表面张力和滤失特性)的影响。将碳化硅纳米流体、表面活性剂溶液和水基钻井液混合形成表面活性剂——碳化硅(Si C)钻井液,分别用流变仪、张力仪和压滤机对混合钻井液的黏度、表面张力和滤失性等性质进行了研究。实验结果表明,与常规表面活性剂相比,两性表面活性剂对钻井液黏度的增量最大,此外,混合钻井液具有更好的热稳定性,随着温度的升高,黏度平均变化率为9%,表面张力和滤失性分别下降了31.0%和22.2%。

水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,优化了合成条件;用红外光谱仪表征了产物结构,利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。结果表明,NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1,引发剂(过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1)为单体总质量的0.5%,反应温度65℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂加量为1.0%时,常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6℃提高到9.6℃,诱导时间从20 min延长至945 min。该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附从而抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附;另外,抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团,增强抑制剂对水合物笼的吸附性,还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链,进一步提高过冷度并延长诱导时间。

不同吸附基团对低黏吸附型缓速剂的影响

低黏吸附型缓速剂主要依靠吸附单体吸附在岩石表面形成保护膜来实现缓速效果,而不同类型的吸附单体之间性能差异大。利用丙烯酰胺(AM)、烯丙基聚乙二醇(APEG-2400)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和十四烷基马来酰胺(C14MA)分别制备一种主要靠APEG-2400吸附的缓速剂AAM(AM/APEG-2400/C14MA)和另一种靠DMC吸附的缓速剂ADM(AM/DMC/C14MA)。采用单因素实验法优化合成方案,并利用红外光谱和核磁氢谱表征缓速剂分子结构;对2种缓速剂的缓速性能进行评价,利用XPS、SEM、AFM对岩样表面进行观察。结果表明,在50℃和80℃条件下,质量浓度为9 000 mg/L的AAM和ADM型缓速酸均保持在低黏状态,AAM型缓速酸缓速性能更好,在岩石表面形成的吸附膜更致密。

疏水缔合聚合物乳化性能及分相特征

配制了不同的疏水缔合聚合物(HAP),分析了HAP含量、疏水单体含量和油相含量对于聚合物乳化性能的影响,探讨了连续相中疏水缔合结构与油滴的相互作用规律。实验结果表明,HAP乳化时,油滴与连续相中的缔合结构相互作用,形成新的分子链间网络节点,构成了新的三维网络结构,使乳状液增黏。HAP的乳化增黏幅度由连续相与分散相的性质共同决定,其中,HP-1乳状液表观黏度最高增幅为36%。随着HAP中疏水单体含量的增加,乳化增黏幅度逐渐上升;HAP含量一定时,随油相含量增大,HAP乳状液乳化增黏幅度先增大后稳定、稳定性增强,但富集相体积存在最大值。HAP乳化性能及分相特征取决于连续相中的疏水缔合结构与油滴相互作用。

耐高温聚丙烯酰胺基压裂液的合成与应用研究

压裂技术是提高油田油气采收率的重要手段。随着我国油田开发逐渐向深层油气藏转移,油藏地层温度升高、高矿化度等问题对油气采收率的影响愈发明显,我国各大油田对高性能压裂液的需求十分迫切。本文针对聚丙烯酰胺基压裂液的合成方法、耐高温改性方向及在油田中的应用进行论述,并对下一步的研究发展进行展望,以期为聚丙烯酰胺基压裂液的耐高温性能方向研究提供参考。

缓交联高强度封堵剂研究进展

综述了目前油田主要应用的封堵剂的发展情况,介绍了含水率较高的油田实施窜流封堵技术,分析了不同类型的深部封堵剂优劣特性及适用情况,总结和展望了未来缓慢交联的封堵剂技术的发展趋势。

陕西地区油田化学品助剂产业发展研究与分析

以陕西本土油田企业为基础,采用问卷调查法对企业的油田化学品助剂的现状进行调查分析,重点调查了油田化学品助剂的使用情况、对石油开采的有用程度、环保情况等现状,并总结了普通员工与管理者对油田化学品助剂产业发展的意见与建议。通过SWOT战略分析法研究了油田化学品助剂产业发展的优、劣势以及面临的机遇与威胁。