聚合物微凝胶的研制及配方筛选

用大庆产聚合物和柠檬酸铝配制成微凝胶。聚合物的分子量为１２００万,溶液浓度为１０００ｍｇ／Ｌ。在大庆油田地层条件下,通过对不同柠檬酸铝浓度下微凝胶粘度、阻力系数的测量,给出了微凝胶的配方。考虑深部注入问题,配制微凝胶时推荐使用的柠檬酸铝浓度为５０ｍｇ／Ｌ左右。岩心评价结果表明,在相同聚合物浓度下,微凝胶比非交联聚合物具有更大的流动阻力。     

聚合物微凝胶的研制及配方筛选

用大庆产聚合物和柠檬酸铝配制成微凝胶。聚合物的分子量为１２００万，溶家度为１０００ｍｇ／Ｌ。在大庆油田地层条件下，通过对不同柠檬酸铝浓度下微凝胶粘度，阻力系数的测量，给出了微凝胶的配方 。     

胶态分散凝胶及其流变,渗流特性研究

对胶态分散凝胶（ＣＤ胶）体系的形成，ＣＤ胶的流变性及岩心流动特性进行了室内研究，在本工作实验条件下，分子量等于大于１１００万的聚合物（ＨＰＡＭ）的浓度为１００－１０００ｍｇ／Ｌ，ｐＨ值为５－７聚合物与交联剂（柠檬酸铝）之比为５：１－３０：１时均能形成稳定的ＣＤ胶。与相同浓度聚合物溶液相比，ＣＤ胶的粘度较高，阻力系数和残余阻力系数较大，ＣＤ胶的粘度－剪切速率同线在宽剪速率范围内大体上为剪为变稀型，但     

AdonRoad开发单元深部凝胶的典型实例

AdonRoad开发单元位于美国怀俄明州波德河盆地的明尼鲁萨油藏。砂岩渗透率在10~1200md之间变化,平均为320md。在井底温度为175°F的条件下,原油粘度为5cP。为调整高渗透率的变化和不利的流度比,在注水开始时就注了聚合物。由于高渗透率的变化、应用了深度胶态分散凝胶,进行初始波及和封堵高渗透岩层,以便注水和注聚合物。胶态分散凝胶由聚合物和柠檬酸铝交联剂组成,以均交溶液形式注入。总共注入了564948bbl的胶体分散凝胶,耗时20个月,聚合物的平均浓度为268mg／L。注完胶体分散凝胶后,又在17个月内注入了平均浓度为150mg／L的556800bbl的未交联聚合物,然后直接注水。     

HPAM/柠檬酸铝胶态分散凝胶性能的影响因素

由ＨＰＡＭ,柠檬酸铝,硫脲ＫＣｌ在４５℃和ＰＨ值为７．０的条件下研制了一种胶态分散凝胶。试验中以转变力作为评价参数,考察了聚合物类型和性质、聚合物／Ａｌ＾３＋用量比、聚合物浓度以及ＫＣｌ浓度等因素对ＣＤＧ性能的影响。     

交联聚合物溶液的微观形态结构研究

用扫描电镜和偏光显微镜研究了聚丙烯酰胺／柠檬酸铝交联聚合物溶液在盖玻片上形成的聚集体微观形态，并与相同浓度的部分水解聚丙烯酰胺水溶液、有机铝弱凝胶和有机复合弱凝胶的扫描电镜图片进行了对比研究。结果表明，聚丙烯酰胺／柠檬酸铝交联聚合物溶液是以单个部分水解聚丙烯酰胺大分子内交联为主，几个颗粒间以相互连接较弱的分子间交联为辅的胶态分散体系。形态为近似球形的颗粒。     

影响胶态分散凝胶成胶性能因素研究

研究了各种因素对聚合物（ＨＰＡＭ）／柠檬酸铝／盐体系胶态分散弟胶（ＣＤＧ）的形成（通过成胶时间测定）和性能（通过孔隙阻力因子的测定）。孔隙阻力因子ＦＰＲ为相同聚合物浓度的ＣＤＧ和ＨＰＡＭ溶液分别流过填砂滤层所需的时间之比,可代表ＣＤＧ在多孔介质中的相对强度。研究结果表明：ＣＤＧ的性能随所用ＨＰＡＭ分子相对质量提高而;ＮａＣｌ的存在（≤７０００ｍｇ／Ｌ）可促进ＣＤＧ的形成;在下列条件下可形成稳定的Ｃ     

聚丙烯酰胺胶态分散凝胶微观形态研究

用光学显微镜和扫描电镜观测了聚丙烯酰胺／柠檬酸铝胶态分散凝胶在盖玻片上常温自然干燥后形成的聚集体微观结构，通过与相同浓度的聚丙烯酰胺水溶液和盐水溶液在相同条件下形成的聚集体微观结构的比较及胶态分散凝胶颗粒有效直径的测定，确认该胶态分散凝胶是由以分子内交联的为主生成的，彼此独立，相互连接较弱的凝胶小颗料组成的胶态分散体系。     

HPAM／柠檬酸铝弱凝胶体系的研制与成胶机理探讨

针对岔河集油田油藏条件,研制出低毒性HPAM／柠檬酸铝弱凝胶调驱体系。考察了聚合物HPAM浓度、交联剂柠檬酸铝浓度及稳定剂浓度对弱凝胶体系成胶性能的影响。结果表明,在聚合物HPAM浓度1500mg／L,交联剂浓度50mg／L,缓凝剂浓度450mg／L,除氧剂浓度100mg／L,稳定剂浓度200mg／L最佳配方条件下,体系成胶时间在3—15d可调,强度在100～1500mPa·s。并对这类弱凝胶配方体系的成胶反应机理和延缓交联机理进行了探讨。     

部分水解聚丙烯酰胺/柠檬酸铝交联体系分类探讨

本文通过理论分析和实验证明,在不同的聚合物浓度范围内,HPAM／柠檬酸铝交联体系之所以在外观上存在明显的差别,其本质在于聚合物分子在水中的形态不同。在一定条件下,当聚合物浓度低于某一浓度时,聚合物以分子线图形式分散在水中,形成交联聚合物溶液;当聚合物浓度高于此浓度时,聚合物分子线团之间发生交联形成网状结构,成为凝胶;胶的强度随着聚合物浓度的增加而逐渐增大,聚合物浓度较低时形成的凝胶为弱凝胶,聚合物浓度较高时形成的凝胶为整体凝胶。     

水驱和聚合物驱后可动凝胶驱油效果的研究

以聚丙烯酰胺和自制的柠檬酸铝制备可动凝胶,在锦16块的地层条件下,确定了其最佳配方：聚丙烯酰胺浓度为1000mg/L,柠檬酸铝浓度为30mg／L,稳定剂浓度为40mg／L,利用室内驱替实验装置,研究了水驱和聚合物驱后可动凝胶的驱油效果。结果表明,水驱和聚合物驱后可动凝胶驱能进一步提高采收率,平均总采收率提高了23．57％。通过机理分析指出,可动凝胶优先进入低阻力的大孔道,改善了注入水的波及效率;可动凝胶的主要作用是驱替,而调剖只是前期或暂时的效果。     

Study of copolymer performance in polymer flooding of the Daqing oil field

The copolymer KP was synthesized from acrylamide monomer and a small amount of the hydrophobic monomer N-dodecyl acrylamide (AMC₁₂) via micellar polymerization in water. The polymer, with significantly high salt resistance, was specially designed for application in polymer flooding of Class II reservoirs in the Daqing oil field. We have studied the effect of sodium formate addition on the molecular weight of KP, as well as enhancement of the water solubility of KP from addition of the surfactant Triton X-100. The salt resistance of KP was experimentally evaluated and flooding tests were conducted. The molecular weight of KP was measured as about 15 million daltons. It was also found that the viscosity of a KP/water solution is much higher than the viscosity of an HPAM-15/water solution (where HPAM-15 is a partially hydrolyzed polyacrylamide with molecular weight 15 million daltons) at the same polymer concentration (1000 mg/L), and is close to the viscosity of an HPAM-30/water solution (where HPAM-30 has a molecular weight of 30 million daltons). Mineralized water (salinity 4000 mg/L, similar to the water in the Daqing oil field) was used for all the tests. Furthermore, KP is very stable with a long shelf-life. Displacement efficiency tests show that oil recovery increased by about 13% when a KP solution was used instead of water. The medium-high molecular-weight polymer KP is promising for application in Class II reservoirs in the Daqing oil field.     

聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50 mg/L或100 mg/L交联剂、2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV),二元注入体系(100 mg/L交联剂+2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV)和三元注入体系(0.4 PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3 PV×100 mg/L交联剂+0.4 PV×2000 mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3 MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2 MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9     

海上油田含聚污水中原油状态分析

污水中原油一般分为浮油、分散油、乳化油和溶解油等形式,聚合物存在会导致污水中乳化油含量大幅增加,污水稳定性更强。本文以海上油田含聚污水为研究对象,分析得出不同形式原油的比例随含聚浓度的变化规律。研究表明,乳化油含量占含聚污水中稳定存在原油量的90%以上,是含聚污水处理的关键所在。而且,与不含聚合物的污水相比,当污水中聚合物浓度为50 mg/L时,乳化油含量显著增加。另外,与模拟污水相比,聚合物含量约为50 mg/L现场含聚污水样品中的乳化油含量更高,稳定性更强,处理难度也更大。     

聚合物／表面活性剂二元复合体系室内研究

针对海上旅大10-1油田,筛选出适合海上油田的易溶解、耐温性能和增黏效果较好的大庆高分子聚合物HPAM,以及在较低质量浓度范围内能使油水界面张力达到超低的表面活性剂SSOCT。在目标油藏温度下,二者组成的二元复合体系（1500mg／L大庆HPAM＋1000mg／LSSOCT）的黏度和界面张力可达18．7mPa·s和1．2μN／m。试验结果表明：此二元复合体系具有较好的配伍性和一定的老化稳定性。室内水驱含水率95％后注入0.3PV二元复合体系,可提高采收率20．54％,相同经济成本下比聚合物驱提高采收率6．39％。     

二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机

大庆油田二类油层与主力油层相比,油层非均质性更加严重,决定了其聚驱动态特征与主力油层有较大差别,二类油层笼统注聚过程中,层间开采矛盾依然较突出,薄差层动用程度低,厚层突进现象严重,聚驱整体技术经济效果不理想。为明确大庆油田二类油层不同注采类型井组的聚驱调整时机,达到最佳的聚驱效果,针对大庆油田二类油层4种典型的矿场注采类型,建立厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种注采类型井组,通过开展4种注采类型模型等压聚合物驱油实验,得到厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采最佳调整时机聚合物用量分别为740 PV·mg/L、780 PV·mg/L、810 PV·mg/L和860 PV·mg/L。各井组在最佳调整时机时吨聚增油量最大,提高采收率值最高,应在最佳调整时机停止注聚合物,同时应在注聚过程中及时采取跟踪调整措施,最大限度地达到不同注采类型井组技术经济界限注入量,提高聚合物驱效率和效果。通过对比厚注薄采与薄注厚采聚合物驱效果,得到了平面非均质地层开采时,高渗带注入、低渗带采出的注采模式驱替效果更好,更有利于开采。     

疏水缔合聚合物的阻力系数和残余阻力系数及驱油效率研究

在模拟大庆油田条件(45℃)下,进行疏水缔合聚合物和工业产品甘油(丙三醇)的阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRF)的测定以及人造岩心驱油实验,并将实验结果进行对比。实验结果表明,在相同条件下,疏水缔合聚合物阻力系数和残余阻力系数分别大于14和8,均高于甘油的阻力系数和残余阻力系数;在人造岩心(渗透率Kg在0.9~1.3μm2)上的驱油实验结果显示,在水驱采收率的基础上,污水配制的疏水缔合聚合物溶液可以提高采收率16%~18%,比甘油驱采收率高6%~8%。     

聚合物浓度对原油采收率的影响研究及现场试验

通过实验,研究了水驱后及在不同开采阶段注入不同浓度聚合物对聚合物驱采收率的影响。结果表明,随着聚合物浓度增加,采收率提高;当聚合物浓度为1500mg／L时,采收率达25％;再增加聚合物浓度,采收率提高幅度不大。并且聚合物注入时期越早,得到的采收率越高。大庆萨中油田现场试验表明,采用聚合物浓度为2000-2500mg／L的聚合物驱得到的采收率是邻近区块采用聚合物浓度为1000mg／L聚合物驱的2倍左右,并且聚合物段塞的突破时间大幅延长。     

高渗油藏聚合物溶液携带弹性微球驱室内实验

聚合物驱油技术用于复杂断块高渗油藏注水开发后期提高采收率将面临两个问题:一是聚合物沿高渗透层水淹层过早地窜流;二是在特高含水期聚合物驱的效果会降低。为此研究了在高渗油藏条件下,利用聚合物溶液携带弹性微球的新方法,来增加聚合物溶液在驱油过程中的渗流阻力,进一步扩大波及体积,提高驱油效率。实验研究了弹性微球在油藏条件下的抗温抗盐热稳定性等理化指标,弹性微球在地层温度65 ℃条件下,60 d内均保持原有现状;聚合物溶液携带微球后,与单纯聚合物溶液驱相比,弹性微球产生的阻力系数为1.5,残余阻力系数为1.2;浓度为1500 mg/L聚合物驱比水驱提高采收率13.5个百分点,浓度为1000 mg/L聚合物+500 mg/L弹性微球后,比水驱提高采收率17.3个百分点,比单纯1000 mg/L聚合物驱采收率增加4.8个百分点,比浓度为1500 mg/L纯聚合物驱采收率增加3.8个百分点。