CN109135711A - 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 - Google Patents
单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109135711A CN109135711A CN201811174891.7A CN201811174891A CN109135711A CN 109135711 A CN109135711 A CN 109135711A CN 201811174891 A CN201811174891 A CN 201811174891A CN 109135711 A CN109135711 A CN 109135711A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil displacement
- displacement agent
- surfactant
- viscosity
- compound oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 168
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 148
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title claims abstract description 103
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 66
- 239000000178 monomer Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 57
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 39
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 203
- -1 alkyl dimethyl allyl ammonium chloride Chemical compound 0.000 claims description 22
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 13
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 10
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 7
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000001450 anions Chemical group 0.000 claims description 3
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 claims description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 3
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 3
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 3
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- BWYYYTVSBPRQCN-UHFFFAOYSA-M sodium;ethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=C BWYYYTVSBPRQCN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-n-phenylpyridine-3-carboxamide Chemical compound ClC1=NC=CC=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DUIOKRXOKLLURE-UHFFFAOYSA-N 2-octylphenol Chemical compound CCCCCCCCC1=CC=CC=C1O DUIOKRXOKLLURE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N azane;prop-2-enoic acid Chemical compound N.OC(=O)C=C WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 claims description 2
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-phenylethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 claims description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 claims description 2
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- AUZRCMMVHXRSGT-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CC(C)CS(O)(=O)=O AUZRCMMVHXRSGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 claims 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims 1
- HSFQBFMEWSTNOW-UHFFFAOYSA-N sodium;carbanide Chemical class [CH3-].[Na+] HSFQBFMEWSTNOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 abstract description 6
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 abstract description 4
- 230000035772 mutation Effects 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 13
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 9
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 3
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 3
- 230000009878 intermolecular interaction Effects 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 3
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- YXYZMHGSOKYZAF-UHFFFAOYSA-M [Cl-].C(C(=C)C)(=O)OCC[N+](C(C)(C)C)(C)C Chemical compound [Cl-].C(C(=C)C)(=O)OCC[N+](C(C)(C)C)(C)C YXYZMHGSOKYZAF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000002835 absorbance Methods 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 2
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 2
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKIIEJOIXGHUKX-UHFFFAOYSA-L cadmium iodide Chemical compound [Cd+2].[I-].[I-] OKIIEJOIXGHUKX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 2
- BDKLKNJTMLIAFE-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1,3-oxazole-4-carbaldehyde Chemical compound FC1=CC=CC(C=2OC=C(C=O)N=2)=C1 BDKLKNJTMLIAFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000928106 Alain Species 0.000 description 1
- OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N Allyl chloride Chemical compound ClCC=C OSDWBNJEKMUWAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SYBUMOIKKHDLBN-UHFFFAOYSA-N C(=C)S(=O)(=O)O.C1=CC=CC=C1 Chemical compound C(=C)S(=O)(=O)O.C1=CC=CC=C1 SYBUMOIKKHDLBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSNMPAVSZJSIMT-UHFFFAOYSA-N COc1c(C)c2COC(=O)c2c(O)c1CC(O)C1(C)CCC(=O)O1 Chemical compound COc1c(C)c2COC(=O)c2c(O)c1CC(O)C1(C)CCC(=O)O1 WSNMPAVSZJSIMT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001411320 Eriogonum inflatum Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- NPHFFBWJNRVQNH-UHFFFAOYSA-H NN.S(=O)(=O)([O-])[O-].[Al+3].S(=O)(=O)([O-])[O-].S(=O)(=O)([O-])[O-].[Al+3] Chemical compound NN.S(=O)(=O)([O-])[O-].[Al+3].S(=O)(=O)([O-])[O-].S(=O)(=O)([O-])[O-].[Al+3] NPHFFBWJNRVQNH-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N azanium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [NH4+].CC(=C)C([O-])=O DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010620 bay oil Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012661 block copolymerization Methods 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 238000011095 buffer preparation Methods 0.000 description 1
- 229940075417 cadmium iodide Drugs 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000004925 denaturation Methods 0.000 description 1
- 230000036425 denaturation Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000013100 final test Methods 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethyldodecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN(C)C YWFWDNVOPHGWMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940087562 sodium acetate trihydrate Drugs 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- FZGRPBJBMUNMQH-UHFFFAOYSA-N trimethyl-$l^{3}-chlorane Chemical compound CCl(C)C FZGRPBJBMUNMQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明属于化学驱提高原油采收率技术领域,提供了一种由单体电荷相反的疏水缔合聚合物、优选的表面活性剂或其组合物和水组成的复合驱油剂及单段塞驱油方法。所述的优选表面活性剂或其组合物与疏水缔合聚合物具有强烈的疏水缔合作用,复合驱油剂的粘度随表面活性剂的加量先增加后降低,最终维持在较低粘度,且优选的表面活性剂在岩石表面比缔合聚合物具有更强的吸附性。所述复合驱油剂的单段塞驱油方法中,复合驱油剂的初始注入粘度较低、驱油过程中流度变化幅度大、产生流度突变的具体地层位置可以有效调控。本发明解决了传统复合驱成本高、高粘驱油剂注入困难、产出液难处理的问题,可用于中低渗、化学驱后和稠油油藏的三次采油生产中。
Description
技术领域
本发明属于化学驱提高原油采收率技术领域,具体地说,涉及含疏水缔合聚合物和表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法。
背景技术
在油田开发过程中,复合驱是大幅度提高原油采收率的有效方法之一。复合驱油剂通常指聚合物驱油剂、表面活性剂驱油剂、碱驱油剂和生物驱油剂等驱油剂中任意两种或两种以上组合。然而,由于复合驱在应用中存在成本偏高、井筒和地层结垢、产出液处理困难等问题,制约了该技术的大规模应用。因此,开发更低成本、更高驱油效率和更广泛应用范围的复合驱技术是提高原油采收率领域的关键技术之一。
流度是指某相流体有效渗透率与流体粘度比值。流度比是指驱替液的流度与被驱替液(原油)流度的比值。流度比的大小直接影响着驱替液的波及体积,进而影响原油采收率。控制和调节流度比是提高原油采收率的一个重要方向,目前最好的方法是提高驱替液的粘度。
复合驱相关研究表明:改善流度是化学驱提高采收率的主要机理,没有聚合物辅助的低界面张力表面活性剂驱难以显著提高原油采收率(MA Bataweel,AY Shivaprasad,HA Nasr-El-Din.Low-Tension Polymer Flooding Using Amphoteric surfactant inHigh Salinity/High Hardness and High Temperature Conditions in SandstoneCores[J].Society of Petroleum Engineers,2012)。化学剂的成本是控制复合驱成本的关键因素,其中能够实现超低界面张力的表面活性剂是化学剂成本构成的主要部分。复合驱的驱油效率问题则更为复杂,现有研究表明:化学驱是否成功主要取决于驱替液在储层深部的渗流过程中能否保持流度控制能力(Farajzadeh.R,Rikovetsky.P,Lotfollahi.M,Lake,L.W.Simultaneous sorption and mechanical entrapment during polymer flowthrough porous media[J].Water Resources Research,2016,52(3):2279-2298.)。如果驱油体系在储层深部流度控制能力不减弱,甚至大幅度增强,必然有利于大幅度提高驱油效率。
疏水缔合聚合物(Hydrophobically Associating Water-Soluble Polymers,简称HAWSP),是指在聚合物亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物。在水溶液中,当聚合物浓度高于某一临界缔合浓度(Critical Association Concentration,CAC)后,大分子链通过疏水缔合作用聚集,形成以分子间缔合为主的超分子结构(动态物理交联网络),流体力学体积增大,溶液粘度大幅度升高(Alain Hill,Francoise Candau,JosephSelb,Properties of Hydrophobically Associating Polyacrylamides:Influence ofthe Method of Synthesis,Macromolecules,1993,26(17):4521-4532)。由于HAWSP所形成的超分子网络结构具有可逆恢复的特点,因此在不同溶液环境中和不同剪切速率下表现出良好的控制工作液流变性的能力,在钻井液和提高原油采收率方面具有巨大的应用潜力(Taylor K C,Nasr-El-Din H A,Water-Soluble Hydrophobically AssociatingPolymers for Improved Oil Recovery:A Literature Review,Society of PetroleumEngineers,SPE29008,675-690)。疏水改性聚丙烯酰胺(Hydrophobically-ModifiedPolyacrylamide,简称HMPAM)是以丙烯酰胺和丙烯酸作为聚合物分子主链的一类疏水缔合聚合物,此类聚合物是HAWSP最主要的类型之一。此类聚合物已经实现工业化生产并且在油田的实际生产中获得了一定程度的应用,取得了良好效果(周守为,韩明,向问陶,张健等,渤海油田聚合物驱提高采收率技术研究及应用,中国海上油气,2006,18(6):386-389)。
研究发现,某些表面活性剂可以在特定浓度范围内使HAWSP溶液的粘度大幅度上升,因为表面活性剂在溶液中与聚合物的疏水基团发生作用,增强了聚合物分子链间的疏水缔合作用,使得分子间缔合动态物理交联网络强度增大。从而使得疏水改性水溶性聚合物/表面活性剂组合物的增粘性、剪切稀释性、悬浮性、抗盐性、抗温性等性能相对于单独聚合物显著提升。研究认为:复合体系宏观流变行为的变化是由微观空间网络结构变化引起的,微观空间网络结构的变化过程是形成-加固-破坏。(Biggs S,Selb J,Candau F.Effectof surfactant on the solution properties of hydrophobically modifiedpolyacrylamide[J].Langmuir,1992,8:838.)。
针对复合驱提高采收率技术目前存在的问题,根据分子间相互作用原理,基于HAWSP和表面活性剂在固/液界面吸附与分子间相互作用的协同效应,可以设计具有新的流度调控机制的新型复合驱油剂,能够实现大幅度降低表面活性剂的用量和在渗流过程中大幅度提高驱替前缘的流度控制能力,因此该复合驱油剂具有成本低、注入性好、驱油效率高的特点,不仅可以用于常规化学驱适用的各类油藏条件,还可以用于低渗透油藏和聚驱后油藏的提高采收率技术中。
发明内容
本发明的目的是提供一种含单体电荷相反的疏水缔合聚合物和表面活性剂的复合驱油剂及单段塞驱油方法。该驱油剂在驱油过程中具有新的流度控制机理,与传统二元复合驱相比较,该驱油剂的成本显著降低,注入性明显改善,流度调控能力更强,适用油藏范围更广泛。
为了实现本发明目的,本发明首先提供一种含疏水缔合聚合物和表面活性剂的复合驱油剂。所述疏水缔合聚合物(HAWSP)为疏水改性聚丙烯酰胺(HMPAM)及其衍生物干粉,其分子结构中包含丙烯酰胺单体单元、至少一种双亲不饱和疏水单体单元和至少一种烯属不饱和功能单体单元,疏水单体单元与功能单体单元所带电荷异号;所述疏水单体为烷基二甲基烯丙基氯化铵、N-烷基取代丙烯酰胺或甲基丙烯酸烷基酯、2-丙烯酰胺基烷基磺酸及其钠盐等,其中烷基链碳原子数为8-22,优选为12-18;所述烯属不饱和功能单体任选丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸钠盐、甲基丙烯酸铵盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐、乙烯基磺酸、乙烯基磺酸钠盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸钠盐中的一种或多种,优选为丙烯酸、丙烯酸钠盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐或甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵。
前述HMPAM及其衍生物中,丙烯酰胺单体单元、双亲不饱和疏水单体单元和烯属不饱和功能单体单元按重量份计依次为60-80、1-5和39-15。
前述HMPAM及其衍生物的分子结构式为:
I丙烯酰胺/丙烯酸钠/双亲不饱和疏水单体;其中,所述双亲不饱和疏水单体优选为烷基二甲基烯丙基氯化铵、N-烷基取代丙烯酰胺或甲基丙烯酸烷基酯;或
II丙烯酰胺/丙烯酸钠/双亲不饱和疏水单体/烯属不饱和功能单体;其中,所述疏水单体优选为烷基二甲基烯丙基氯化铵、N-烷基取代丙烯酰胺、甲基丙烯酸烷基酯、2-丙烯酰胺基烷基磺酸及其钠盐;所述烯属不饱和功能单体优选为AMPS、甲基丙烯酸及其钠盐、苯乙烯磺酸及其钠盐、乙烯基磺酸及其钠盐、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵等;或
III丙烯酰胺/双亲不饱和疏水单体/烯属不饱和功能单体;其中,所述疏水单体优选为烷基二甲基烯丙基氯化铵、N-烷基取代丙烯酰胺、甲基丙烯酸烷基酯、2-丙烯酰胺基烷基磺酸及其钠盐;所述烯属不饱和功能单体优选为AMPS、甲基丙烯酸及其钠盐、苯乙烯磺酸及其钠盐、乙烯基磺酸及其钠盐、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵等。
在上述分子结构II或III中,选择阴离子烯属不饱和功能单体AMPS、乙烯基磺酸钠等是为了进一步提高HMPAM及其衍生物的增粘性和耐温抗盐性,以获得适合更高温度和更高矿化度油藏的复合驱油剂。
前述HMPAM及其衍生物中,任选含有合成速溶助剂、水解速溶助剂、干燥速溶助剂、防粘剂中的一种或多种。
前述复合驱油剂中,HMPAM及其衍生物的含量应高于CAC,优选的HMPAM及其衍生物的含量为0.05%-0.5%。
本发明所述的复合驱油剂中的表面活性剂为离子型表面活性剂和/或非离子型表面活性剂。所述离子型表面活性剂为但不限于烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐、石油磺酸盐、烷基三甲基氯化铵、烷基羟丙基磺基甜菜碱等中的一种或多种。所述非离子型表面活性剂为但不限于壬基酚聚氧乙烯醚和/或辛基酚聚氧乙烯醚、烷醇酰胺、烷基糖苷等。
进一步地,优选使用表面活性剂的组合物,研究发现,使用组合物可以使其对复合驱油剂的粘度增加幅度和增粘浓度范围比单独的表面活性剂更大。
需要指出的是,上述表面活性剂或其组合物的添加量不能在本发明中直接固定,但可以根据本发明公开的方法和原则进行筛选和优化,具体方法为:在确定的具体油藏温度、配制用水的矿化度、固定疏水缔合聚合物加量的前提下,扫描复合驱油剂粘度与表面活性剂加入量的关系,一般地,在表面活性剂选择得当情况下,复合驱油剂的粘度随表面活性剂的加量先增加后降低,超过某一特定浓度后,复合驱油剂的粘度将会逐渐降低,并最终维持在较低粘度(见图1)。根据这一扫描实验结果来确定优选的表面活性剂在复合驱油剂中的加量。疏水缔合聚合物种类不同、油藏温度不同、配制用水矿化度不同,相应的表面活性剂或其组合物加量也会有所不同。
前述复合驱油剂中,表面活性剂或其组合物的含量为0.001%-0.5%。
最优选地,复合驱油剂的配方为疏水改性聚丙烯酰胺、优选的表面活性剂或其组合物和水。
所述水可以是去离子水或含矿物质的水,其中含矿物质的水可以是自来水、河水、油田地层水。
为了实现本发明目的,本发明还提供了采用上述复合驱油剂的单段塞注入驱油方法。将所述复合驱油剂0.1PV-1.0PV(Pore Volume,孔隙体积)注入含油地层,将所述含油地层中的原油驱替出来。
单段塞注入驱油方法的流度控制原理:当注入的、所述复合驱油剂中表面活性剂的加量高于复合驱油剂最高粘度(略高于复合驱油剂增粘区间)所对应的表面活性剂浓度(见图1),由于聚合物和表面活性剂在多孔介质固/液界面的吸附/脱附性能的差异性,在驱油过程中两种组分之间的浓度比逐渐发生改变,在地层的特定区域内将会逐渐增加复合驱油剂的粘度,改善驱油剂与原油的流度比。同时,复合驱油剂在固/液界面的动态吸附作用缩小了渗流通道的截面积,从而影响驱油剂的有效渗透率,也有助于改善驱油剂与原油的流度比。
进一步地,优选的疏水缔合聚合物和表面活性剂,可以控制复合驱油剂粘度比单独疏水缔合聚合物粘度的最高增加幅度和/或最大降低幅度(见图1),可以设计复合驱油剂注入的初始粘度和在渗流过程中粘度变化的幅度;优选的疏水缔合聚合物和表面活性剂,还可以控制疏水缔合聚合物和表面活性剂在多孔介质中的动态吸附滞留量,可以设计复合驱油剂在驱油过程中产生流度突变的具体地层位置。
与传统的聚/表(SP)和碱/表/聚(ASP)复合驱技术相比较,本发明克服了原有复合驱技术的技术偏见,主要表现在以下三个方面:
(一)对复合驱油剂各组分作用的定位显著不同:传统复合驱体系中,表面活性剂的主要作用是将油/水界面张力降至超低,因此对表面活性剂的选择受到极大限制,同时其用量也必然很大;聚合物的主要作用是提高驱替液粘度,因此对其增粘能力和浓度也有较高要求。本发明所述的复合驱油剂中,加入表面活性剂或其组合物的主要目的不是降低油/水界面张力,而是通过影响与疏水缔合聚合物的分子间相互作用(见图2)实现对复合驱油剂粘度的调控。优选的疏水缔合聚合物溶液中加入少量优选的表面活性剂就可以使复合驱油剂的粘度提高一个数量级以上,因此本发明所述的复合驱油剂中聚合物和表面活性剂的成本都可以大幅度降低,特别是表面活性剂的用量可以比传统复合驱体系降低一个数量级以上,即从几千mg/L降低到几百mg/L,从而大幅度降低复合驱的成本。
(二)复合驱油剂性能的调控机制完全不同:传统复合驱理论认为驱替液在多孔介质中的滞留(主要是固/液界面对化学剂的吸附作用)是影响化学驱效果的关键因素,随着化学剂的吸附损耗,驱替前缘粘度下降,同时界面张力上升,显著降低了驱油效率。为了保证驱油体系在地层深部的驱油效果,需要尽可能降低复合驱有效组分在固/液界面的吸附量,同时大幅度提高各组分的初始浓度,从而使驱替液在地层深部仍保留较强流度控制和降低界面张力的能力,这种技术思路使化学剂的用量难以显著降低,同时也造成了高浓度、高粘度复合驱油剂的注入性问题,制约了复合驱技术在中低渗和稠油油藏的应用。本发明所述的复合驱油剂及驱油方法中,疏水缔合聚合物和表面活性剂在固/液界面的竞争吸附关系是调控复合驱油剂流度的主要技术原理,所述的单段塞注入驱油方法可以使驱油剂的流度在地层深部发生巨大变化,因此具有更好的流度调控效果。同时,驱油剂的初始粘度可以大幅度降低,不会产生高粘驱油剂的注入性问题。
(三)复合驱油剂的驱油机理不同:传统复合驱理论认为,流度改善和超低界面张力的协同效应对驱油效率具有决定性作用,同时兼顾润湿性、粘弹性和乳化等驱油机理;本发明所述的复合驱油剂及驱油方法主要强化驱油剂在驱油过程中的流度调控能力,认为通过地层深部的流度变化提高驱替液的波及能力是提高驱油效率的关键,同时也具有一定的程度的降低油/水界面张力、改善润湿性、高粘弹性和乳化等驱油机理。
本发明与现有技术相比较,有益效果是:
(一)提供了一种含疏水缔合聚合物和表面活性剂的复合驱油剂,实现相同流度控制能力所需的化学剂成本比传统的聚/表(SP)和碱/表/聚(ASP)复合驱显著降低,与传统聚合物驱的成本接近。
(二)本发明优选的阳离子疏水单体与阴离子功能单体疏水缔合聚合物与非离子表面活性剂具有较强的疏水缔合作用,而与离子型表面活性剂之间的疏水缔合作用与静电吸引作用具有一定协同效应,聚/表相互作用得到一定程度增强(见图2),提高了复合驱油剂的增粘能力,增加了流度可调控范围,针对不同实际油藏条件可优选最佳表面活性剂。此外,优选的阳离子疏水单体与阴离子功能单体疏水缔合聚合物生产成本在目前工业生产条件下远远低于其它类型产品,同时由于大部分适宜化学驱的油藏的储层带负电荷,聚合物分子链整体电荷特征为阴离子型的驱油聚合物吸附量可以显著降低,因此化学剂综合成本更低。
(三)提供了所述的复合驱油剂的单段塞驱油方法,在驱油过程中,对驱替前缘的流度控制能力可以在较大地层范围和较大幅度内进行有效调控,驱油效率比聚合物驱有显著提高,提高原油采收率幅度达到或接近传统二元复合驱。
(四)本发明所述的复合驱油剂在中低渗油藏和稠油油藏的注入性得到显著改善,比现有的复合驱技术适用油藏范围更广泛。
(五)本发明所述复合驱油剂及驱油方法可以有效利用常规聚驱或复合驱后滞留在油藏中的化学剂,因此本发明也可以用于化学驱后油藏提高采收率技术。
(六)由于表面活性剂的用量大幅度减少,应用本发明时油井产出液处理的技术难度低于现有复合驱技术。
附图说明
图1为复合驱油剂粘度与表面活性剂浓度的关系示意图。
图2为复合驱油剂中疏水缔合聚合物与不同类型表面活性剂相互作用机理示意图。
图3为本发明实施例1中复合驱油剂(1200mg/L HP-1)表观粘度与SDBS质量浓度的关系曲线。
图4为本发明实施例1中复合驱油剂(1200mg/L HP-1)表观粘度与1831质量浓度的关系曲线。
图5为本发明实施例1中复合驱油剂(1200mg/L HP-1)表观粘度与SB-18质量浓度的关系曲线。
图6为本发明实施例1中复合驱油剂(1200mg/L HP-1)表观粘度与APG-1214质量浓度的关系曲线。
图7为本发明实施例2中HP-1在石英砂表面的静态吸附曲线。
图8为本发明实施例2中SDBS在石英砂表面的静态吸附曲线。
图9为本发明实施例3中注入0.5PV 1200mg/L HP-1和100mg/L SDBS组成的复合驱油剂的注入压力与PV数关系曲线。
图10为本发明实施例4中先注入驱油剂后注入1200mg/L HP-1和100mg/L SDBS组成的复合驱油剂的注入压力与PV数关系曲线。
具体实施方式
上述技术方案中,所述疏水改性聚丙烯酰胺可以从市场购得,也可以通过常规的水溶液聚合法制得。无论嵌段共聚还是无规共聚,得到的产物均可用于本发明并达到本发明的目的。本发明实施例中的疏水改性聚丙烯酰胺HP-1分子结构中含有阳离子疏水单体及阴离子功能单体,制备方式为将丙烯酰胺单体、丙烯酸钠单体与十四烷基二甲基烯丙基氯化铵单体按照摩尔比79∶20∶1混合后以水为溶剂用常规自由基引发剂引发自由基聚合反应而得。
以下实施例用于说明本发明,但不用来限制本发明的范围。若未特别指明,实施例中所用的技术手段为本领域技术人员所熟知的常规手段,所用原料均为市售商品。
实施例1疏水缔合聚合物与不同表面活性剂相互作用。
疏水缔合聚合物母液的配制:先称取计量的5000mg/L NaCl盐水在带搅拌的容器中,启动搅拌器,将一定质量提纯后的前述疏水改性聚丙烯酰胺HP-1干粉缓慢加入到水中,干粉应沿漩涡边加入,注意要使干粉充分在水中分散,否则容易形成鱼眼。在45℃恒温水浴中恒速(400r/min)搅6小时,配成质量浓度为5000mg/L的聚合物母液,放置24小时待用。
表面活性剂母液配制:分别称取一定质量的阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、阳离子表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵(1831)、两性离子表面活性剂十八烷基羟丙基磺基甜菜碱(SB-18)、非离子表面活性剂烷基糖苷(APG-1214),在5000mg/L NaCl盐水中配成质量浓度为5000mg/L的表面活性剂母液,在45℃恒温水浴中恒速(400r/min)搅拌6小时,放置24小时待用。
复合驱油剂配制:将上述HP-1聚合物母液和表面活性剂母液在5000mg/L NaCl盐水中配制成一系列不同表面活性剂质量浓度的复合驱油剂(HP-1的质量浓度为1200mg/L)。
表观粘度的测定:测试温度为45℃,在Brookfield公司LVDV-Ⅲ型流变仪上完成,剪切速率设定为7.34s-1。为了消除溶液静置时间对粘度的影响,测试中加入一个每分钟100转剪切30s的预处理程序,并在该程序后静置90s开始实验,读取3min、5min、8min时的表观粘度测定值,取平均值做为最终测试结果。
不同表面活性剂质量浓度条件下,1200mg/LHP-1与SDBS组成的复合驱油剂的表观粘度如图3所示,1200mg/LHP-1与1831组成的复合驱油剂的表观粘度如图4所示,1200mg/LHP-1与SB-18组成的复合驱油剂的表观粘度如图5所示,1200mg/LHP-1与APG-1214组成的复合驱油剂的表观粘度如图6所示。
图3中随着SDBS浓度的增加,复合驱油剂的表观粘度呈现先上升后下降,最终降低至低于1200mg/L HP-1的初始粘度(36.2mPa·s)值的趋势。当SDBS浓度为25mg/L时,复合驱油剂的粘度达到最大值274.0mPa·s;当SDBS浓度大于100mg/L时,复合驱油剂的粘度趋于稳定(31.4mPa·s),略小于1200mg/L HP-1的初始粘度值。因此,前述疏水改性聚丙烯酰胺HP-1质量浓度为1200mg/L时,SDBS质量浓度为0-100mg/L为增粘区,大于100mg/L为降粘区。
根据图3的实验结果可以确定优选的复合驱油剂的组成为:疏水缔合聚合物HP-1的浓度为1200mg/L;表面活性剂SDBS的浓度为100mg/L。
图4中随着1831浓度的增加,复合驱油剂的表观粘度呈现先上升后下降,最终降低至低于1200mg/L HP-1的初始粘度(36.2mPa·s)值的趋势。当1831浓度为200mg/L时,复合驱油剂的粘度达到最大值210.1mPa·s;当1831浓度大于600mg/L时,复合驱油剂的粘度趋于稳定(32.5mPa·s),略小于1200mg/L HP-1的初始粘度值。因此,前述疏水改性聚丙烯酰胺HP-1质量浓度为1200mg/L时,1831质量浓度为0-600mg/L为增粘区,大于600mg/L为降粘区。
根据图4的实验结果可以确定优选的复合驱油剂的组成为:疏水缔合聚合物HP-1的浓度为1200mg/L;表面活性剂1831的浓度为600mg/L。
图5中随着SB-18浓度的增加,复合驱油剂的表观粘度呈现先上升后下降,最终降低至低于1200mg/L HP-1的初始粘度(36.2mPa·s)值的趋势。当SB-18浓度为100mg/L时,复合驱油剂的粘度达到最大值152.0mPa·s;当SB-18浓度大于400mg/L时,复合驱油剂的粘度趋于稳定(33.4mPa·s),略小于1200mg/L HP-1的初始粘度值。因此,前述疏水改性聚丙烯酰胺HP-1质量浓度为1200mg/L时,SB-18质量浓度为0-400mg/L为增粘区,大于400mg/L为降粘区。
根据图5的实验结果可以确定优选的复合驱油剂的组成为:疏水缔合聚合物HP-1的浓度为1200mg/L;表面活性剂SB-18的浓度为400mg/L。
图6中随着APG-1214浓度的增加,复合驱油剂的表观粘度呈现先上升后下降,最终降低至低于1200mg/L HP-1的初始粘度(36.2mPa·s)值的趋势。当APG-1214浓度为125mg/L时,复合驱油剂的粘度达到最大值159.2mPa·s;当APG-1214浓度大于400mg/L时,复合驱油剂的粘度趋于稳定(32.4mPa·s),略小于1200mg/L HP-1的初始粘度值。因此,前述疏水改性聚丙烯酰胺HP-1质量浓度为1200mg/L时,APG-1214质量浓度为0-400mg/L为增粘区,大于400mg/L为降粘区。
根据图6的实验结果可以确定优选的复合驱油剂的组成为:疏水缔合聚合物HP-1的浓度为1200mg/L;表面活性剂APG-1214的浓度为400mg/L。
实施例2疏水缔合聚合物与表面活性剂的竞争性吸附实验。
根据实施例1中的实验结果,选择表面活性剂SDBS为代表进行竞争吸附实验,表面活性剂浓度为100mg/L,疏水缔合聚合物HP-1的浓度为1200mg/L。
静态吸附量测定:
(1)在5000mg/L NaCl盐水中配制一系列不同质量浓度的HP-1和SDBS溶液,依次测量每个溶液中HP-1和SDBS的浓度,即为该驱油剂吸附前的初始浓度,记为C0;
(2)将石英砂和驱油剂按1:5的固液比(10g石英砂:50mL驱油剂)加入具塞的磨口锥形瓶中,振摇混匀后盖好瓶塞,并用密封胶带进一步将瓶口密封好;
(3)在45℃条件下,将锥形瓶放置在恒温水浴振荡器中振荡96小时,振荡频率为120次/分钟,期间每隔6小时取出进行充分振荡后放入振荡器中继续振荡;
(4)振荡96小时后,将锥形瓶取出并静置1小时,取上层清夜倒入离心管中,在3000转/分钟的转速下离心大概30分钟。
(5)将离心管中的上层清液倒入烧杯中,混匀后分别测定清液中HP-1或SDBS的浓度即为该驱油剂吸附达到平衡时的平衡浓度,记为Ce。
静态吸附量按下式计算:
式中,Γ,静态吸附量,mg/g;
V,驱油剂的体积,mL;
C0,驱油剂的初始浓度,mg/L;
Ce,驱油剂的平衡浓度,mg/L;
m,石英砂的质量,g;
1000,单位换算因子。
HP-1浓度检测方法:
(1)缓冲溶液配制:准确称取12.5g三水合醋酸钠晶体放入500mL烧杯中,加入400mL纯水溶解,再加入0.38g水合硫酸铝,用校正过的pH计测定pH值并用醋酸调pH值至5.0;
(2)淀粉-碘化镉溶液的配制:称取11g碘化镉于1L烧杯中,加入400mL纯水,搅拌加热煮沸15min,再加入约500mL纯水,加热沸腾。称取2.5g可溶性淀粉于100mL烧杯中,用少量纯水溶解后,加入上述1L烧杯中。加热沸腾5min后,冷却后稀释至1L;
(3)实验步骤:准确移取稀释后的待测样2mL、纯水25mL和pH=5的缓冲液5mL于50mL容量瓶中,摇匀后准确加入1mL的饱和溴水溶液,摇匀后静止15min,继续加入1%的甲酸钠溶液5mL,摇匀后静止5min后加入5mL的淀粉-碘化镉溶液,用纯水稀释至刻度,静置20min后,用紫外分光光度计在590nm波长下测试其吸光度(纯水做参比),并根据质量浓度与其吸光度关系的标准曲线确定聚合物HP-1的质量浓度。
SDBS浓度检测方法:
(1)缓冲溶液:称取氯化铵5.4g,加入纯水20mL溶解后,再加入浓氨水溶液35mL并用纯水稀释至100mL;
(2)实验步骤:准确移取稀释后的待测样2mL于50mL容量瓶中,加入10mL缓冲溶液,用纯水定容至刻度线,静置20min后,在激发波长230nm、发射波长290nm下测量其荧光强度,并根据SDBS质量浓度与荧光强度关系的标准曲线确定SDBS的质量浓度。
图7和图8分别为不同浓度SDBS和不同浓度HP-1复合驱油剂在石英砂表面的吸附等温线,均符合Langmuir模型。
从图7可以看出,单独HP-1的最大吸附量是1.02mg/g,当HP-1的平衡浓度大于800mg/L时吸附基本上达到饱和;当复合驱油剂中SDBS浓度分别为20mg/L和100mg/L时,HP-1的最大吸附量分别降低至715μg/g和445μg/g,说明SDBS与HP-1在石英砂表面发生了竞争吸附,降低了HP-1的吸附量。
从图8可以看出,单独SDBS的最大吸附量是2.54mg/g。当SDBS的平衡浓度大于500mg/L时吸附也达到平衡;当复合驱油剂中HP-1浓度分别为500mg/L和1200mg/L时,SDBS的最大吸附量分别为1.5mg/g和1.1mg/g,均比单独SDBS在石英砂上的最大静态吸附量小,说明HP-1与SDBS在石英砂表面发生了竞争吸附,降低了SDBS的吸附量。
通过图8与图7对比还可以发现,在同一石英砂条件下,静态吸附量大小顺序为SDBS>HP-1。
综合图7和图8的实验结果可以发现,根据实施例1所优选的复合驱油剂(1200mg/LHP-1和100mg/L SDBS)按照本发明所述的驱油方法可以在渗流过程中利用不同组分的竞争性吸附关系调控驱替前缘的粘度,实现本发明所述的驱油效果。
实施例3复合驱油剂的两种组分在多孔介质渗流中的相互作用。
三测压点平板夹砂物模注入实验步骤:
(1)选取200~220目的石英砂填制平板夹砂模型,连接调试好仪器,并将各工作液装入高精度注入泵中待用;
(2)对填好的平板夹砂模型饱和5000mg/L NaCl盐水,饱和2小时后测定其湿重,确定模型的孔隙体积(PV)及孔隙度;
(3)注入4PV 5000mg/L NaCl盐水,并测定物模的水测渗透率K;
(4)在恒温烘箱45℃条件下,在一定注入速度下向平板夹砂模型中注入一定孔隙体积的复合驱油剂,检测三个测压点的压力值,当压力基本保持不变时停止注入。
从图9可以看出,在注入0.5PV 100mg/L SDBS/1200mg/L HP-1复合驱油剂后,随着后续注入5000mg/L NaCl盐水,三个测压点的压力值呈现出先增大后减小的过程。当注入0.5、1.0、1.2PV5000mg/L NaCl盐水时,测压点1、2、3分别出现压力峰值,分别为75、60、45kPa左右。继续注入5000mg/L NaCl盐水,三个测压点压力逐渐降低并趋于平稳,略高于前期水驱阶段对应的压力值。图9实验结果表明:复合驱油剂中两种组分在多孔介质中吸附滞留性能的差异性是驱替前缘粘度发生改变的主要原因,也导致了后续水驱过程中注入压力峰值沿着注入方向逐渐在多孔介质中传递。
实施例4聚驱后注入复合驱油剂。
三测压点平板夹砂物模注入实验步骤:
(1)选取200~220目的石英砂填制平板夹砂模型,连接调试好仪器,并将各工作液装入高精度注入泵中待用;
(2)对填好的平板夹砂模型饱和5000mg/L NaCl盐水,饱和2小时后测定其湿重,确定模型的孔隙体积(PV)及孔隙度;
(3)使用5000mg/L NaCl盐水测定物模的水测渗透率K;
(4)在恒温烘箱45℃条件下,在一定注入速度下给平板夹砂模型注入一定孔隙体积的1200mg/L HP-1驱油剂,检测三个测压点的压力值,当压力基本保持不变时停止注入;
(5)在恒温烘箱45℃条件下,换注目标浓度为1200mg/L HP-1/100mg/L SDBS复合驱油剂,检测三个测压点的压力值,当压力基本保持不变时停止注入。
从图10可以看出,随着HP-1(粘度36.2mPa·s)注入PV数的增加,四个测压点的压力值也逐渐增加。当HP-1注入约5PV数后,四个测压点的压力值趋于平稳,此时进口压力、测压点1、2、3的压力值分别为58、43、30、21kPa,表明HP-1在平板夹砂渗流模型中达到吸附滞留平衡。随着复合驱油剂(粘度31.4mPa·s)注入PV数的增加,四个测压点的压力值呈现出先增加后降低并趋于平稳的一个过程。当复合驱油剂注入量达到4PV后,四个测压点的压力值达到最大值,进口压力、测压点1、2、3的压力值分别为313、240、195、150kPa,远大于单独注入1200mg/L HP-1聚合物时对应的压力值。
图10实验结果说明:随着复合驱油剂注入PV数的增加,SDBS发生了吸附滞留,当注入4PV复合驱油剂时,复合驱油剂中SDBS吸附后的浓度达到25mg/L左右,驱替前缘的粘度增加到最大值,导致注入压力达到最大值;继续注入3PV复合驱油剂,SDBS浓度会逐渐上升到初始浓度(100mg/L)附近,SDBS/HP-1复合驱油剂粘度降低,导致了注入压力的下降;继续注入复合驱油剂,直到多孔介质中驱油剂的粘度基本保持不变并接近初始粘度,注入压力也基本保持不变。
值的注意的是,复合驱油剂中SDBS浓度越高,出现压力最高值所对应的PV数将会越大,根据这一原理可以调控注入压力峰值出现的具体地层位置。
单一段塞注入复合驱油剂条件下,不同组分的吸附滞留特征差异是控制驱替前缘流度的关键因素,这种注入方式可以实现大幅度降低驱油剂的初始注入粘度和实现在地层特定位置实现流度突变,有利于改善驱油剂在低渗透油藏的注入性和深部液流转向。
实施例5复合驱油剂的驱油实验。
本发明采用物理模拟驱替实验采用单段塞注入驱油方法,评价不同驱油体系的效果,具体评价方法为:
(1)在恒温烘箱45℃条件下,将均质人造岩心(直径3.8cm,长度30cm)恒温烘干至恒重,测定岩心的气测渗透率;
(2)以5000mg/L NaCl盐水饱和岩心,计算其孔隙体积,在驱油温度下,以原油(以脱气原油与柴油配制,粘度为50mPa·s)饱和岩心,记录饱和原油的体积,
(3)以0.2ml/min的速度泵入5000mg/L NaCl盐水,至含水达98%,计算水驱提高原油的采收率,
(4)以0.2ml/min的速度注入0.6PV的不同驱油体系(实验方案见表1),
(5)以0.2ml/min的速度5000mg/L NaCl盐水驱至含水99%以上,计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数。
界面张力测试:TX500C界面张力仪,转速5000r/min,密度差0.15(g/cm3),温度45℃,实验用水为5000mg/L NaCl盐水,实验原油为以脱气原油与柴油配制的模拟地层原油,粘度为50mPa·s;
表1不同驱油剂的驱油实验结果
从表1中三种驱油剂的驱油实验结果可以看出:单独注入疏水缔合聚合物HP-1段塞(1200mg/L HP-1的初始粘度为36.2mPa·s,油/水界面张力为12.21mN/m)时,比水驱提高采收率15.6%;注入常规二元复合驱段塞(1200mg/L HP-1/3000mg/L石油磺酸盐复合驱油剂的初始粘度为26.2mPa·s,油/水界面张力为8.84×10-3mN/m)时,比水驱提高采收率26.2%,比聚合物驱提高采收率10.6%;采用本发明所述的复合驱油剂段塞(1200mg/L HP-1/100mg/LSDBS复合驱油剂的初始粘度为31.4mPa·s,油/水界面张力为4.45mN/m)时,比水驱提高采收率23.3%,比聚合物驱提高采收率7.7%;另外,从驱油实验产出液状态来看,注入常规二元复合驱段塞时产出液乳化现象最严重,单独注入疏水缔合聚合物HP-1段塞时产出液乳化最弱,注入两种本发明所优选的驱油剂时产出液乳化程度介于上述二者之间。
Claims (7)
1.含疏水缔合聚合物和表面活性剂的复合驱油剂,其特征在于,所述复合驱油剂的配方为疏水改性聚丙烯酰胺(HMPAM)、优选的表面活性剂或其组合物和水;
复合驱油剂中,HMPAM的含量应高于临界缔合浓度(CAC),优选的HMPAM含量为0.05%-0.5%,表面活性剂或其组合物的含量为0.001%-0.5%,其余为配制水。
2.根据权利要求1所述的HMPAM,其特征在于,所述HMPAM的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元、至少一种双亲不饱和疏水单体单元和至少一种烯属不饱和功能单体单元,且疏水单体单元与功能单体单元所带电荷相反;
所述双亲不饱和疏水单体为烷基二甲基烯丙基氯化铵、N-烷基取代丙烯酰胺或甲基丙烯酸烷基酯、2-丙烯酰胺基烷基磺酸及其钠盐等,其中烷基链碳原子数为8-22;所述烯属不饱和功能单体任选丙烯酸、丙烯酸钠盐、丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸钠盐、甲基丙烯酸铵盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐、乙烯基磺酸、乙烯基磺酸钠盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸钠盐中的一种或多种,优选为丙烯酸、丙烯酸钠盐、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠盐或甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵;
所述HMPAM中,丙烯酰胺单体单元、疏水单体单元和烯属不饱和功能单体单元按重量份计依次为60-80、1-5和39-15。
3.根据权利要求2所述的HMPAM,其特征在于,所述HMPAM具有阳离子疏水单体与阴离子功能单体或具有阴离子疏水单体与阳离子功能单体;
所述疏水缔合聚合物与表面活性剂之间的聚表相互作用增强(见图2),提高了复合驱油剂的增粘能力;进一步优选聚合物为含有阳离子疏水单体及阴离子功能单体的疏水缔合聚合物,所述疏水缔合聚合物工业化生产成本最低,油藏适应性最好。
4.根据权利要求1所述的表面活性剂或其组合物,其特征在于,所述的表面活性剂或其组合物由离子型表面活性剂和/或非离子型表面活性剂组成;所述离子型表面活性剂为但不限于烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐、石油磺酸盐、烷基三甲基氯化铵、烷基羟丙基磺基甜菜碱等中的一种或多种,所述非离子型表面活性剂为但不限于壬基酚聚氧乙烯醚和/或辛基酚聚氧乙烯醚、烷醇酰胺、烷基糖苷等;
所述表面活性剂或其组合物的筛选和优化方法,其特征在于,在确定的油藏温度、配制用水的矿化度、固定所述疏水缔合聚合物的浓度条件下(高于CAC),所述复合驱油剂粘度随着所述的表面活性剂浓度增加呈现先增加后降低并最终维持在较低粘度的趋势;根据复合驱油剂粘度与表面活性剂加入量关系的实验结果,可以确定优选的表面活性剂配方及其在复合驱油剂中的加量。
5.根据权利要求1所述的配制水为去离子水或含矿物质的水,其特征在于,其中含矿物质的水可以是自来水、河水、油田地层水,总矿化度为0~50000毫克/升。
6.所述复合驱油剂的单段塞注入驱油方法为直接注入法,其特征在于,将所述复合驱油剂在油藏温度20~100℃、总矿化度>500毫克/升油田地层水条件下直接注入到含油地层,将所述含油地层中的原油驱替出来。
7.根据权利要求6所述的直接注入复合驱油剂的驱油方法,其特征在于,所述复合驱油剂中聚合物与表面活性剂的浓度比在驱油过程中逐渐发生改变,在地层的特定区域内将会逐渐增加复合驱油剂的粘度和缩小渗流通道的截面积,改善驱油剂与原油的流度比;进一步地,所述复合驱油剂的初始注入粘度、在驱油过程中流度变化的幅度和产生流度突变的具体地层位置可以根据油藏条件进行优化设计;所述的复合驱油剂注入量为0.1PV-1.0PV(Pore Volume,孔隙体积)。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811174891.7A CN109135711B (zh) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811174891.7A CN109135711B (zh) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN109135711A true CN109135711A (zh) | 2019-01-04 |
CN109135711B CN109135711B (zh) | 2021-09-14 |
Family
ID=64810713
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201811174891.7A Active CN109135711B (zh) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN109135711B (zh) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111648752A (zh) * | 2020-04-29 | 2020-09-11 | 思达威(北京)能源科技有限公司 | 驱油监测方法、用途与油田开采方法 |
CN115403698A (zh) * | 2021-05-27 | 2022-11-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐盐范围广的速溶低吸附疏水缔合聚合物组合物及其制备方法 |
CN115711112A (zh) * | 2022-10-31 | 2023-02-24 | 西南石油大学 | 一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法 |
Citations (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4702319A (en) * | 1986-12-29 | 1987-10-27 | Exxon Research And Engineering Company | Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality |
US4814096A (en) * | 1981-02-06 | 1989-03-21 | The Dow Chemical Company | Enhanced oil recovery process using a hydrophobic associative composition containing a hydrophilic/hydrophobic polymer |
CN102220120A (zh) * | 2010-04-15 | 2011-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 二元复合驱组合物及其制备方法 |
CN102373051A (zh) * | 2010-08-26 | 2012-03-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种二元复合驱油剂及其制备方法 |
CN102504794A (zh) * | 2011-11-10 | 2012-06-20 | 西南石油大学 | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 |
CN102876313A (zh) * | 2012-10-26 | 2013-01-16 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 疏水缔合聚合物—复合表面活性剂二元复合驱体系及方法 |
CN103965852A (zh) * | 2013-02-05 | 2014-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法 |
CN104312566A (zh) * | 2014-09-12 | 2015-01-28 | 大连东方创新科技有限公司 | 一种功能性聚合物表面活性剂强化甜菜碱复合驱体系及其应用 |
CN105505364A (zh) * | 2014-10-13 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 高温高盐中低渗油藏提高采收率的驱油组合物及其制备方法和应用 |
CN105949386A (zh) * | 2016-04-29 | 2016-09-21 | 西南石油大学 | 一种抗温抗盐的两性疏水缔合聚合物及其制备方法 |
CN106866881A (zh) * | 2015-12-14 | 2017-06-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 疏水缔合丙烯酰胺类聚合物乳液及其制备方法 |
CN106867496A (zh) * | 2015-12-14 | 2017-06-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 含疏水缔合聚合物乳液的在线注入型驱油剂及其制备方法 |
CN106947453A (zh) * | 2017-03-28 | 2017-07-14 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 一种聚合物驱油组合物及其制备方法 |
CN107605444A (zh) * | 2016-07-12 | 2018-01-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油油藏聚合物驱油方法 |
CN108314998A (zh) * | 2017-01-17 | 2018-07-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 疏水缔合聚合物-表面活性剂二元组合物及其复合驱体系 |
-
2018
- 2018-10-09 CN CN201811174891.7A patent/CN109135711B/zh active Active
Patent Citations (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4814096A (en) * | 1981-02-06 | 1989-03-21 | The Dow Chemical Company | Enhanced oil recovery process using a hydrophobic associative composition containing a hydrophilic/hydrophobic polymer |
US4702319A (en) * | 1986-12-29 | 1987-10-27 | Exxon Research And Engineering Company | Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality |
CN102220120A (zh) * | 2010-04-15 | 2011-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 二元复合驱组合物及其制备方法 |
CN102373051A (zh) * | 2010-08-26 | 2012-03-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种二元复合驱油剂及其制备方法 |
CN102504794A (zh) * | 2011-11-10 | 2012-06-20 | 西南石油大学 | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 |
CN102876313A (zh) * | 2012-10-26 | 2013-01-16 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 疏水缔合聚合物—复合表面活性剂二元复合驱体系及方法 |
CN103965852A (zh) * | 2013-02-05 | 2014-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法 |
CN104312566A (zh) * | 2014-09-12 | 2015-01-28 | 大连东方创新科技有限公司 | 一种功能性聚合物表面活性剂强化甜菜碱复合驱体系及其应用 |
CN105505364A (zh) * | 2014-10-13 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 高温高盐中低渗油藏提高采收率的驱油组合物及其制备方法和应用 |
CN106866881A (zh) * | 2015-12-14 | 2017-06-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 疏水缔合丙烯酰胺类聚合物乳液及其制备方法 |
CN106867496A (zh) * | 2015-12-14 | 2017-06-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 含疏水缔合聚合物乳液的在线注入型驱油剂及其制备方法 |
CN105949386A (zh) * | 2016-04-29 | 2016-09-21 | 西南石油大学 | 一种抗温抗盐的两性疏水缔合聚合物及其制备方法 |
CN107605444A (zh) * | 2016-07-12 | 2018-01-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种稠油油藏聚合物驱油方法 |
CN108314998A (zh) * | 2017-01-17 | 2018-07-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 疏水缔合聚合物-表面活性剂二元组合物及其复合驱体系 |
CN106947453A (zh) * | 2017-03-28 | 2017-07-14 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 一种聚合物驱油组合物及其制备方法 |
Non-Patent Citations (11)
Title |
---|
W.ZHOU: "effect of sodium dodecyl benzene sulfonate on water-soluble hydrophobically associating ploymer solutions", 《J CAN PET TECHNOL》 * |
冯茹森: "NaCl对疏水缔合聚合物/十二烷基苯磺酸钠复合体系流变性能的影响", 《高分子通报》 * |
冯茹森: "疏水缔合聚合物与非离子表面活性剂的相互作用", 《油田化学》 * |
周竞达: "疏水缔合聚合物与阴、非离子表面活性剂及阴/非离子表面活性剂的相互作用", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技I辑》 * |
孙焕泉: "《二元复合驱油技术》", 31 August 2007, 中国科学技术出版社 * |
杨军: "疏水缔合聚丙烯酸与TX-10的相互作用及流变性", 《西南石油大学学报(自然科学版)》 * |
杨明明: "抗盐驱油聚合物PPSA的结构、性能与表面活性剂的相互作用", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技I辑》 * |
王中华: "AM/AMPS/DMDAAC/AMC_(16)S共聚物的合成与性能", 《贵州化工》 * |
王凤等: "NaAMC_(16)S/AM/AA三元共聚物的合成及其溶液性能研究", 《油田化学》 * |
苏鑫: "疏水缔合组合物/表面活性剂二元体系渗流特性研究", 《油田化学》 * |
赵丹: "表面活性剂/疏水缔合聚合物二元体系流变性研究", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技I辑》 * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111648752A (zh) * | 2020-04-29 | 2020-09-11 | 思达威(北京)能源科技有限公司 | 驱油监测方法、用途与油田开采方法 |
CN115403698A (zh) * | 2021-05-27 | 2022-11-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐盐范围广的速溶低吸附疏水缔合聚合物组合物及其制备方法 |
CN115403698B (zh) * | 2021-05-27 | 2023-07-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 耐盐范围广的速溶低吸附疏水缔合聚合物组合物及其制备方法 |
CN115711112A (zh) * | 2022-10-31 | 2023-02-24 | 西南石油大学 | 一种聚合物驱用降压增注体系及增注方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN109135711B (zh) | 2021-09-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
El-Hoshoudy et al. | Hydrophobically associated polymers for wettability alteration and enhanced oil recovery–Article review | |
Alzobaidi et al. | Carbon dioxide-in-brine foams at high temperatures and extreme salinities stabilized with silica nanoparticles | |
CN104087275B (zh) | 一种抗高温高盐微细凝胶颗粒调剖剂及其制备方法和应用 | |
RU2495073C2 (ru) | Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости | |
CN109321224A (zh) | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法 | |
CN107383273B (zh) | 一种稠油活化剂及其制备方法 | |
BRPI0504019B1 (pt) | processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade | |
CN103555305B (zh) | 一种超支化缓膨性调剖颗粒及其制备方法 | |
CN108484828A (zh) | 一种水包水型含纳米二氧化硅核壳微球的阳离子乳液及其制备方法 | |
CN109181672A (zh) | 单体电荷相同缔合聚合物复合驱油剂及交替注入驱油方法 | |
Abdelaal et al. | Mixed CO2/N2 foam for EOR as a novel solution for supercritical CO2 foam challenges in sandstone reservoirs | |
EP2738189B1 (en) | Amphiphilic macromolecule and use thereof | |
CN109135711A (zh) | 单体电荷相反缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 | |
CN107686723A (zh) | 一种co2响应就地凝胶封窜溶胶及其制备方法与应用 | |
CN109097008A (zh) | 无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
CN109135710A (zh) | 单体电荷相同缔合聚合物复合驱油剂及单段塞驱油方法 | |
Zhao et al. | Experimental study and application of anti-salt polymer aqueous solutions prepared by produced water for low-permeability reservoirs | |
Zhang et al. | Direct pore-level visualization and verification of in situ oil-in-water pickering emulsification during polymeric nanogel flooding for EOR in a transparent three-dimensional micromodel | |
Lakatos et al. | Improvement of silicate well treatment method by nanoparticle fillers | |
CN103483497B (zh) | 一种物理吸附型选择性堵水剂及其合成方法 | |
CN106467598B (zh) | 一种两性交联聚合物线团及其制备方法 | |
Shi et al. | Preparation and application of targeted response nanocapsules for oil displacement | |
CN110168012A (zh) | 多相聚合物悬浮液及其用途 | |
El-hoshoudy et al. | Hydrophobic polymers flooding | |
CN106867497A (zh) | 一种用于低渗透油藏的驱油体系及驱油方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |