耐温耐盐两性聚丙烯酰胺稠化剂的制备及其性能

为了提高压裂液稠化剂的耐温耐盐性能,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和阳离子单体丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为单体,单体AM、AA、AMPS、DAC质量比为9∶1∶3∶1.5,将单体以总质量分数为30%溶于水中(水相),将质量分数为10%的乳化剂(Span-80、Tween-80质量比为9∶1)溶于白油(油相),油水相比为1∶2.5,合成了具有耐温耐盐性的油包水乳液稠化剂PAAD,其黏均相对分子质量为383×10^(4)。通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了PAAD,测定了聚合物PAAD的耐温性、抗盐性、耐剪切和破胶性能。研究结果表明,PAAD具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、剪切速率为170 s^(-1)下,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液剪切1.5 h后黏度保持在51.7 mPa·s。PAAD溶液在高剪切后进入低剪切区后可快速恢复黏度,可保障悬砂不沉降。PAAD具有良好的抗盐性,在矿化度为50 g/L的模拟高盐海水中,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液的黏度为45 m Pa·s。在90℃下,破胶剂用量为0.2%时,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液在3 h内可完成破胶,破胶液的表面张力为30 mN/m,油水界面张力为1.9 mN/m,残渣含量为220 mg/L,对岩心基质的伤害性为9%,达到行业标准要求。

耐温耐盐CO_(2)响应型叔胺泡沫的性能及响应机理

目的解决传统泡沫过于稳定,消泡困难等问题。方法采用N-十二烷基-1,3-丙二胺与耐温耐盐型阴离子表面活性剂复配,制备一种CO_(2)响应型耐温耐盐复配泡沫体系,并采用分子模拟探究了复配泡沫的稳定性和响应机理。N-十二烷基-1,3-丙二胺具有良好的质子化性能和耐盐性能,但其耐温性能较差,且不具备响应性能。将其与十二烷基硫酸钠(SDS)和十二烷基磺酸钠复配后,高温下起泡速度提高了40%,泡沫存在时间达到复配前的3.17倍,耐温性显著提升,且具有良好的CO_(2)响应性能。分子模拟研究发现,通入CO_(2)后,液膜内SDS中含S原子基团与C_(12)N(CH_(3))N(CH_(3))_(2)中带正电荷的N原子基团相结合,从而失去表面活性,导致泡沫的稳定性变差,这也是响应消泡的原因。结论该复配体系具有良好的耐温耐盐性能和响应性能,能够在苛刻环境下完成泡沫排水采气后实现响应消泡,具有广阔的应用前景。

非常规油气储层封堵微球的耐温耐盐性能研究

页岩油气的稳定开发是油气能源长远发展的重大问题,而传统高分子聚合物封堵材料不耐高温高盐等因素,使材料发生老化,以至于材料弹性变弱、运移能力变差进而影响其对页岩深层裂缝的封堵能力,这也是泥页岩储层无法稳定开采的重要影响因素。该文针对石墨烯纳米复合封堵微球,研究微球表面形貌、耐温耐盐性能与封堵性能的关系,结果表明,纯聚合物微球封堵能力急剧下降,对温度和矿化度较为敏感,而纳米复合微球较纯聚合物微球具有更好的耐温耐盐性,封堵率下降不显著,这说明纳米复合微球对高温高盐地层有较好的适应性。

AM/AMPS/SSS三元共聚物的制备及耐温耐盐性能

我国油田已全面进入三次采油阶段,研制适应高温高盐开采环境下的驱油剂受到广泛关注。针对传统聚丙烯酰胺类驱油剂进行了改性,采用水溶液聚合的方法,制备并优化了丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基-1-丙烷磺酸/对苯乙烯磺酸钠(AM/AMPS/SSS)三元共聚物,探究了各种反应条件对产物水溶液表观黏度的影响,总结分析了相关规律,得到最优的共聚物制备条件。使用旋转黏度计,对聚合物溶液的表观黏度、耐温耐盐性能进行了研究,最终得到了耐温、耐盐效果明显,热稳定性良好的AM/AMPS/SSS三元共聚物,在目前严峻的原油开采环境中有较好的应用前景。

耐温耐盐起泡剂的制备及性能评价

随着深井、特殊地层天然气的开采,储层温度越来越高,地层水含盐量增加,导致常规起泡剂难以达到采气要求。以脂肪酸甲酯磺酸钠和N,N-二甲基-1,3-丙二胺为原料,通过酯的胺解反应制备出耐温耐盐起泡剂ZFA,并对其耐温性和耐盐性进行评价,结果表明:ZFA受温度影响相对较小,且在90℃时气泡体积仍然较大;ZFA起泡体积随矿化度的增大而呈减小的趋势,但在于矿化度为100 000 mg·L^(-1)情况下仍然能够保持较大的起泡体积,此外EDTA掩蔽剂的加入可在一定程度上缓解钙、镁等离子对泡沫稳定性的影响,当其质量分数达0.2%以后,所产生影响并不显著。与同类型的起泡剂产品相比,ZFA具有较强的耐温耐盐性能,优势较为明显。

耐温耐盐聚合物弱凝胶体系制备及性能评价

针对长期水驱后造成非均质性越发严重的高温高矿化度老油田,以华北油田为研究对象,以丙烯酰胺和丙烯酸为主要反应单体,并引入了耐温耐盐单体NVP、疏水功能单体,通过共聚反应合成了具有疏水功能聚合物,并与酚醛树脂交联剂发生交联反应制备了耐温耐盐弱凝胶体系,研究了弱凝胶的耐温耐盐、注入性、封堵性能及液流转向能力。研究结果表明,当聚合物质量浓度为2000 mg/L、聚交比为1∶1.5、助剂过硫酸胺质量浓度为2000 mg/L,在油藏温度为120℃、注入水矿化度为40 300.86 mg/L的条件下,所形成的弱凝胶具有良好的耐温耐盐性能,成胶强度大于1000 mPa·s,且90 d后的黏度平均保留率达80%以上,且90 d后弱凝胶的微观网络骨架明显、稳定性良好。岩心流动实验结果表明,弱凝胶体系的注入性良好,在不同渗透率级差下,弱凝胶封堵后,液流转向效果明显,低渗层分流率增幅最高达48.33%,吸水剖面改善能力良好。通过对不同渗透率的填砂管进行封堵,填砂管各测压点依次起压,弱凝胶运移能力良好且封堵率均达85%以上。

耐温耐盐深部调剖体系研究

采用非离子聚合物与酚醛树脂制备了一种耐温耐盐的深部调剖剂，并考察了深部调剖剂的成冻性能。根据成冻强度级别的划分，定性地测定了成冻时间，用突破真空度法定量地测定了成冻强度，并绘制出成冻时间和成冻强度等值图。评价了聚合物与交联剂的质量分数、温度、pH值、矿化度及剪切速率对成冻性能的影响，也评价了油井的封堵性能，并分析了注入时机对采收率的影响。结果表明：交联体系成冻时间在1～18d可调，成冻后强度高，具有很好的耐温耐盐性；pH值适用范围广，抗剪切性强，封堵性能好。在注入相同量的调剖剂时，注入时机越早，提高采收率增值也就越大。

一株耐温耐盐烃降解菌Geobacillus sp. XDF-4性能

从大庆油田龙虎泡区块采油地层水中分离得到一株性能很好的耐盐耐温的兼性烃降解菌XDF-4,经形态观察、生理生化实验和16S rDNA基因序列分析,初步鉴定为地芽孢杆菌Geobacillus sp.。该菌在45~75℃、pH6.5~9.0、盐的质量分数0~10%下生长良好,其最适生长温度为65℃,最适盐的质量分数为3.0%。研究发现,该菌株能以原油为唯一碳源生长并合成生物表面活性剂,发酵7d,其发酵液表面张力从68.59mN.m-1降到29.58mN.m-1。薄层色谱和显色反应表明,XDF-4产出的表面活性剂主要包含：糖类50.26%（质量）、脂类28.47%（质量）、蛋白质15.35%（质量）;其临界胶束浓度为22mg·mL-1。GC气相色谱和族组分柱色谱分析表明,烃降解菌Geobacillussp.XDF-4作用后,原油轻质组分含量明显增加,重质组分含量降低。物理模拟实验表明,该菌可在一次水驱基础上进一步提高采收率5.69%,可有效应用于高温高盐油藏微生物驱现场实验。

一种大温差耐温耐盐缓凝剂的合成及性能评价

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸（AA）、二烯丙基二甲基氯化铵（DMDAAC）为单体,改性蒙脱土为活性填料合成了一种有机-无机复合型大温差缓凝剂（PMC-180）。利用FTIR、XRD和TG对产物进行了结构表征,并对其应用性能进行了评价。结果表明：PMC-180具有插层剥离复合结构,初始热解温度为267.27℃。含PMC-180的水泥浆在90～180℃耐温缓凝性能和抗盐性能良好,初始稠度低于30 Bc,稠化时间可调,曲线平稳无＂鼓包＂等异常现象;含PMC-180的24 h水泥石低温强度高于14 MPa,满足长封固段固井要求。PMC-180的缓凝机理及大温差适应机理为：PMC-180通过吸附屏蔽及络合抑制作用延缓Ca（OH）_2晶核、晶体生长;PMC-180片层间距随温变化及阴阳离子竞争吸附减缓低温过渡吸附,使PMC-180具有良好的大温差适应性。

高性能耐温耐盐阳/阴离子表面活性剂复合型驱油体系性能的研究

采用十六烷基三甲基氯化铵（1631）、仲烷基磺酸钠（SAS60）、脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO-9）、乙醇和碱剂等制备阳/阴离子表面活性剂复合型驱油体系（CA）,考察了阳/阴离子表面活性剂配比、用量、温度、矿化度等因素对CA性能的影响。实验结果表明,表面活性剂的最佳配比为m（1631）∶m（SAS60）∶m（AEO-9）=1.5∶32∶8;45℃时,CA耐Na Cl达到110 g/L,耐Ca2＋达到5 g/L;对CA含量为0.3%（w）的模拟地层水,在20~80℃下模拟地层水与模拟油的界面张力达到低界面张力范围（0.01~0.001m N/m）,油砂吸附5 d后油水界面张力达0.002 8 m N/m,乳状液静置12 h后析水率仅为25%,在水驱基础上提高采收率11%以上。

耐温耐盐吸水树脂JT-1的合成与评价

利用含有吸附基团的结构增强剂与丙烯酰胺等单体共聚,合成了吸水树脂JT-1。结果表明,在结构增强剂用量为单体总质量10％,交联剂用量为单体总质量0.1％,引发剂用量为单体总质量0.1％时,合成吸水树脂JT-1具有良好的耐温、耐盐性能及热稳定性。

耐温耐盐复合交联调剖体系实验研究

使用部分水解聚丙烯酰胺、有机铬和水溶性酚醛为主剂,制备了一种复合交联调剖体系,考察了聚合物及交联剂浓度、矿化度、温度等因素对体系成胶性能的影响。结果表明,体系在矿化度为15 000 mg/L,温度低于90℃的条件下,仍可生成较高强度的凝胶,具有良好耐温耐盐性能。通过单管和双管并联岩心封堵实验来模拟体系对地层的调剖过程,结果表明,体系对单管岩心的封堵率高于96%,突破压力梯度大于35 MPa/m;双管并联岩心实验时,体系对高渗管岩心的封堵率在95%以上,而对低渗管岩心的封堵率低于15%。

耐温耐盐微凝胶JTY-Ⅱ的研制

针对胜利现河油田河11块油藏条件(温度≤110℃,地层水矿化度≤4.0×104mg/L,高钙镁),研制了聚合物水基微凝胶调驱剂JTY Ⅱ。所用聚合物为疏水化聚丙烯酰胺,交联剂为带碳环或杂环的有机物与带多配体含锆离子的无机物的复配物,用矿化度4.0×104mg/L、Ca2++Mg2+7.0×103mg/L的采出水配制成胶液。聚合物+交联剂质量浓度为500～2000mg/L的成胶液在95℃形成可流动凝胶,成胶时间随浓度增大而缩短。1000mg/L的成胶液95℃、6s-1下的粘度,60d时升至27.5mPa·s,增幅达400%,在110℃时仍能形成稳定微凝胶,其耐温性估计为125℃,耐矿化度超过1.5×105mg/L。成胶液和微凝胶受机械剪切后粘度保留率分别为90%和>75%。在95℃下在天然岩心中注入0.3PV500～1500mg/L成胶液,使采收率在水驱基础上提高12.04%～22.45%(1000mg/L聚合物溶液提高采收率12.64%),阻力系数和残余阻力系数均增大。岩心中形成的微凝胶耐冲刷,累计注水20PV时注水压力略有上升(0.190→0.215MPa)。该微凝胶可用于河11块油藏的调驱。表7参5。

耐温耐盐稠油降黏体系的研制与应用

渤海某稠油油田原油黏度大,胶质沥青质含量高,地层水矿化度较高,且油井完井方式为常规完井(管柱耐温≤120℃),热采吞吐温度受限,效果一般。为提高稠油常规井开采效果,室内研制了热采吞吐用耐温耐盐稠油乳化降黏体系CY-02,该体系由磺基甜菜碱类两性表面活性剂LHSB、以改性聚醚为主要成分的非离子表面活性剂PFC-1组成,正交实验确定其最佳配比为2∶1。考察了该化学体系的静态性能(耐温耐盐性、乳化降黏性能、乳液稳定性、界面张力、润湿性)和动态驱油效果。研究结果表明,该体系耐温≥120℃,NaCl容忍度>40000 mg/L,CaCl2容忍度>1500 mg/L;体系120℃老化24 h后仍具有良好的界面性能,在油水比7∶3时,可形成稳定的乳状液,50℃下体系对稠油的降黏率达98.8%;低含水率下亦不发生反相乳化;体系与原油的界面张力为10-2mN/m数量级;体系在煤油浸润后的模拟岩心表面的润湿角为10°,可使岩石表面由油湿转变为水湿;120℃下动态驱油实验表明,该稠油降黏体系对稠油驱与单独水驱相比,采油速度更快,最终采收率提高10.65%。渤海某稠油油井的现场施工效果表明该稠油降黏体系取得了良好的应用效果。

DBA-AM共聚物驱油剂分子结构对其耐温耐盐性能的影响

利用胶束聚合法得到了耐温耐盐性疏水缔合型DBA-AM共聚物,考察了决定分子结构的NH值和水解度对疏水缔合型DBA-AM共聚物耐温耐盐性能的影响.结果表明,无论低温黏度还是高温黏度,高NH值的样品盐增稠能力都大于低NH值的样品.在温度为25 ℃～85 ℃范围内,NH值大的样品黏度变化幅度较大,而NH值较小的样品黏度曲线比较平缓.随着NH值的增大,表面活性剂使聚合物溶液黏度发生的变化越大.对于高NH值共聚物,升温使低水解度样品比高水解度样品产生更大的黏度损失.低NH值共聚物无论在低温还是高温时,高水解度样品黏度都有优势.

裂缝性油藏耐温耐盐调驱剂的制备及性能评价

针对常规调驱封堵剂在裂缝性高温高盐油藏易降解、适应性差的难题,以丙烯酰胺、二甲基二丙烯酰胺基磺酸钠为共聚单体,以过硫酸铵为引发剂,N,N-亚甲基丙烯酰胺为化学交联剂,锂皂石为物理交联剂,合成一种新型的耐温耐盐调驱剂颗粒,并对其微观形貌和粘弹性进行表征,评价其耐剪切性能、膨胀性能、封堵性能和提高采收率能力。结果表明:调驱剂为不规则的块状颗粒,初始平均粒径为66.87μm,在75℃的模拟地层水中吸水48 h后的粒径能达到初始粒径的3.53倍左右,其弹性模量和粘性模量分别为1 600和150 Pa;该颗粒封堵率均大于80%,总体封堵效果较好,在渗透率级差为4.03的条件下,水驱后提高采收率幅度达20.1%。该调驱剂颗粒在裂缝性高温高矿化度非均质油藏具有较强的适应性。

一种深层页岩储层耐温耐盐滑溜水体系研究

深层页岩储层具有埋藏深度大,地层温度高,敏感性强等特点,在大规模、大排量为典型特点的体积压裂过程中,存在液体施工摩阻高、施工压力高,携砂性能弱、加砂难度大,液体性能差、储层伤害严重等问题,成为制约深层页岩气有效开发的重要障碍。笔者针对以上问题,开发了一种HYR11乳液型耐温耐盐滑溜水体系,具有快速溶解、配伍性好、储层伤害程度低、降阻率高等优点,现场实践取得了良好效果。

一种耐温耐盐深部调剖体系研究

针对高温高矿化度油藏调剖剂强度低封堵效果差的问题,利用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与两种交联剂反应制备了一种具有高强度的耐温耐盐深部调剖体系。该体系配方为:HPAM5000~7000mg/L、有机铬125mg/L、酚醛树脂200mg/L、强化剂80mg/L。性能评价结果表明,该调剖体系在一价离子矿化度为100000mg/L、二价离子矿化度为3500mg/L、130℃条件下,仍可生成具有较高强度的凝胶,具有良好的耐温耐盐性能。采用单管岩心封堵实验模拟体系的调剖过程,结果表明,体系对单管岩心的封堵率高于99%,突破压力大于36MPa/m。

川东南深层页岩气耐温耐盐滑溜水研制及应用

针对川东南深层页岩气储层特点及现场施工工艺要求,室内通过反向乳液聚合法合成出四元耐温耐盐乳液聚合物产品FR-1(AA-AM-AMPS-DAC),并经耐温耐盐评价进行验证,同时对6种表面活性剂、3种页岩抑制剂进行筛选及配伍性研究,最终形成耐温耐盐滑溜水配方:0.07%减阻剂+0.1%表面活性剂+0.3%页岩抑制剂,并对其进行性能评价,减阻率达73.1%。经现场应用表明,滑溜水体系具有高效、低摩阻优势,适合深层页岩气压裂改造要求。