磺酸盐聚合物水泥助磨剂的合成与性能研究

本文介绍了国内外合成液体水泥助磨剂的现状,研究试制了一种具有低掺量、高增强、高分散的低分子量磺酸盐共聚物水泥助磨剂,经试验研究,该助磨剂可以有效助磨、改善水泥颗粒级配、提高水泥与混凝土外加剂的适应性,值得推广应用。

羧甲基改性木质素磺酸盐交联聚合物制备及其吸附亚甲基蓝性能

以木质素磺酸钠为原料,经氯乙酸改性、环氧氯丙烷交联制备了可高效吸附亚甲基蓝(MB)的吸附剂羧甲基木质素磺酸钠交联聚合物(CLP),采用FTIR和SEM等手段表征。考察了固液比、初始质量浓度、pH、吸附温度和时间等对吸附性能的影响。实验结果表明,在固液比为0.25 g/L、温度25℃下,CLP对初始质量浓度为100 mg/L的MB的平衡吸附量达到384.6 mg/g,吸附率为96.1%。CLP对MB的吸附是静电作用、氢键作用、范德华力等综合作用的结果,吸附模型为Langmiur模型,吸附服从准二阶动力学模型。经7次循环后,CLP对MB的吸附率保持在80%左右。

SJT-B助剂/表面活性剂/聚合物三元复合体系的黏度和界面张力研究

助剂SJT-B是10%的磷硅酸盐胶体溶液,含有Na^＋和K^＋、SiO3^2-和PO4^3-等离子,在活化状态下一部分SiO3^2-和PO4^3-生成具5个负电荷的聚磷硅酸根链状阴离子,后者可结合Ca^2＋、Mg^2＋而形成纳米磷硅酸盐胶态粒子,避免结垢并防止金属腐蚀。以助剂SJT-B代替NaOH,用大庆油田回注污水配制SJT-B/烷基苯磺酸盐/聚合物三元复合溶液,取SJT-B浓度为1.0-8.0 g/kg,石油磺酸盐浓度为0.5-4.0 g/kg,聚合物浓度为1.2 g/kg,按排列组合法得到25个实验配方。对照NaOH/石油磺酸盐/聚合物溶液组成为12/3.0/1.2 g/kg,初配黏度（45℃,7.34s^-1）27.3 mPa·s,界面张力（45℃）3.20×10^-3mN/m。初配各实验配方溶液黏度31.2-44.8 mPa·s,45℃老化30天后黏度降低率2.71%-36.97%;初始界面张力最低值1.13×10^-3mN/m,最高值4.34×10^-2mN/m,在界面活性图上,10^-3mN/m超低界面张力区出现在高SJT-B和烷基苯磺酸盐区,老化后该区扩大。筛选出的SJT-B/石油磺酸盐/聚合物体系组成为4.0/3.0/1.2 g/kg,其初始黏度为37.1 mPa·s,老化后黏度降低3.77%,初始界面张力1.79×10^-2mN/m。图2表3参8。

中原油田表面活性剂／聚合物二元复合驱技术室内研究

针对高温高盐的中原油田，考察了石油磺酸盐MJ2和DQ分别与M=2．4×10^7的HPAM Y2、疏水基含量0.25％的疏水缔合聚合物AP—P5组成的4个表聚二元体系98℃下的界面张力、表观黏度、耐盐性和热稳定性。配液用水为矿化度122．4g／L、含钙镁的胡12块产出水，在考察耐盐性时使用NaCl盐水，基础实验体系含石油磺酸盐3．0g／L，含聚合物1．5g／L。含MJ2的表聚二元体系与胡12块原油间的界面张力在含盐量30～210g／L时维持10^-3～10^-4mN／m超低值，受含盐量的影响相对较小，动态界面张力迅速达到稳定。含Y2的表聚二元体系即使Y2浓度增至2．5g／L，黏度仍小于10mPa·s。含AP-P5的表聚二元体系在温度超过60℃后，黏度快速上升，在AP-P5浓度超过1．0g／L后，98℃黏度快速上升，含盐量达到230g／L时为54～59mPa·s。3．0g／L MJ2＋1．5g／LAP-P5体系为最佳体系，在98℃老化150天过程中界面张力波动小，150天后黏度31．3mPa·s。在98℃用此体系在天然岩心上驱油，注入段塞体积为0．25～0．30PV，采收率提高值为14．3％～15．8％。图8表3参2。

孤东油田挖潜剩余油实用技术应用效果评价

近几年,孤东油田在剩余油描述与挖潜方面取得了新进展,利用老区新井、碳氧比测井、精细油藏描述等技术预测剩余油分布区,采用在老区打水平井、聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验等实用技术挖潜剩余油。截至2007年12月,孤东油田已钻水平井43口,累计增油42×104t。新井钻遇有效厚度核算、产能到位率评估、实际钻遇情况与设计指标对比、新井产量与同层老井产量对比认为,老区新井改善了资源利用程度、提高了产能和采收率。孤东油田自2003年9月开展国内首例聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验,截至2007年12月,累计增油13.1×104t,翁氏模型预测和修匀-递减法标定二元复合驱可提高采收率7.6%。扣除无效采液后的可采储量预测、消除开发时间差异后的产量指标评价、应用可采储量采油速度划分油田开发阶段等评价方法深化了对开发规律的认识。

高温高盐油藏S/P二元复合驱室内实验研究

针对高温(98℃)、高盐(矿化度122.4 g/L)、不宜使用含碱驱油剂的中原胡12块砂岩油藏,实验考察了S/P二元复合驱替液的配方和性能.实验温度98℃,实验溶液用矿化度122.4 g/L、Ca2++Mg2+ 1.0 g/L的油田污水配制,实验原油地下密度0.8236 g/cm3,地下粘度9.11 mPa·s.从11种商品表面活性剂中筛选出的石油磺酸盐MJ2和DQ,0.4%溶液的界面张力平衡值达10-3 mN/m超低值.=1.7×107、2.4×107的商品HPAM Y1、Y2与MJ2、DQ(0.3%)的二元体系粘度(7.34 s-1,下同)很低,＜4 mPa·s,疏水基摩尔分数为0.20%、0.25%的商品疏水缔合聚合物AP-P4、AP-P5的二元体系粘度高,当聚合物浓度为1.5 g/L时MJ2/AP-P5体系的粘度＞50 mPa·s.1.5 g/L AP-P5/MJ2和DQ体系在表面活性剂质量分数为0.1%～0.3%时出现宽的高粘度峰.AP-P5/MJ2和DQ体系在11000 r/min剪切0.5分钟后静置时,60分钟粘度恢复率为80%,10小时为85%.在天然岩心中注入0.25 PV 0.05%～0.50% MJ2/1.5 g/L AP-P5体系,采收率随MJ2质量分数增大而提高,MJ2为0.25%时采收率比水驱提高20%.图5表2参1.

渗透率和渗透率变异系数对复合体系非均质模型驱油效果的影响

在二维纵向非均质砂岩储层模型上,考察了气测渗透率(0.3,0.7,1.5,2.0μm2)和渗透率变异系数(0.60,0.72,0.80)对三种复合体系驱油效果的影响,实验体系含碱10.0 g/L、表面活性剂3.0 g/L、聚合物1.5 g/L,聚合物相对分子质量2.5×107(模型渗透率为0.3μm2时除外,为1.8×107),实验温度45℃。将模型水驱至含水>98%之后注入0.35 PV复合体系及0.20 PV保护段塞(0.8 g/L聚合物溶液),再水驱至含水>98%。对于所有实验体系,当渗透率不变而变异系数增大时,复合驱采收率增大,总采收率则减小,而当变异系数不变而渗透率增大时(不考虑0.3μm2的情况),复合驱采收率也增大;在同一渗透率、同一变异系数条件下的驱油效果,以甜菜碱表面活性剂BS/聚合物二元体系为最好,碳酸钠/石油磺酸盐Ss/聚合物三元体系次之,氢氧化钠/重烷基苯磺酸盐Sy/聚合物三元体系最差。