耐高温低伤害清洁水性稠化剂的制备及性能

以丙烯酰胺、丙烯酸、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵和十八烷基甲基丙烯酸酯为原料制备了一种疏水缔合聚合物(AAOS),再使用低分子醇(乙二醇、丙三醇、正丙醇)、表面活性剂(椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基硫酸钠)、聚乙二醇(PEG)、聚乙烯醇缩丁醛(PVB)和疏水缔合聚合物(AAOS)配制了一种自交联耐高温清洁水性稠化剂(FPM-1)。对FPM-1的形貌、溶解性、表观黏度、耐盐性、流变性进行了测试。结果表明,质量分数为0.30%的FPM-1水溶液能显著增强AAOS聚合物分子间的疏水缔合交联作用,增大聚合物的流体力学体积。FPM-1水溶液为高黏弹性流体,悬砂性能好;质量分数为0.27%的AAOS在水中的溶解时间为7 min,最终表观黏度为90 mPa·s,质量分数为0.60%的FPM-1(具有等效聚合物含量)在水中的溶解时间仅需3 min,且最终表观黏度为165 mPa·s。在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h后,质量分数为0.27%的AAOS水溶液的表观黏度为51 m Pa·s,质量分数为0.60%的FPM-1水溶液表观黏度为77 m Pa·s;质量分数为1.40%的FPM-1水溶液在180℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h,最终表观黏度为53 mPa·s;质量分数为0.60%的FPM-1在5×10^(4)mg/L矿化度盐水中黏度保持率为60%。FPM-1体系能显著提高聚合物的黏度和溶解速度,具有低的表/界面张力,有利于破胶液的返排和回收再利用。FPM-1水溶液具有优异的耐盐、耐高温、耐剪切性能。

超支化疏水缔合聚合物的合成及性能

采用水溶液聚合法以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基-1-丙烷磺酸(AMPS)、疏水单体二甲基十八烷基烯丙基氯化铵(DMCAAC-18)和骨架单体(M_(1.0))为主要原料,采用过硫酸铵-亚硫酸氢钠为引发剂,合成了一种超支化疏水缔合聚合物(B-P-HPAM)。B-P-HPAM的合成条件是:单体总质量浓度为25%、引发剂加量为单体总质量的0.2%、反应温度为40℃、反应时间为4h。采用红外光谱、核磁共振氢谱、扫描电镜等对B-P-HPAM的结构进行了表征。对B-P-HPAM的增粘性、抗剪切性、耐温性能以及耐盐性能等进行了研究。实验结果表明,在65℃下用注入水配制的2000mg/L的B-P-HPAM溶液的表观粘度明显高于相同浓度普通聚丙烯酰胺(HPAM)溶液;在经过20000r/min的机械剪切30s后,2000mg/L的B-P-HPAM溶液的粘度保留率比相同浓度HPAM溶液高30%(90%vs 60%)。在相同实验条件下,HPAM、B-P-HPAM提高的采收率分别为9.6%、16.6%,B-P-HPAM表现出良好的驱油能力。

新型纳米复合聚合物压裂液体系研究及应用

常规滑溜水和聚合物压裂液在高温高盐储层压裂施工过程中存在黏度低、剪切稳定性不足和携砂能力差等缺点,使其在非常规储层压裂中造缝能力不足,影响压裂后的产能。为此,以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和功能单体DRS-1为原料,利用水溶液聚合法合成了聚合物PADD,再通过添加纳米二氧化硅制备出新型纳米复合聚合物PADD-1,优选协同作用良好的黏土稳定剂和助排剂,形成新型纳米复合聚合物压裂液体系。实验结果表明,新型纳米复合聚合物压裂液具有良好的耐温抗剪切性能,在150℃和170 s-1的条件下剪切120 min后黏度仍能保持在50 mPa·s以上;该压裂液体系的携砂能力较强,并且破胶后的残渣含量较低。该压裂液体系成功应用于某致密油藏,增产效果明显。

两亲聚合物驱油剂在海上稠油油田的适应性评价

针对海上平台空间小、稠油油田难以高效开发的问题,优选了3种两亲聚合物驱油剂,从两亲聚合物的黏浓性能、抗剪切性能、吸附性能、界面活性及其对稠油的降黏性能等方面开展了针对海上稠油的适应性研究。结果表明:两亲聚合物对于海上的稠油油藏具有较好的适应性,其剪切黏度保留率均超过了95%,表现出了良好的抗剪切性能;在120 min内,目标油田的油水界面张力均可以降到5 mN/m以下;BH-1与BH-3两亲聚合物的吸附量均在500 mg/g以下;添加等量的两亲聚合物溶液后,目标油田的稠油黏度得到了大幅度的降低,原油黏度从631.37降至80 mPa·s以下,降黏率均超过了85%,表现出良好的降黏效果。

新型缔合聚合物AP调剖体系研制及矿场应用(英文)

A new polymer system, referred to simply as the AP-P4 polymer system, aims at solving the problems of high temperature, high salinity and the poor shearing resistance, all of which are encountered by conventional polymers (such as polyacrylamide) used in profile control, profile performance improvement and EOR operations in the Zhongyuan Oilfield, Sinopec. This system has been developed on the basis of the specific molecular structure and the better properties of high temperature resistance, high salinity resistance and strong shearing resistance of the new type of AP-P4 association polymer. Acidity modifying agents and cross-linking agents (MZ-YL, MZ-BE, MZ-XS), compatible with the new polymer system, are selected. Results of performance tests have shown that the new polymer system has excellent thickening, high temperature, high salinity and shearing resistance and anti-dehydrating properties. In 2003, it underwent its first pilot test in 26 wells in China, with remarkable effects in increasing oil production and decreasing water production. The newly developed polymer system and its application technology described in this paper may play a guiding role in polymer profile control operations in the oil reservoirs of high temperature and high salinity.

长效抗剪切聚合物驱油剂的合成及性能

为了提升驱油用聚合物在苛刻油藏环境中的耐温与抗盐性,设计合成了一种以多元胺-丙烯酸甲酯为聚合前体,具有超支化结构的聚酰胺-胺类单体,并在此基础上合成了一种长效抗剪切聚合物(LSRP)。考查了聚合单体浓度、引发温度、聚合时间、引发剂组成和加量及水解度等因素对LSRP溶液黏度的影响,采用FTIR和1HNMR表征了单体及聚合物结构,对聚合物增黏、抗剪切、抗盐、注入性及驱油性能进行了评价。结果表明:聚合物LSRP具有较好的增黏能力、抗剪切性和稳定性,当原油黏度70～300 m Pa·s时,室内驱油实验采收率较水驱增加20%以上,矿场试验注入后期压力平稳上升。

新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5 000 m,储层温度高达180℃,需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液。在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方。室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa.s以上。通过将剪切速率由170 s-1增加到1 000 s-1、2 000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能。同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用。

缔合聚合物耐温抗盐性能评价

疏水缔合聚合物分子间可产生具有一定强度而又可逆的物理缔合 ,使聚合物体系具有良好的增粘、耐温、耐盐、抗剪切特性。在文、卫、马油田的高温高盐油藏条件下 ,对缔合聚合物性能进行评价 ,并与HPAM、AMPS聚合物进行对比。结果表明 :缔合聚合物体系具有良好的抗温、抗盐及剪切恢复性能 ,在 95℃、30 5块注入污水配制条件下和75℃、95块注入污水配制条件下 ,15 0 0mg/l浓度时的体系粘度可达到 11.6mPa·s和 16 .5mPa·s;缔合聚合物具有理想的抗Fe3 + 离子的作用 ,不必考虑配制容器和注入设备产生的Fe3 + 离子对聚合物溶液粘度的影响 ;在同浓度下 (>10 0 0mg/l) ,与聚丙烯酰胺、AMPS聚合物常温增粘特性相比 。

驱油用超支化聚合物的合成及性能

以聚环糊精（HCD）为母核,丙烯酰胺（AM）及甲基丙烯酰乙基磺基甜菜碱（BTAM）为接枝单体,在硝酸铈铵引发下,通过水相自由基聚合,制备了一种具有球形母核及两性离子功能链段的超支化聚合物（HCD-HPAM-BTAM）。考察了聚合时间、引发剂用量、HCD用量、水解烘干温度、BTAM用量对聚合物溶液黏度的影响。采用FTIR和1HNMR对聚合物结构进行了表征,并对其溶解、增黏、抗剪切、抗盐及抗老化性能进行了评价。得到的最佳聚合条件为：聚合时间5.5 h、引发剂60 mg、HCD 20~30 mg、烘干温度120℃、BTAM200 mg。在总矿化度为9374.13 mg/L的矿化水中,聚合物HCD-HPAM-BTAM溶解时间基本小于50 min。2000 mg/L的聚合物溶液黏度可达31.2 mPa·s,3500 r/min剪切20 s后黏度保留率高达80%,老化90 d黏度保留率为63%,均优于未改性的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）。

缔合聚合物溶液岩芯剪切流变行为研究

针对疏水型缔合聚合物和普通线性高分子聚合物两种不同分子结构的聚合物,开展了岩芯剪切对聚合物溶液流变行为的影响研究。测试了剪切前两种聚合物溶液的流变曲线,分析了流变特性。用人造岩芯进行了岩芯剪切实验,测试了剪切后的聚合物溶液各自的流变曲线并进行了对比分析。将剪切后的聚合物溶液进行了阻力系数和残余阻力系数测试,以模拟经地层剪切后聚合物溶液在油层深部的变化状况。研究结果对聚合物驱具有重要参考价值和指导意义。

不同剪切方式对聚合物溶液及凝胶性能的影响

考察了吴茵搅拌器、筛网(TGU转变压测定装置)、人造岩心及普通搅拌器等不同剪切方式下,4种驱油体系的动态性能。这4种体系是:抗盐聚合物(梳状聚合物)KYPAM溶液,疏水缔合聚合物AP-P4溶液,KYPAM/醋酸铬凝胶(有机铬凝胶)及KYPAM/间苯二酚/甲醛凝胶(酚醛凝胶),其黏度分别为139、170、143及260 mPa.s(66℃,5 1/s)。在吴茵搅拌器的高速剪切下,有机铬凝胶和酚醛凝胶的网状结构完全被破坏,抗盐聚合物溶液黏度保留率最高,疏水缔合聚合物其次。聚合物溶液通过筛网后黏度损失很小,有机酚醛凝胶通过筛网时发生剪切变稀,有机铬凝胶堵塞筛网严重。与聚合物溶液及酚醛凝胶相比,有机铬凝胶注入岩心困难,不能在岩心中运移,酚醛凝胶虽能在岩心中运移但黏度损失严重,聚合物溶液从岩心流出后黏度保留率较高。在搅拌器搅拌条件下,有机铬和酚醛凝胶液的成胶受到影响,不能形成整体凝胶。

驱油用耐温抗盐三元共聚物的溶液性能研究

以丙烯酰胺、少量疏水单体N-十二烷基丙烯酰胺(AMC12)和极性单体2-丙烯酰胺基-2-甲级丙磺酸(AMPS)为原料,采用胶束水溶液共聚合方法合成了耐温抗盐三元共聚物NKP。实验研究了三元共聚物NKP的耐温抗盐性能和抗剪切性能并进行了驱油效果评价。用模拟矿化水(矿化度24500mg/L,钙镁离子665mg/L)配制浓度1500mg/L的NKP溶液,溶液黏度在80℃、剪切速率7.341/s条件下测定,可以达到25.5mPa.s,经过高速剪切后,迅速降至20.5mPa.s,静置10min后升至24.2mPa.s,保留率为95%,该溶液经过30天老化后(80℃),黏度保留率为82.8%。在80℃下非均质人造岩心驱油实验中,注入1PVNKP溶液提高采收率12.3%。与相对分子质量为2500万的HPAM相比,NKP耐温抗盐性能好,抗剪切性能优异,高温驱油效率较高。

疏水缔合聚合物溶液的抗剪切机理研究

疏水缔合聚合物分子链上疏水基团的引入使其溶液具有独特的抗剪切性能,从而在油气田开采领域具有广阔的应用前景。为了研究该溶液的抗剪切机理,文章在淡水和模拟油藏条件下对疏水缔合聚合物溶液的粘度在剪切后的恢复情况进行了测试。结果表明,与部分水解聚丙烯酰胺HPAM相比,不管是在淡水还是模拟油藏盐水中,疏水缔合水溶性聚合物具有很好的剪切稀释性和抗剪切性,进一步证明了疏水缔合作用对缔合聚合物溶液的抗剪切性的贡献,从而可以指导油气开采用缔合聚合物的施工设计。

玻璃纤维筋混凝土构件的设计原理

从材料力学和钢筋混凝土结构的设计理论出发 ,假设混凝土先受压破坏 ,引入修正系数 ,得到了修正后的玻璃纤维筋混凝土构件抗弯、抗剪设计理论 ,由此考察了玻璃纤维筋混凝土构件的脆性破坏机理和特性 .最后通过一个玻璃纤维筋用于剪力墙结构的工程实例 ,初步验证了修正后的设计理论的实用性、科学性和安全性 .

马岭油田南一区聚合物驱实验研究

针对马岭油田南一区地质条件,结合试验区的水质矿化度较高、硬度大等情况,初步筛选出相对超高分子质量聚合物和抗盐聚合物,并与相对中分子质量聚合物对比后进行了实验评价研究。通过对几种聚合物的理化性能、粘浓关系、稳定性及抗剪切性能研究,筛选了具有较高粘度、稳定性较好的相对超高分子质量聚合物,使其针对水质矿化度较高的马岭油田具有较好的聚驱效果。

抗温疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂室内研究

针对新疆石南4井区三工河组油藏，在84℃考察了组分用量对有机交联疏水缔合聚合物AP-P4弱凝胶成胶性能，主要是48小时表观黏度的影响。成胶液用矿化度9．34g／L、含Ca^2＋336mg／L、含Mg^2＋174m／L的该油藏注入水配制。得到的基础配方为：AP—P41500～1800nag／L＋乌洛托品350mg／L＋苯酚300mg／L＋间苯二酚40mg/L，加入间苯二酚可缩短成胶时间。聚合物浓度为1500和1800mg／L的成胶液，在84℃放置15～30天后黏度达到最高，180天后黏度为最高值的1／2左右，且不脱水；强力剪切不影响成胶后的黏度及其老化稳定性；在岩心内成胶并在84℃老化180天后，岩心渗透率仅略有增大。注入0.3和0．5PV成胶液使水驱后岩心的采收率分别增加24．77％和34．9l％，如弱凝胶注入后在岩心内在84℃老化180天，则采收率增值略有增大，分别增加27．18％和36．45％。该弱凝胶在多孔介质内有良好的高温老化稳定性。图2表4参1。

新型结构型聚合物的合成及性能评价

针对海上高矿化度油田对聚合物性能,尤其是抗剪切性能的要求,以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸 （AA）、阳离子功能单体和骨架单体（PA）为原料,采用自由基水溶液共聚法合成三次采油用新型结构型聚合物PAAM.在渤海某油田混注水条件下,对其溶解性、增粘性,尤其是抗剪切性进行评价,并在实验室考察了其驱油效果.实验结果表明：与现在合成技术比较成熟和常用的线性聚合物HPAM相比,其具有良好的溶解性、增黏性,尤其在抗剪切性方面有比较大的提高,其剪切后的黏度保留率比一般聚合物提高25%左右.在孔隙度为37.7%、原始含油饱和度70%、渗透率为1.1μm2、温度为65 ℃条件下进行的驱油实验表明,其能够提高采收率20%左右.

GFRP土钉拉拔特性研究

由于传统土钉材料存在易腐蚀、耐久性差等缺点,近年来以GFRP为代表的新型土钉材料得到了高度重视。针对GFRP土钉受力特性,运用双曲线模型描述其在拉拔过程中剪应力–剪应变关系,采用数值方法求解拉拔控制方程,从而确定轴力、剪应力及位移沿钉长的分布。同时,通过室内GFRP模型土钉的拉拔试验,验证了该模型预测结果的准确性。在此基础上,对土钉直径、土–钉界面抗剪强度、土–钉模量比等参数进行了参数分析,并针对GFRP土钉容许拉拔力的确定提出了按位移控制的思路。

中低渗透高温高盐油藏驱油共聚物P(AM/AMPSNa/AANa)的合成及性能

在中低渗透高温高盐油藏聚合物驱技术中,超高相对分子质量聚丙烯酰胺(HPAM)存在不易注入、剪切降粘显著和耐温抗盐性能差等问题。本文以丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,采用过硫酸胺(NH4)2S2O8和甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯(DMAEMA)作为支化结构复合引发体系,通过共聚后水解工艺,合成含支化结构耐温抗盐驱油共聚物P(AM/AMPSNa/AANa)。研究了引发温度、链转移剂用量、引发剂用量对共聚物特性黏数的影响,并通过红外光谱(IR)和13C NMR表征了产物结构。筛选特性黏数1915 m L/g左右的共聚物,进行性能评价。实验结果表明,共聚物具有优异的耐温抗盐性能、抗剪切性能、抗老化性、注入性和驱油性能,可应用在中低渗透高温高盐油藏三次采油中。

一种耐温抗盐的交联聚合物调驱体系

题示可用于高温高盐油藏的调驱体系由聚合物HPAMAX-73、含Cr3+≥4.5g/dL的羧酸铬交联剂XL-Ⅲ及添加剂组成。通过组分用量筛选确定AX-73用量为1700mg/L,XL-Ⅲ用量为42mg/L,配液用水为含钙镁离子1512mg/L、矿化度8.0×104mg/L的盐水。该体系在80℃静置3天生成的弱凝胶,粘度η*(80℃,0.422Hz)超过200mPa.s,为1700mg/LAX-73溶液粘度ηp(80℃,7s-1)的17倍多。该体系在10~80℃范围的交联速度随温度升高而增大,在45~80℃范围成胶时间小于10小时。矿化度在4.0×104~8.0×104mg/L范围时,生成的弱凝胶粘度随矿化度减小而增大。在储层油砂存在下由于一部分聚合物和交联剂被吸附,该体系生成的弱凝胶的粘度有所下降。该体系在80℃反应3天生成的弱凝胶经受1~5min剪切后,粘度下降48.0%~68.8%,在80℃静置时粘度逐渐恢复,180小时后恢复率为84.2%~72.3%。在80℃、氮气保持下生成的弱凝胶,在相同条件下老化90天后,粘度保持率高达73.0%,保留的粘度值为150mPa.s。图3表5参1。