RAFT聚合制备调驱用微纳米级凝胶分散体及其性质研究

为改善现用凝胶分散体型调驱剂粒径存在的问题,提出使用可逆加成-断裂链转移(RAFT)聚合制备纳米级凝胶分散体的方案。首先合成了一种链转移剂2-(苯甲基三硫代碳酸酯基)丙酸,通过红外光谱、核磁共振明确了其结构,再使用链转移剂制备出聚丙烯酰胺凝胶分散体。使用激光粒度仪测定了凝胶分散体的粒径及径距分布,研究了不同反应物配比、反应温度、固含量及链转移剂类型对分散体粒径的影响,并表征了凝胶分散体的微观结构。结果表明,当n(单体)∶n(交联剂)∶n(链转移剂)为88∶10∶2,反应温度在50～70℃,固含量在6%～8%时,能够得到微纳米级凝胶分散体。相同条件下,所制备的链转移剂比2-(十二烷基三硫代碳酸酯基)-2-甲基丙酸制备的凝胶分散体的粒径更小。     

乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31 d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10~(-3)μm~2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10~(-3)μm~2和3000×10~(-3)μm~2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19     

超强吸水颗粒型凝胶调驱剂的合成与性能评价

以阴离子单体、阳离子单体、非离子单体等为主要原料,加入无机共混物,用非共轭多双键化合物为交联剂,在水溶性引发剂作用合成超强吸水颗粒型凝胶,通过调整酸碱中和度、总单体单体质量分数、单体比、引发剂质量分数、交联剂质量分数、无机共混材料、温度等对合成反应时间和产品性能影响,确定最佳配方及合成条件。对改性后的合成颗粒凝胶性能评价,实验结果证明该颗粒凝胶产品具有较好的高膨胀、延迟膨胀、耐温抗盐、耐冲刷及油水选择性等性能。     

深部调驱用凝胶颗粒与孔喉适应性评价

为进一步提高凝胶颗粒深部调驱效果,针对长期水驱开发油藏非均质性强、剩余油分布多的特点,开展深部调驱用凝胶颗粒与孔喉的适应性评价。通过核磁共振实验定量确定长期水驱开发过程中的孔喉半径演化过程。基于定量微孔滤膜实验,建立匹配因子(δ)与运移-封堵之间的关系。采用物理模拟动态实验,验证凝胶颗粒的深部运移、剖面改善和提高采收率性能。研究结果表明:凝胶颗粒粒径与孔喉的匹配关系对深部调驱的作用深度影响较大。当1.0δ≤3.0时,凝胶颗粒最有利于实现深部调驱。凝胶颗粒以滞留、架桥等形式对高渗透层产生有效封堵,对非均质岩心的剖面改善率可达97.2%。三层非均质岩心对比实验结果表明,在最佳匹配因子条件下,凝胶颗粒具有良好的深部运移和封堵性能,提高采收率可达29.3%。     

抗盐弱凝胶调驱体系性能评价

高矿化度的地层环境在采用弱凝胶调驱时,容易导致弱凝胶体系凝胶强度下降,并且形成的弱凝胶稳定性也较差。经过大量的实验研究研制出了针对高盐油藏的抗盐弱凝胶调驱体系。本文主要从抗盐性能、封堵性能、驱油效率等方面,对该体系进行性能评价,以确保该体系能够切实解决高盐油藏在开发中面临的困难。     

自适应弱凝胶调驱性能评价及矿场应用

针对低渗透油藏多发育微裂缝、非均质性强及传统调剖效果差的问题,研制了自适应弱凝胶,并通过室内实验对其静态性能、封堵性能和驱油性能进行了评价。结果表明：在70 ℃条件下,由矿化度为41 811.5 mg/L的地层水配制的自适应弱凝胶体系在38 h内迅速成胶,成胶强度达28 549 mPa?s,具有较好的耐温、耐盐性能;平均封堵率为84.08%,提高采收率平均值达12.1%。甘谷驿油田T114区块S井的矿场试验表明：调驱后注水井的水窜优势通道被控制,注入压力升高,井组含水率由78.51%下降至69.16%,产液量增加了135.14%,产油量增加了237.5%。自适应弱凝胶深部调驱技术在裂缝性低渗透油藏具有较好的适应性,可扩大注入水波及体积,大幅度提高采收率。     

超强吸水颗粒型凝胶调驱剂的合成与性能评价

以阴离子单体丙烯酸、阳离子单体季铵盐、非离子单体丙烯酰胺等为主要原料,加入无机共混物、双甲基丙烯酰胺交联剂、过硫酸盐水溶性引发剂,合成了超强吸水颗粒型凝胶调驱剂,确定了最佳配方及合成条件,中和度90%～125%,总单体质量分数30%～50%,以总单体质量为基准,引发剂质量分数0.10%～0.20%、交联剂质量分数0.08%～0.12%、丙烯酰胺质量分数40%～70%、丙烯酸质量分数10%～30%、季铵盐质量分数10%～30%、无机共混物质量分数10%～50%,反应温度50～70℃。对该颗粒型凝胶调驱剂进行了性能评价,结果表明,该产品具有高膨胀性以及较好的延迟膨胀、耐温抗盐、耐冲刷及油水选择等能力。     

延缓交联弱凝胶调驱剂的研制与性能评价

现有交联聚合物凝胶体系成胶时间短,调驱剂不能深入油藏实现深部放置,导致了水驱开发效果较差。考察了在一定温度、热稳定剂作用下,延缓有机复合交联剂NQJ与聚合物的交联反应,形成了适用于大庆萨尔图北部油田油藏的延缓交联弱凝胶体系。该体系地面黏度较低,便于现场注入,且具有较好的延缓交联效果,可实现大剂量深部调驱。研究结果表明:抗盐聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%~0.25%、0.15%~0.2%与0.015%~0.025%时,形成的凝胶黏度大于5 000 mPa·s,成胶时间3~6 d可调,能够满足现场深部调驱要求。     

高矿化度油藏弱凝胶调驱剂配方研制及性能评价

针对狮子沟N1油藏地层水矿化度高,一般弱凝胶难以成胶的问题,对比了不同弱凝胶体系在淡水和盐水中的成胶性能,得出梳形聚合物（KYPAM）＋酚醛类交联剂体系在高矿化度盐水中具有较好的成胶性能。优化配方试验得到弱凝胶适宜的配方为：梳形聚合物KYPAM浓度1 300-1 600 mg/L,酚醛类交联剂浓度200 mg/L,促凝剂浓度100 mg/L,除氧剂浓度100 mg/L。性能评价试验结果表明,该弱凝胶体系具有良好的抗盐性和抗剪切性,并且对非均质地层具有很好的调驱效果,可使水驱采收率得到大幅度提高。     

锆冻胶分散体调驱剂的制备与性能评价

为减弱地面剪切和吸附与稀释作用等因素对冻胶成冻性能的影响,将已成冻的锆本体冻胶经胶体磨的机械剪切制得锆冻胶分散体,室内研究了本体冻胶强度、剪切时间和剪切间距对锆冻胶分散体黏度和粒径的影响,考察了锆冻胶分散体的封堵调剖性能。结果表明,通过调整聚合物和有机锆交联剂的加量,可以调节锆本体冻胶体系的成冻时间和成冻强度,随着聚合物和交联剂加量的增大,交联越快,强度越大;锆冻胶分散体为粒径5.66数224.87μm的颗粒,黏度在1.8数41.0 m Pa·s内可调;随着本体冻胶强度和剪切间距的增大,锆冻胶分散体黏度和粒径增大;剪切时间越长,锆冻胶分散体黏度越低,粒径越小;驱油实验结果表明,随岩心渗透率增加,冻胶分散体对岩心的封堵率降低,锆冻胶分散体能有效调整渗流剖面,采收率增幅为46%。     

分散聚合法制备聚丙烯酰胺水分散体

以丙烯酰胺为单体,采用分散聚合法制备了聚丙烯酰胺(PAM)水分散体。以PAM的相对分子质量和水分散体稳定性为指标,考察了分散介质类型、分散剂种类、引发剂种类及用量、单体含量、聚合温度、聚合时间和搅拌转速等因素对聚合反应的影响。实验结果表明,分散介质类型和分散剂种类是影响PAM水分散体稳定性的主要因素,选择乙醇-水为分散介质、聚乙烯吡咯烷酮为分散剂。采用正交实验确定了最佳合成条件:乙醇-水为分散介质(乙醇的体积分数为70%)、丙烯酰胺的质量分数为30%、引发剂偶氮二异丁腈用量为单体质量的0.3%、分散剂聚乙烯吡咯烷酮用量为单体质量的6%、搅拌转速200r/min、聚合温度80℃、聚合时间8h。在此条件下,可制得相对分子质量较高且稳定性较好的PAM水分散体。     

泡沫调驱体系研究进展

泡沫调驱体系具有来源广、成本低、低伤害以及选择性封堵等优点,能有效改善地层非均质性、提高采收率。目前的泡沫调驱体系主要有常规液相泡沫、聚合物强化泡沫、冻胶强化泡沫和颗粒强化泡沫。总结了不同类型泡沫体系的特点、强化泡沫稳定性机理及泡沫在地层中的渗流规律,介绍了泡沫调驱体系的现场应用,指出泡沫调驱体系面临的问题以及研究方向。图13参90     

分散聚合法制备两性聚丙烯酰胺“水包水”乳液絮凝剂

以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)及丙烯酸(AA)为共聚单体,聚甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为分散剂,偶氮二异丁脒盐酸盐(V-50)为引发剂,在硫酸铵水溶液中通过分散聚合法制备了两性聚丙烯酰胺(AmPAM)"水包水"乳液。利用FTlR、偏光显微镜和激光粒度仪对该乳液的结构和形态进行了表征,考察了分散剂用量、单体总用量及反应条件对分散聚合的影响。实验结果表明,适宜的反应条件为:分散剂用量13.4%~20.5%(w)(基于单体总质量),单体总用量12%~15%(w)(基于反应体系质量),单体摩尔比n(AM)∶n(DMC)∶n(AA)=8∶1∶1,反应温度50~65℃,pH=5~7,反应时间11~12 h。在此条件下得到的AmPAM"水包水"乳液的表观黏度低、流动性好、稳定性高。     

阳离子聚丙烯酰胺水包水乳液分散聚合条件的研究

以丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为共聚单体,以聚甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为分散剂,在硫酸铵溶液中,以偶氮二异丁脒盐酸盐为引发剂合成了阳离子聚丙烯酰胺(CPAM)水包水乳液;研究了分散剂含量、硫酸铵含量、单体总含量及其配比、引发剂含量、反应温度对分散聚合的影响,得到了各影响因素之间的协同规律。实验结果表明,合成CPAM水包水乳液的最佳条件为:单体总质量分数(基于反应体系)13%～17%、分散剂质量分数(基于反应体系)3.2%～3.5%、硫酸铵质量分数(基于反应体系)25%～27%、引发剂质量分数(基于两种单体)0.015%、n(AM):n(DMC)=85:15、反应温度50℃。在此条件下合成的CPAM水包水乳液的颗粒分散性和流动性较好,稳定性较高,特性黏数和黏均相对分子质量分别达到10.14～11.49 dL/g和(5.23～6.32)×10~6g/mol。     

阳离子聚合物铬冻胶的研制与性能评价

针对高强度铬冻胶堵剂普遍成胶过快的问题,通过优选阳离子聚合物并利用铝溶胶对配方进行优化,制得适用于深部调剖的阳离子聚合物有机铬冻胶堵剂,并对其性能进行了评价。结果表明,对于丙烯酰胺(AM)/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)二元共聚物有机铬冻胶,其阳离子度越低,成胶时间越长;铝溶胶可以有效延缓阳离子聚合物有机铬冻胶成胶时间,并能提高其强度和长期稳定性;阳离子聚合物有机铬冻胶体系最优配方为0.8%聚合物Y5(阳离子度5%)+0.3%醋酸铬+0.2%铝溶胶,90℃下的成胶时间为55 h,成胶后弹性模量为16.6 Pa,属于高强度冻胶;该冻胶堵剂注入性好,同时具有较好的抗剪切性和耐温抗盐性,封堵率可达96%以上,满足深部调剖对堵剂的要求。图4表8参18     

高分子预交联凝胶颗粒的制备与性能评价

渤海绥中36-1油田储层非均质性强、大孔道窜流十分普遍,导致注水或常规调剖过程中化学剂沿大孔道窜流指进,驱替效果降低。为了改善这一问题,以钠膨润土、丙烯酰胺、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、醋酸铬、过硫酸铵、硫脲为原料制备了复合交联插层高分子预交联凝胶颗粒(XD),评价了XD的吸水膨胀性、增黏性、强度、韧性及调驱效果,分析了XD的调堵机理。结果表明,XD遇水膨胀,在水中的悬浮分散性较好。体系初始黏度较低,注入性较好。XD吸水膨胀性良好,膨胀时间可控,膨胀一定时间后体系黏度增加,在65℃地层水中浸泡20 h的膨胀倍数约为8。具有吸附能力的酰胺基团在水中逐渐伸展,增加了XD表面的黏度,但微球的完整性仍然保持,XD在膨胀前后均具有良好的强度和韧性。XD体系调驱后二次水驱可在一次水驱的基础上提高采收率15.7%,满足渗透率大于3μm2甚至更高渗透储层的深部调堵需求。图6表1参10     

用分散聚合法制备水溶性两性离子共聚物

为了扩大分散聚合所合成聚合物的应用领域,在硫酸铵水溶液中以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,聚乙烯吡咯烷酮(PVPK12)为分散剂,2,2'-偶氮双(2-甲基丙脒)二盐酸盐(V-50)为引发剂,合成了可作为降滤失剂的两性离子共聚物。研究了硫酸铵浓度、AMPS浓度和单体总浓度对分散液表观黏度、颗粒粒径大小和聚合物特性黏数的影响,用红外光谱仪和核磁共振仪对共聚物的结构进行了表征,评价了聚合物的降滤失性能。结果表明,在单体加量为15%、单体摩尔比n(AM)∶n(AA)∶n(DMC)∶n(AMPS)=2∶5∶1∶2、V-50加量为0.0426%(以单体质量计)、PVPK12加量为1.4%(以水质量计)、温度55℃、p H=5的条件下制备的聚合物分子结构与设计相符,分散液中的聚合物颗粒为球形,分布均匀,粒径分布窄,在室温下存储稳定时长超过一年。硫酸铵和AMPS加量对分散液表观黏度和粒径的影响相同,均为随着加量的增大先降低后增加;随着硫酸铵浓度增大,聚合物的特性黏数先增加后降低,AMPS则相反。随着单体浓度增大,分散液表观黏度和颗粒粒径均增大。聚合物的降滤失性能较好。随着聚合物加量的增加,膨润土浆的中压滤失量、高温高压滤失量均逐渐减小并趋于稳定。采用分散聚合法制备的两性离子聚合物可作为降滤失剂用于钻井施工。     

无皂乳液聚合制备PMA-MMA乳液及其净水性能

以甲基丙烯酸(MA)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体、过硫酸铵为引发剂,通过无皂乳液聚合制备高MA、MMA质量比的PMA-MMA乳液。考察了不同反应条件对聚合结果的影响,得到制备PMA-MMA乳液的最佳合成条件为:反应温度70℃、MA与MMA质量比6:1,总单体质量分数13%,引发剂与总单体质量比2‰,在MA和引发剂反应25 min后加入MMA继续反应5 h。所得白色乳液产品的黏度为280 mPa·s,转化率99.1%,凝胶率0.5%,常温放置1个月不分层。处理南海东部某油田含油污水的结果表明,在加药量为15 mg/L时,PMA-MMA乳液除油率为95%,优于在用国外药剂(92%)。现场试验加药量为10 mg/L,可将外排污水含油量从原来的15mg/L降至8 mg/L。