三次采油耐温抗盐聚丙烯酰胺的结构与性能

开发适合的耐温抗盐聚合物驱油剂是高温高盐油藏化学驱提高采收率技术的关键。从高分子物理的角度介绍了聚丙烯酰胺(HPAM)耐温抗盐性能提升的结构途径,总结比较了不同类型耐温抗盐HPAM的结构特点,分析了HPAM的一级、二级和三级结构与性能的关系:一级结构为结构单元的化学组成、构造和序列结构,二级结构为链的柔顺性和相对分子质量及其分布,三级结构为分子间作用力。提出了三次采油耐温抗盐HPAM的研究方向。

表面活性剂驱油乳化作用对提高采收率的影响

选用不同表面活性剂进行水油界面张力性能评价,分析溶液浓度对乳化功能强弱的影响,探究活性剂分子结构基链长度与乳状液稳定关系,通过调节活性剂溶液中的盐浓度含量,与醇类添加剂产生乳化反应,监测计算表面活性剂溶液的析水率与乳化粒径分布。实验结果表明,注入质量分数为0.3%的SHY-1表面活性剂溶液的乳化作用更好,乳状液状态更加稳定,具有较高的驱油效率,原油采收率提高到92.5%。

冻胶分散体软体非均相复合驱油体系特征及驱替机理

针对高温高盐油藏研发了具有微观调控能力并可兼顾驱油效率的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系,借助岩心流动实验和可视化实验,研究该体系特征及驱油机理。该体系由冻胶分散体和表面活性剂组成,适用于温度80~110℃、矿化度1×104~~10×10~4 mg/L的油藏,具有低黏度、弱负电性、耐温耐盐的特点,能够聚结长大,使油湿表面润湿性发生反转,水湿表面润湿性减弱,高温老化后的界面张力仍小于1×10^(-1) mN/m。软体非均相复合驱油体系能够进入岩心深部对储集层进行微观调控,岩心渗透率级差越大,调控效果越好,其驱替效果明显优于表面活性剂驱油体系、冻胶分散体或聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系。复合驱油体系在多孔介质中的调控行为有直接封堵、架桥封堵、吸附及滞留4种,其中的表面活性剂可强化复合驱油体系的深部运移和洗油能力,通过强化洗油机理、协同乳化机理、强化润湿反转及油带聚增机理提高洗油效率,冻胶分散体和表面活性剂的协同效应增强了复合驱油体系的驱替效率。

海上稠油乳化降黏剂的研究及评价

针对海上油田稠油乳化剂对环保性能的要求,通过室内实验,研究了非离子表面活性剂-改性烷基糖苷在合成过程中影响因素对产率的影响.实验结果表明：稠油乳化剂的最佳合成条件为十六醇和葡萄糖反应的物质的量比为7：1,葡萄糖粒径为200～300目,催化剂质量分数为1.5％,反应的温度为110～120℃、时间为2.5～3.0 h、压力为3～4 kPa,投入物质的量之比为2：1的环氧乙烷和环氧丙烷,其质量分数为4％～6％.急性毒性和鱼毒性实验表明,合成的稠油乳化剂无皮肤急性毒性,无鱼毒性,属于环保型乳化降黏剂.当乳化降黏剂质量分数为0.3％时,油水界面张力可以达到10-3 mN/m数量级,降黏率达到92.1％,具有很好的降黏效果.

新型两性离子共聚物(AM/DEPS)的合成与评价

海上油田在应用聚合物驱油技术时，现有聚合物在海水中黏度低、不易溶解，不能满足海洋平台在线配制驱替液的要求。为此，以丙烯酰胺（AM）和甲基丙烯酰氧乙基-N，N-二乙基丙磺酸盐（DEPS）为共聚单体，采用反相乳液聚合法合成了新型两性离子共聚物（AM／DEPS）。通过红外光谱和氢核磁共振谱分析了共聚物（AM／DEPS）的结构，结果表明，该共聚物分子链中含有丙烯酰胺、DEPS链节，两性离子单体DEPS被引入到了共聚物分子链中。考察了单体DEPS摩尔分数、乳化剂、引发剂、反应温度等对共聚物特性黏数的影响，确定最佳共聚反应条件为：反应温度25-30℃，引发剂用量0．08％，乳化剂与油相质量比1：8，单体DEPS摩尔分数2．5％。共聚物（AM／DEPS）的抗盐增黏性及溶解性评价结果表明，该共聚合物乳液在海水中可快速溶解，且具有优异的抗盐增黏效应，能满足海洋平台上用海水直接在线配制驱替液的要求。

SDS与相反电荷的Bola两亲分子混合水溶液性质

考察了4个含有季铵头基的Bola两亲分子ArN-n—NAr（n=4，6，8，10）与SDS（十二烷基硫酸钠）混合水溶液的溶液性质。ArN-n-NAr／SDS混合体系表现出在降低表面张力效率（c20）和能力（γCMC）以及胶束生成能力（CMC）的明显增效。c20在混合水溶液中均比单纯组分低，在等电点（0．33）时出现最小值，分别为0．076mmol／L（n=4），0．048mmol／L（n=6），0．046mmol／L（n=8）和0．026mmol／L（n=10）。与单组分SDS相比，混合体系的CMC出现明显降低，其中ArN-10-NAr／SDS混合体系的CMC比SDS单组分降低了9倍多（从2．40mmol／L降至0．26mmol／L）。混合体系中ArN-m-NAr连接链的伸直长度分别为0．635nm（n=4），0．889nm（n=6），1．143nm（n=8）和1．397nm（n=10），通过与静电平衡距离（-0．9nm）比较得知气／液界面混合吸附层的外表层完全由SDS构成，ArN—n—NAr分子分布在亚表层，依据两头基间连接链长度的不同，ArN—n-NAr（n=4，6，8）采取横躺的方式，ArN-10-NAr采取直立的方式。

稠油用聚合物/表面活性剂二元复合表面活性剂

利用聚合物/表面活性剂二元复合表面活性剂（wxl-2）对中国石化胜利油田一区稠油进行驱油.研究了wxl-2溶液的油水瞬时界面张力、表面张力、吸附性能、乳化性能及热稳定性.实验结果表明,当wxl-2溶液的质量浓度为3～6 g/L时,油水瞬时界面张力均可降至10-4 mN/m数量级,超低油水瞬时界面张力有利于提高稠油采收率.wxl-2溶液的表面张力低,热稳定性良好,且对稠油具有较好的乳化能力.wxl-2溶液在石英砂上的吸附损失量低于行业标准.wxl-2溶液被岩心吸附5 d后,或在80 ℃下放置30 d后,油水瞬时界面张力仍可降至10-4 mN/m数量级.

非离子表面活性剂对阴/阳离子复配表面活性剂性能的影响

以十六烷基三甲基氯化铵、烷基磺酸钠、非离子表面活性剂等为原料,制备了阴/阳离子复配表面活性剂(记为CAN),以TX-10和MOA-15为非离子表面活性剂时分别记为TCAN和MCAN。采用界面张力测试、乳化性能测试和室内岩心驱替等方法,研究了非离子表面活性剂对CAN性能的影响。实验结果表明,TX-10和MOA-15均可提高CAN的溶解性。MCAN在地层水中的溶解性更佳,浊度较低。随非离子表面活性剂含量的增大,CAN的油水界面张力呈先减小后增大的趋势。随CAN含量的增大,油水界面张力呈急剧减小后趋于平缓的趋势。TCAN降低油水界面张力的性能较MCAN好。CAN的耐盐性为70 g/L,耐Ca2+达5 g/L,抗油砂吸附性能基本满足要求。TCAN的乳化性能和驱油效率均好于MCAN,且随岩心渗透率的增大,TCAN驱油效率的增幅比MCAN大。

聚丙烯酰胺反应性微凝胶的制备及其在石油开采中的应用

实验以油酸山梨醇酯(司班80)、聚氧乙烯山梨糖醇酐单硬脂酸酯(吐温60)、N-羟甲基丙烯酰胺、丙烯酰胺(AM)等为原料,制备了一种反应性微凝胶。确定了稳定的丙烯酰胺反相微乳液的体系组成:(m(司班80)∶m(吐温60)∶m(环己烷)∶m(AM)∶m(H2O)=6.18∶14.42∶67.04∶4.12∶8.24))。以先聚合后改性的方法制备了聚丙烯酰胺反应性微凝胶,并以XRD、NMR和SEM对目标产物的分子结构、烯氢含量和微观形貌进行了表征。优化改性条件为:N-羟甲基丙烯酰胺1.3g,pH=1,温度80℃,时间4h。目标产物为球形或类球形,粒径为200～400nm,其力学性能明显优于传统交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺。

二元复合驱波及系数和驱油效率对采收率的影响

无碱二元复合驱是今后化学驱发展的主要方向。为认清二元复合驱提高采收率机理,通过室内三维物理模拟实验,研究了二元复合驱过程中非均质油藏波及系数与驱油效率的变化特征,并量化其对提高采收率的贡献程度。实验结果表明:在有隔层的条件下,中渗透层提高采收率幅度最高,低渗透层次之,高渗透层最低;二元驱高渗透层以提高驱油效率为主,低渗透层以提高波及系数为主,中渗透层同等提高波及系数和驱油效率;初步得出驱油效率对最终提高采收率的贡献率为40%,扩大波及系数的贡献率为60%,可有效指导二元驱配方组合设计思路。

纤维素醚化改性制备热致可逆凝胶及其在稠油油藏的应用

纤维素醚因其原料来源广泛、分子结构独特、所形成的水凝胶具有热力学可逆性及良好的抗盐性能而在油田化学剂的研究开发中受到重视。介绍了纤维素醚的结构、性质及其合成方法;综述了纤维素醚的成胶机理及调节剂、添加剂对凝胶性质的影响以及纤维素醚作为热致可逆凝胶在稠油油藏封窜中的应用研究进展。

聚合物-表面活性剂复合驱用石油磺酸盐研制与评价

以发烟硫酸、辽河减三线馏分油为原料,采取磺化、氧化、逆烷基化和脱磺、中和反应四步工艺合成出了石油磺酸盐,优化了酸油比、温度、合成时间等参数,用红外光谱表征了合成物分子结构,评价了界面性能与驱油效率。室内评价结果表明,合成的石油磺酸盐具有磺酸基特征吸收峰,在无碱条件下与非离子表活剂复配油水界面张力可达超低,且具有较强的驱油能力,较水驱提高采收率20.5%。

高钙镁油藏烷醇酰胺类表面活性剂及其复配体系驱油性能研究

针对常规表面活性剂用于高钙镁油藏普遍存在驱油效果不理想、稳定性差和成本较高等问题,合成了系列烷醇酰胺类表面活性剂,表征了其结构,评价了其表面活性,考察了温度、矿化度和钙镁离子质量浓度等对烷醇酰胺类表面活性剂与脂肪醇聚乙烯醚硫酸钠(AES)复配体系驱油性能的影响。结果发现:合成的烷醇酰胺类表面活性剂具有较低的表面张力和临界胶束浓度;合成的十二酸二乙醇酰胺与AES质量比为4∶1的复配体系可使油水界面张力降至3μN/m,且该复配体系在高矿化度、高钙镁离子质量浓度和高温下依然具有较好的降低油水界面张力的性能。研究表明,十二酸二乙醇酰胺在提高高钙镁油藏的驱油效率方面具有良好的应用前景。

长效复合泡沫体系在杏树岗油田的应用

针对大庆杏树岗油田目前出现高水淹问题，研究出一种长效复合泡沫体系。该泡沫体系半衰期达到54h，发泡体积在475mL以上，适合温度低于50℃、矿化度小于10g/L的油藏。均质岩心实验表明，水驱后注入泡沫段塞，采收率可增加17％。杏7-1—33井现场试验表明，措施后连通油井受效情况发生改变，增油降水效果明显，井组累计增油3168t，投人产出比达到1：3．68。该泡沫体系能有效地抑制注入水沿高渗透部位突进，提高了驱油效率，可以满足杏树岗油田高渗透储层注水开发的要求。

表面活性剂驱在薛岔低渗油区的效果分析

为进一步提高水驱采收率,薛岔油区实施了表面活性剂驱矿场试验。试验结果表明,表面活性剂驱有效抑制了单井产量递减,单井日产油量提高。在水下分流河道主体砂体上,砂层厚度、孔隙度、渗透率值相对较大,表面活性剂可以更好地驱替残余油,见效更明显。表面活性剂可以使得油水等渗点右移,岩石表面亲水性进一步增强,使油水两相相对渗透率均得到提高,薛岔试验区注入压力下降0.7 MPa,也证实了驱油剂将近井地带残余油被驱替,水相渗透率得到提高。

低渗透油藏复合活性剂体系降压增注技术研究与应用

针对低渗透油藏普遍存在注水压力高、欠注矛盾突出的问题，结合永1区块低渗透储层物性条件，开展了复合增注体系配方优化研究。通过室内试验研究和物模试验评价，确定了复合活性剂体系最佳使用质量分数为3．0％～5．0％，处理半径为3～4m，反应时间48h；在配套技术上，优化了复合降压增注施工工艺。通过在永1区块成功开展现场试验，表明应用复合增注技术可以有效解决低渗透油藏欠注问题，也为同类型油藏储层改造提供了成功经验。

2种聚表剂溶液的黏性特征研究

为了解大庆油田矿场试验用聚表剂的特性,分析了聚表剂的黏度和流变性,同时研究了无机盐、表面活性剂及老化时间对聚表剂黏度的影响。结果表明,AⅢ型聚表剂的增黏性能显著,明显好于BⅢ型聚表剂和聚合物;AⅢ型聚表剂的流变性强,BAⅢ型聚表剂的流变性较强,聚合物的流变性较弱;AⅢ型聚表剂的抗盐性能明显好于BⅢ型聚表剂和聚合物;随着表面活性剂质量分数的增加,AⅢ型、BⅢ型聚表剂的黏度明显降低;随老化时间增加,AⅢ型聚表剂的黏度先快速增加,而后缓慢降低,BⅢ型聚表剂的黏度先快速降低,而后趋于平稳。

Gemini表面活性剂制备微乳化柴油研究

以自制的Gemini表面活性剂为乳化剂,以醇为助乳化剂制备柴油微乳液.结果表明:Gemini表面活性剂可以改善柴油对水的增溶效果,且在乳化剂与助乳化剂配比为9∶1、助乳化剂正丁醇的质量分数为0.7%时,以1.0%的NaCl水溶液制备的微乳化柴油增溶水量最大,可以达到20.1%.所制备的微乳化柴油粒径在50～60,nm之间,可以稳定207,d,黏度符合国家标准.

二元复合型泡排剂COG的研制及现场试验

针对平桥南区块高温、高矿化度井所用泡排剂效果不佳的问题,研制了适用于该区块的泡排剂。优选椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)、十二烷基二甲基氧化铵(OB)和羟丙基胍胶(Guar)作为原料,复配制得了二元复合型泡排剂COG;采用正交试验方法,分析了CAB、OB和Guar质量比对COG起泡性能的影响,并确定了最佳加量。室内试验评价了泡排剂COG的发泡性能、稳泡性能及抗温抗盐性能,在温度95℃、矿化度10×10^(4)mg/L条件下,其综合性能明显优于现场常用的2种泡排剂。在平桥南区块3口井进行了现场试验,试验结果表明,泡排剂COG具有较好的排水增产效果,用后单井产气量比应用原有泡排剂提高了10%以上。研究结果表明,二元复合型泡排剂COG适用于平桥南区块页岩气井的泡沫排水,具有较好的推广应用价值。

砾石充填介质复合堵塞对天然气水合物储层产能的影响规律研究

砾石充填层堵塞是影响天然气水合物储层砾石充填防砂井产能优化的关键因素。在考虑泥质粉砂与二次生成水合物对砾石充填层复合堵塞情形的基础上,针对人造陶粒与石英砂充填介质,分别开展了泥质粉砂和水合物二次生成堵塞充填层的模拟试验,系统分析了堵塞过程。基于复合堵塞充填层机理及渗透率变化规律,构建了天然气水合物砾石充填防砂井砾石充填层堵塞后的产能预测模型并进行了案例分析。研究结果表明,在泥质粉砂和二次生成水合物堵塞条件下,充填层渗透率的降幅分别达93%与98%;复合堵塞造成充填层渗透率降低对产能的影响显著,堵塞后防砂井产能比的降幅达97%。大粒径砾石充填虽然能缓解产能受损,但效果不明显。研究认为,预防复合堵塞的关键是优化生产制度,避免水合物二次生成。