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高温高盐中渗油藏聚合物驱可行性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
通过黏度测试方法,研究了温度、剪切作用等因素对2种耐温抗盐聚合物(高分子量部分水解聚丙烯酰胺HPAM和疏水缔合聚合物SSRAP)溶液性能的影响。并利用岩心驱替实验,研究了二者的渗流特征以及驱油效率。结果表明,SSRAP在高温高矿化度条件下仍具有较好的增黏能力,表现出较好的耐温耐盐抗剪切性能。在中渗多孔介质中,SSRAP溶液形成动态可逆的物理网络结构,具有良好的注入性,同时又能够建立较高的流动阻力,达到水驱流度控制的目的。在渗透率为200×10-3μm2左右的多孔介质中,1 750 mg/L的SSRAP溶液提高采收率幅度达到20%以上。因此,利用SSRAP在高温高盐中渗油藏开展聚合物驱具有较高的可行性。 相似文献
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王斌 《化学反应工程与工艺》2019,35(5)
针对常规驱油用聚丙烯酰胺在高温高盐Ⅲ类油藏条件下热稳定性差和抗剪切能力弱的问题,以丙烯酰胺(AM)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)作为主要单体,引入自制的耐水解单体(APS-3),合成一种新型耐温抗盐聚合物。研究了引发剂、pH值和引发温度对驱油用聚合物黏均分子量的影响,对合成聚合物的耐温、抗盐、热稳定及抗剪切等应用性能进行测试。结果表明:在引发剂质量分数为0.40%,pH值为7~9,温度为25℃时能够合成黏均分子量达2.0×107以上的耐温抗盐聚合物。该聚合物在80℃、矿化度10×104 mg/L的条件下,老化100 d后黏度保留率为80.04%,满足高温高盐Ⅲ类油藏聚合物驱油的需求。该产品在中原油田6个井组开展应用,综合含水降低2.10%,采收率提高2.45%。 相似文献
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《应用化工》2022,(10)
纳米聚合物微球粒径呈高斯正态分布。微球颗粒在水中初期分散均匀,水化后微球边缘变模糊,球形度逐渐降低,并局部聚集形成团簇。微球粒径越大,质量浓度越高,分散体系黏度越高。黏度随剪切速率增大而逐渐下降。剪切速率增大过程中微球颗粒分布状态由分散游离变为交叠黏结,最终有序排列。高质量浓度流变剪切具有明显的Weissenberg效应,表现出粘弹性流体特性。矿化度越高,微球分散体系初期黏度越低。剪切后期不同矿化度下分散液黏度保持稳定。高矿化度水中阳离子的存在对微球有吸附絮凝作用。微球分散体系剪切后放置时间越长,黏度呈逐渐回升趋势,有利于微球在地层持久发挥深部调驱液流转向的作用。 相似文献
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聚合物微球具有膨胀性好、耐温耐盐性、抗剪切性以及延迟膨胀等特性,能很好的应用于深部储层调驱技术。它的初始粒径小,能够随注入液进入地层深部进而水化膨胀至最大体积,对高渗透大孔道产生有效封堵的作用,从而使流体发生微观改向。随着注入压力的增加,聚合物微球作为一种弹性球体会产生变形,从而继续运移直至下一次封堵,表现出了逐级深部调驱的特性。 相似文献
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滨五油藏是典型的高温高盐、中低渗透油气藏,中高含水的开发中期阶段出现了层间动用差异、平面上注水不均衡等问题。为此应用新型的聚合物微球调驱理论,合成了适合滨五油层物性的聚合物微球,室内对聚合物微球的粒径、溶胀、封堵驱油性能进行了研究,分析了调驱机理。结果表明,所测微球具有低粘度、耐温、耐盐特性,溶胀后最大粒径可增大30倍,模拟实验封堵率大于90%,采收率提高20%以上。 相似文献
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胜利油田化学驱提高采收率技术研究进展 总被引:1,自引:0,他引:1
针对胜利油田苛刻的油藏条件及开发难点,介绍了聚合物驱后油藏非均相复合驱、高盐高黏油藏二元复合驱、高盐高钙镁油藏聚合物驱等化学驱新技术,重点介绍了各项技术的驱油机理、技术关键、矿场应用效果及技术经济性。根据目前的研究进展,阐述了高温高盐低渗透油藏、高温高盐高钙镁型油藏所适用化学驱技术的发展方向。 相似文献
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以苯基乙烯基硅树脂、苯基乙烯基硅油、含氢硅油、增粘剂等为原料,制成了双组分加成型高折射率LED封装胶。研究了原料对其耐高低温冲击性能的影响。结果表明:在苯基乙烯基硅树脂中引入5%的γ-环氧丙氧基丙基三甲氧基硅烷、配胶时将黏度为5000mPa·s和300mPa·S的苯基乙烯基硅油按10:2的质量比混合使用、交联剂采用活性氢质量分数为0.43%的苯基含氢硅油、增粘剂含环氧基和氢基的预聚物的质量分数为1%,按此配方配成的LED封装胶用于5050、5730灯架进行测试,完全固化后先过3次回流焊,然后在-40-+100℃的冷热冲击测试试验机中进行测试,经过500个循环后,封装胶无裂胶、胶脱底和胶片脱落、死灯等现象。 相似文献
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稠油蒸汽吞吐是降压开采的过程,油藏压力大幅度下降,导致边水侵入现象日益加剧。水侵油层采出程度低,热利用率低,水淹区储量动用程度低,因此,要抑制边水,提高边水侵入区的采出程度,确保稠油热采的持续稳产,首先要搞清楚边水水淹规律,为以后针对不同程度水淹程度进行剩余油挖潜提供依据。根据区块的动态数据和静态数据,建立地质模型,进行数值模拟,对区块划分不同的水淹级别,分析其水淹规律,为今后边水侵入稠油油藏的高效开发提供一定的理论基础。 相似文献
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中原油田采油三厂一般应用长期定量加高效表面活性剂、清蜡剂等化学药剂,降低原油粘度,提高原油溶蜡能力的方式,以维持结蜡油井的正常生产;但是对于严重结蜡油井,只能减缓石蜡、沥青等重组分的析出和附着速度,清防蜡效果有限。因此针对严重结蜡油井,开发应用油层保护与高温蒸汽热洗清防蜡综合技术,通过油层保护与高温蒸汽热洗相结合,定期对严重结蜡井进行蒸汽热洗,能清理油管内壁和抽油杆的积蜡,同时相比普通热洗和一般蒸汽热洗,大幅降低对油井生产的负面影响;对于维护严重结蜡井的正常高效生产,具有重要的意义。 相似文献
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Surfactant Enhanced Oil Recovery in a High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoir 下载免费PDF全文
The goal of this work was to find an effective surfactant system for enhanced oil recovery after water injection substituting for oil at a vuggy fractured reservoir with a high temperature and high salinity (220,000 mg/L). Four types of surfactants with concentrations (less than 0.2 %) were screened. Washing oil experiments were conducted in Amott cells. A surfactant system was established by mixing a surfactant with best ultimate recovery and one with best recovery rate. The optimized surfactant system could recover 50 % of remaining oil. To study the mechanism of enhanced oil recovery after water injection substituting oil, interfacial tension (IFT) and contact angle were measured. Experimental results showed that surfactants with good washing ability had low IFT, but surfactants with low IFT may not have a good washing ability. IFT had no obvious relationship with the increased oil recovery or washing ability. The optimized system could not alter carbonate to decrease the oil‐wetting capability. Though octadecyl trimethyl ammonium chloride had a good ability wet the carbonate with water, it could not recover much oil. Therefore, except for interfacial tension and wettability alteration, there must be other parameters dominating oil recovery after water injection substituting for oil. 相似文献