聚合物减阻剂微观减阻机理研究

配制了不同浓度的减阻剂溶液,利用TEM技术对减阻剂溶液的微观结构进行了表征,采用高精度环路摩阻测试系统对不同微观结构特征的减阻剂溶液进行了减阻性能测试。表征结果显示,减阻剂溶液的主要微观结构为:分散颗粒结构、半连续/非连续棒状结构、连续网眼状结构和堆叠网眼状结构。低流速下,分散颗粒结构特征的减阻剂表现出较好的减阻性能;高流速下,连续网眼状结构特征的减阻剂具有更好的减阻性能;过度堆叠网眼状结构特征的减阻剂虽具有良好的抗剪切性能,但在低速与高速下均不能发挥良好的减阻性能。现场施工中井深较浅、施工排量小的井,适合选用分散颗粒结构的减阻剂;而井深较深、排量较大的井,则适合选用连续网眼状结构的减阻剂。利用减阻剂微观结构与减阻性能之间的关系可进行减阻剂的选型及结构优化。     

页岩储层压裂减阻剂减阻机理研究

选择6种不同类型的减阻剂,通过研究不同浓度减阻剂的黏度和减阻效果,分析了减阻剂类型、分子量、分子结构、离子性能和浓度对其减阻性能的影响,并对减阻剂减阻机理进行了探索性研究。结果表明,减阻剂水溶液属于幂率流体,在一定流量范围内减阻率随着浓度的提高而提高;其水溶液黏度、离子特征和减阻率没有明显的联系,分子量在100万以上的减阻率在相同浓度下,减阻率趋于一致;影响减阻剂减阻性能的主要因素是减阻剂的分子结构。得出低分子量的长链结构的减阻剂和具有支链的长链结构的减阻剂以及具有柔顺、螺旋型分子链结构的减阻剂减阻性能更稳定;带支链的长链结构的减阻剂,在水中速溶,在较广泛的雷诺数范围内可得到理想的减阻率,具有较小的分子量,容易分解,对储层伤害小,此类减阻剂适合作页岩气储层大规模滑溜水压裂液的添加剂。     

高聚物型减阻剂减阻性能的研究

对高聚物减阻剂的减阻性能进行研究,考察了高聚物减阻剂的相对分子质量、起始点的管壁切应力τw*、减阻剂添加量、雷诺数及高聚物减阻剂的降解对减阻效果的影响。根据高聚物减阻剂的摩阻系数与雷诺数关系曲线,拟合得到高聚物减阻剂的斜率增量δ。结果表明,减阻剂的减阻率随相对分子质量的增大而提高;减阻剂的均方回转半径Rg越大,减阻起始点要求的管壁切应力τw*值越小,减阻效果越好;减阻剂的减阻率随添加量的增加而增大;减阻剂的斜率增量δ越大,减阻效果越好;高聚物减阻剂在一定剪切力下都会发生一定程度的降解,使减阻率下降。     

水包水乳液减阻剂的减阻机理研究

将采用分散聚合法制备的水包水乳液减阻剂直接溶解于纯水中,配制成滑溜水;通过环境扫描电子显微镜与室内管道摩阻仪对减阻剂进行微观结构表征与减阻性能测试。实验结果表明,该减阻剂具有良好的速溶性,能在98 s内溶解完全;减阻剂浓度和高价离子浓度影响滑溜水的减阻性能,其中,Ca~(2+),Fe~(3+),SO_4~(2-)质量浓度分别超过75,20,100 g/L时,才会影响减阻效率;在滑溜水实际应用时应侧重非结构黏度的减阻作用。     

减阻剂减阻效果的评价与分析

针对临邑-濮阳管道添加HG减阻剂的输油工况,建立并运用旋转圆盘装置进行了管输原油加剂模拟实验。对临濮线加HG减阻剂的减阻效果和影响因素进行了分析,确定了减阻率与雷诺数;减阻率与剪切强度;减阻率与加剂浓度;减阻率与输油温度等关系,为减阻剂减阻效果的评价和研究提供了一种新的方法。     

压裂用减阻剂及其减阻机理研究进展*

减阻剂是致密砂岩、页岩等非常规储层改造压裂液的关键添加剂,其性能直接影响压裂施工效果。通过介 绍聚合物类减阻剂、表面活性剂类减阻剂和多元减阻剂,分析比较了3种减阻剂的优缺点及研究进展,重点阐述 了减阻剂的减阻机理及减阻失效机理,归纳总结了纳米材料在压裂减阻中的应用研究进展。指出在高温、高剪 切、复杂介质等非常规储层压裂环境中,同时具有储层伤害小、携砂能力强、减阻稳定且高效、易返排、易回收利 用等优点的新型多功能复合减阻剂将是今后研究的重要方向。     

聚合物减阻剂微观减阻机理研究北大核心CSCD

配制了不同浓度的减阻剂溶液,利用TEM技术对减阻剂溶液的微观结构进行了表征,采用高精度环路摩阻测试系统对不同微观结构特征的减阻剂溶液进行了减阻性能测试。表征结果显示,减阻剂溶液的主要微观结构为:分散颗粒结构、半连续/非连续棒状结构、连续网眼状结构和堆叠网眼状结构。低流速下,分散颗粒结构特征的减阻剂表现出较好的减阻性能;高流速下,连续网眼状结构特征的减阻剂具有更好的减阻性能;过度堆叠网眼状结构特征的减阻剂虽具有良好的抗剪切性能,但在低速与高速下均不能发挥良好的减阻性能。现场施工中井深较浅、施工排量小的井,适合选用分散颗粒结构的减阻剂;而井深较深、排量较大的井,则适合选用连续网眼状结构的减阻剂。利用减阻剂微观结构与减阻性能之间的关系可进行减阻剂的选型及结构优化。     

耐盐减阻剂的制备及性能评价

研发了一种高耐盐性的减阻剂,用高矿化度产出水直接配制滑溜水再次使用,降低环境污染和处理费用。以丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸为单体,采用分散聚合的方法制备一种耐盐减阻剂,考察合成条件对悬浮乳液减阻剂的稳定性影响,并测试该减阻剂的耐盐性能。结果表明,当pH值在7.5左右,硫酸铵加量为36%,稳定剂用量为0.75%时,能得到稳定的减阻剂,其重均分子质量达到1.61×10~7 g/mol。在清水中,0.2%的该减阻剂具有良好的溶解性,102s就能完全伸展并水化。在40L/min的体积流速时能达到80%的减阻率,并且在100g/L的K~+、Ca~(2+)、Fe~(3+)溶液中分别都保持60%以上的减阻率。另外,在高矿化度水中直接配制滑溜水时,该减阻剂在107s就完全溶胀,表观黏度达到2.15mPa·s,仍然具有很好的减阻性能。采用分散聚合方法制备的耐盐减阻剂成功在高矿化度水配制出滑溜水,对产出水的重复利用有很大的促进作用。     

多功能滑溜水减阻剂的制备及性能评价

为获得滑溜水压裂液优良的减阻性,以柴油为分散介质、失水山梨醇单油酸酯和聚氧化乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯为复配乳化剂、过硫酸钾和偶氮二异丁腈为引发剂,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和α-十二烯(EA)为反应单体,采用反相乳液聚合的方法制备了滑溜水减阻剂DGSA-1。用红外光谱仪对合成产物的结构进行了表征。通过测定减阻剂水溶液的特性黏数,对减阻剂制备条件进行了优选,研究了减阻剂的抗盐性、表面活性和减阻性。结果表明,在AM、AMPS、EA 3种物质摩尔比为1.1∶1∶0.1、引发剂用量占单体总质量的0.048%、复配乳化剂的HLB值(表面活性剂的亲水亲油平衡值)为5.5、反应温度55℃、反应时间6 h的条件下制备的滑溜水减阻剂DGSA-1的减阻效果最佳。DGSA-1减阻剂具有分散溶解性好、抗盐、高效减阻和低表界面张力的特性。0.15%DGSA-1水溶液的黏度在2 min内达到最大,减阻率为73.2%,减阻性能优于国内外同类产品。图3表2参16     

抗盐速溶型减阻剂的制备及性能评价

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为聚合单体,引入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)功能单体,采用反相乳液聚合法合成了抗盐速溶型减阻剂。通过红外光谱、粒度分析及扫描电镜对聚合物分子结构进行了确证。性能评价结果表明：0.2%的减阻剂在清水和10%标准盐水中分别在20 s和40 s内可完全溶解;0.1%的减阻剂在清水中的降阻率达75.58%,同时在10%、20%、50%标准盐水中降阻率依然能保持在70%以上,满足行业标准要求;0.4%的减阻剂,170 s^-1下剪切1 h,减阻剂黏度基本维持在50 mPa·s,表现出良好的耐剪切性。     

双物料预聚法合成减阻剂及性能评价

采用可控予聚的方式合成了HG-2成品油减阻剂,聚合物的黏均相对分子质量大于3.0?106。 对柴油中加入50 mg/L HG-2减阻剂进行指标评价及台架试验和行车试验。结果表明：加入50 mg/L的减阻剂,对柴油性质影响不大,能符合GB252-2011普通柴油的要求;作为燃料,对车辆整体性能无明显的影响。在洛郑驻成品油管道进行了现场试验,加剂10 mg/L,柴油增输率可增加30.1%,加剂量8 mg/L,雷诺数为52 411,70 940,78 087时,对应的增输率分别为26.8%,30.2%,38.6%,增输效果较好。     

抗盐型滑溜水减阻剂的性能评价

目前使用的大多数减阻剂抗盐能力无法满足滑溜水高矿化度配液用水的要求。为了获得可用高矿化度水配制的减阻剂,开展了疏水缔合聚合物抗盐型减阻剂GAF-RP的研究,评价了GAF-RP的溶解性、减阻性和抗盐能力等,研究了采用GAF-RP与增效辅剂GAF-2D和黏土稳定剂GAF-16配制的滑溜水体系的减阻性能、防膨性能及对岩心的伤害等,并在吉林某油田进行了现场应用。结果表明,GAF-RP减阻和抗盐效果均好于聚丙烯酰胺类减阻剂,GAF-RP溶解时间短,能在120 s内达到最大减阻率80%;抗盐达25×10~4mg/L,抗氯化钙1000 mg/L;GAF-RP配制的滑溜水体系具有较低的表面张力(27.1 mN/m)以及较高的防膨性能(防膨率大于80%),对岩心基质渗透率损害率小(小于5%);该滑溜水返排液可重复配液,返排液配制体系的减阻性能较好,减阻率为78.2%,压后返排率49.6%,日产油4.3 t,增产效果较好。     

输油管道减阻剂及多项减阻增输核心技术取得突破性进展

近年来,随着世界油气用量的迅猛增加,在役管道腐蚀老化,输送能力逐渐下降,解决这一矛盾最经济有效的方法是应用减阻增输技术。中国石油管道科技中心针对这一问题实施重大科技攻关．经过10年的艰苦努力,解决了烯烃超纯净化技术、聚合反应控制技术、聚合悬浮分散技术三大科技难题．研究的管道减阻增输多项核心技术达到了国际先进水平,研制成功的EP系列理一烯烃减阻剂可使新管道增加输量60％,老管道在维持设计输量下安全运行。     

天然气减阻剂机理浅究

通过对输气管道的水力摩阻进行分析,确定影响管道输气量的主要因素,从而进一步对天然气减阻剂的机理进行研究。     

页岩气藏清水压裂减阻剂优选与性能评价

针对页岩气藏清水压裂时由于施工排量大,导致液体所受剪切速率较高的现状,利用大型摩阻测定仪,对4种阴离子型减阻剂进行室内评价。结果表明,4种减阻剂的降阻效果均随着剪切速率的增大而趋于变好,其中XT-65B的降阻效果最好。通过分析剪切速率、剪切时间和剪切路径等对减阻剂降阻效果的影响可知:随着剪切速率的增加,减阻剂降阻率呈下降趋势;在低速剪切(500 s-1)条件下,减阻剂降阻率对剪切时间不敏感,而在高速剪切(5 000 s-1)时,减阻剂降阻率随剪切时间的增加而急剧下降;不同剪切路径对减阻剂降阻效果影响显著,较高的剪切速率会对减阻剂分子结构造成不可恢复的伤害。由电子显微镜对XT-65B减阻剂剪切前后的分子结构微观观测结果可见:当剪切速率较低(500 s-1)时,分子结构被轻微破坏;当剪切速率较高(5 000 s-1)时,分子结构破坏较为严重。     

聚烯烃催化剂陈化对油溶性减阻剂减阻率的影响

采用陈化工艺对聚烯烃催化剂进行处理,利用室内模拟环道评价装置评价催化剂陈化与非陈化两种工艺在不同主催化剂浓度、不同助催化剂浓度下所得聚烯烃产物的减阻率,考察催化剂的陈化温度、陈化时间对聚合物减阻率的影响,并采用IR、XRD对聚合物结构进行表征。结果表明：随着主催化剂TiCl4/MgCl2用量的增加,聚合物的减阻率先增大后降低,采用陈化工艺所得聚合物的减阻率均大于非陈化工艺下所得聚合物的减阻率,且聚合物减阻率最大时对应的催化剂用量小于非陈化工艺;助催化剂Al(i-Bu)3用量大于4.29×10-2 mol/L时,陈化工艺所得聚合物的减阻率较非陈化工艺大;采用陈化工艺,在陈化温度和陈化时间分别为-2 ℃和10 min时所得聚合物的减阻率最大,减阻率达到50%左右。IR和XRD表征结果显示,催化剂陈化不能改变聚合产物结构但使其结晶度降低。     

本体聚合法合成减阻剂及评价

采用配位阴离子本体聚合,以辛烯/癸烯(体积比1∶1)为单体,优选单体/主催化剂的质量比为5 000∶1,四氯化钛和三异丁基铝的摩尔比为1∶100,得到了黏均相对分子质量约285×104的HG减阻剂。实验表明:以二环戊基二甲氧基硅烷替代二苯基二甲氧基硅烷作为给电子体,以20%三异丁基铝溶液代替纯三异丁基铝为助催化剂,可提高生产过程的安全性能。利用管径DN 50、测试段长度30m的室内环道进行了减阻剂的测试,加剂浓度越大,减阻和增输效果越好。在娄孟柴油管线进行了现场试验,加剂质量浓度为20和25mg/L,减阻率分别为30.9%和40.1%,增输率分别为23.1%和33.1%。     

原油输送中减阻剂聚合物的特性对减阻率的影响

本文讨论了减阻剂聚合物的分子量、分子量分布、分子结构以及不同物性的原油对减阻率的影响。讨论了聚合物降解的情况及对减阻的影响。     

注水阻力分析及功能型减阻增注剂的性能评价

为了提高低渗透油藏注水井的降压增注效率,本文研究了岩石表面润湿性、界面张力等因素对低渗透油藏注水阻力的影响规律,并在此基础上研究了一种多功能型减阻增注剂CNG,评价了CNG溶液改变油水界面张力、改变岩石表面电性和润湿性和改变岩心降压增注效果的能力。研究结果表明:CNG既能降低油水界面张力至10~(-3)mN/m数量级、消除岩心毛管阻力;又能吸附在岩石表面消除岩石表面负电荷、改善岩石表面润湿性至弱水湿。CNG即适用于含有残余油的岩心降压增注,又适用于强水湿油藏的减阻增注,还适用于即有残余油又强水湿油藏的降压减阻增注。对于胜利油田某区块天然岩心,CNG用于不洗油的原始岩心时,渗透率提高48.49%,驱替压差降低31.25%;CNG用于没有残余油、呈现水润湿状态的岩心时,渗透率提高36.32%,驱替压差降低27.66%。图10表1参10     

油井水泥减阻剂ASM的合成及性能研究

以对苯乙烯磺酸钠、丙烯酸和马来酸为原料,通过溶液聚合,合成了一种新型油井水泥减阻剂ASM。通过正交试验得到最佳合成条件：反应温度80℃,磺酸根与羧酸根物质的量比1：1,丙烯酸与马来酸物质的量比0．4：1,引发剂用量0．8％,反应时间5h。对产物性能进行了室内评价,结果表明,加减阻剂ASM的水泥浆流变性能好,稠化时间长,抗温性能好。减阻剂ASM与纤维素类降失水剂有很好的配伍性。