李勃

一种新型抗盐聚合物的合成与性能评价

李勃

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

[摘要]为解决中低分子量部分水解聚丙烯酰胺抗盐性差、污水配制溶液黏度不足的问题，针对有效渗透率200~500mD的中等渗透率油层，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸及自制疏水单体为主要原料，设计并合成了一种新型抗盐聚合物，并对其性能进行了评价。结果表明，新型抗盐聚合物的增黏性好于相对分子量为1500万的部分水解聚丙烯酰胺，采用现场污水配制溶液，在浓度为1000mg/L时，黏度可达58.2mPa·s。同时，该聚合物在地层剪切速率范围内(0~10s-1)可表现出剪切增黏性。此外，天然岩心物理模拟试验表明，该聚合物具有较高的工作黏度，同时具有较好的提高采收率能力。

[关键词]抗盐聚合物；提高采收率；性能评价

在对中低渗透率油层的聚合物驱研究中发现，部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)已不能满足需要，高分子量HPAM存在注入困难的问题，中低分子量HPAM虽然易于注入，但由于相对分子质量较低，耐温抗盐性较差，采用污水配制溶液增黏性有限，导致流度控制能力不强，聚合物驱效果变差。所以，研制出相对分子量较低，同时具有较好提高采收率能力的新型抗盐聚合物，已成为亟待解决的问题[1~3]。下面，笔者以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)及自制疏水单体为主要原料，采用水溶液胶束聚合法合成了一种新型抗盐聚合物，并对其性能进行了评价。

1试验原料与仪器

1)试验原料。丙烯酰胺(工业品，江西昌九生化)、AMPS(工业品，山东寿光联盟化工)、1500万HPAM(工业品，大庆炼化公司)、大庆油田现场注入污水(总矿化度4680.1mg/L，(Ca2++Mg2+)浓度36.7mg/L)，疏水单体为实验室自制，其余原料均为市售分析纯。

2)试验仪器。Brookfield-Ⅱ型黏度计(美国Brookfield公司)、ARES高级扩展流变仪(美国TA公司)、QY-C11自动岩心驱油装置(江苏华安科研仪器有限公司)。

2聚合物合成

在1L反应釜中，加入一定量的去离子水、丙烯酰胺、AMPS、疏水单体及表面活性剂，其中丙烯酰胺、AMPS与疏水单体的摩尔比为79.5∶20∶0.5,搅拌使其溶解，加入6mol/L NaOH调节pH值为8。通氮气30min后，控制反应液温度为20℃，加入适量的引发剂K2S2O8与NaHSO3引发聚合,此时反应体系温度逐渐升高，最终升至约70℃。待体系温度降至室温后结束反应，将胶体产物切碎后烘干、粉碎，将粉末采用孔径为1mm及0.2mm标准筛筛分，取中间粒度成分，即得新型聚合物样品。

3试验方法

1)黏度检测。采用Brookfield黏度计进行，试验温度为45℃，使用零号转子，转速为6r/min。

2)流变性检测。采用AERS高级扩展流变仪进行，试验温度为45℃，测量系统为∅50mm锥板，剪切速率范围为0.1~700s-1。

3)流动试验。采用自动岩心驱油装置进行，试验温度为45℃，将岩心在真空条件下饱和水，以2ml/min水驱测定渗透率，然后以0.2 ml/min聚合物驱至压力平稳，计算阻力系数，转后续水驱至压力平稳，计算残余阻力系数。

4)驱油试验。采用自动岩心驱油装置进行，试验温度为45℃，将岩心在真空条件下饱和水，以2ml/min水驱测定渗透率，饱和模拟原油，老化12h以上。然后，以0.2ml/min进行水驱，至采出液含水98%后停止水驱，计算水驱采收率，转聚合物驱，注入定量聚合物溶液段塞，随后进行后续水驱，至采出液含水98%后结束试验，计算聚驱采收率提高值与总采收率。

4性能分析

4.1聚合物浓度对水溶液黏度的影响

图1　聚合物浓度对水溶液黏度的影响

配制含不同浓度聚合物的NaCl水溶液4500mg/L，并检测其黏度，作为对比，在同样条件下检测了1500万HPAM的黏度，试验结果如图1所示。由图1可知，2种聚合物的水溶液黏度均随浓度的增加而逐渐升高，随在较大浓度范围内，新型聚合物的增黏性均好于1500万HPAM。这主要是由于在水溶液中，不同聚合物分子链上的疏水基团之间发生了疏水缔合作用，增大了流体力学体积的缘故[4~6]。在聚合物浓度大于800mg/L时，随着聚合物浓度的增加，新型聚合物黏度上升幅度变大，原因是由于此时分子间缔合作用增强，这可保证注入液具有较高的黏度，而1500万HPAM无法形成分子链间缔合作用，黏度仍线性上升。在聚合物浓度较低时，新型聚合物黏度仍高于1500万HPAM，这是由于在分子链上引入磺酸基提高了抗盐性的缘故，这有利于注入液经地层水稀释后仍具有一定黏度，有利于提高驱油效果。

4.2矿化度对水溶液黏度的影响

配制含不同浓度NaCl的聚合物水溶液1000mg/L，并检测其黏度。作为对比，在同样条件下检测了1500万HPAM，同时考察了不同NaCl浓度下黏度相对于NaCl浓度950mg/L(模拟注入清水)下黏度的保留率，试验结果如图2所示。由图2可知，2种聚合物的水溶液黏度及黏度保留率均随NaCl浓度的增加而逐渐降低，在较大NaCl浓度范围内，新型聚合物的增黏性均好于1500万HPAM。这是由于盐的加入对聚合物水溶液黏度有2个方面影响，一方面可通过屏蔽分子链上离子基团间的电荷排斥作用而导致分子链卷曲，黏度降低；另一方面可增强分子链间疏水缔合作用，黏度升高。对于新型聚合物，由于可形成分子链间疏水缔合作用，同时其离子基团为弱碱性的磺酸基阴离子，受屏蔽作用较小，故随着NaCl浓度的增加，黏度下降幅度较小，在较高矿化度下仍具有较高的黏度保留率[7]。而对于1500万HPAM，由于无法形成分子链间疏水缔合作用，同时其离子基团为强碱性的羧酸基阴离子，受屏蔽作用较大，故随着NaCl浓度的增加，黏度大幅下降，黏度保留率较低。新型聚合物较高的黏度保留率，使其能够采用污水配制注入液，这样有利于降低生产成本。

4.3水溶液流变性

配制含不同浓度NaCl的聚合物水溶液1000mg/L并检测其流变性，试验结果如图3所示。由图3可知，在低剪切速率下(<10s-1)，随着剪切速率的增加，不同NaCl浓度的新型聚合物水溶液黏度均逐渐增加，具有剪切增黏性，这有利于注入液在地层中具有较高的工作黏度。继续增加剪切速率，其水溶液黏度则逐渐降低。这是由于在盐水溶液中，低剪切速率下新型聚合物存在部分分子内缔合，随着剪切速率的增加而逐渐破坏，转变为分子间缔合，水溶液黏度增加，继续增加剪切速率，分子间缔合逐渐破坏，同时分子链沿剪切力场方向取向，水溶液黏度逐渐降低[8,9]。随着NaCl浓度的增加，增黏峰值出现在更高的剪切速率处且更加明显，这是由于随着盐浓度增加，分子内缔合逐渐增强，在降低了低剪切速率下黏度的同时，还需要更强的剪切作用才能够将其破坏[10]。

图2　矿化度对聚合物水溶液黏度的影响　　　　　　　　　　　　图3　新型聚合物水溶液流变性

4.4流动性能

表1　聚合物流动试验结果表

采用∅2.5cm×10cm天然柱状岩心考察新型聚合物与1500万HPAM的流动性能，采用污水配制注入液，浓度为1000mg/L，试验结果如表1所示。由表1可知，新型聚合物具有较高的阻力系数，这样可以获得较高的工作黏度，同时相比于阻力系数，具有较低的残余阻力系数，这样有利于注入施工。

4.5驱油能力

采用∅2.5cm×10cm天然柱状岩心考察新型聚合物与1500万HPAM的驱油能力，采用污水配制注入液，浓度为1000mg/L，注入量为0.57PV，试验结果如表2所示。由表2可知，新型聚合物驱平均可提高采收率12.85%，而1500万HPAM聚合物驱平均可提高采收率9.09%，说明新型聚合物具有较好的提高采收率能力。

表2　聚合物驱油试验结果表

5结论

1)新型聚合物具有较好的增黏性,1000mg/L的现场污水溶液黏度可达58.2mPa·s，适用于现场污水配制注入液。

2)新型聚合物比1500万HPAM的工作黏度要高,具有较好的流动性能。

3)与1500万HPAM相比，采用新型聚合物聚驱采收率平均可多提高近4%，说明其具有较好的提高采收率能力。

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[编辑]李启栋

[引著格式]杜全伟,刘庆旺.表面活性剂APG-12的合成与表征研究[J].长江大学学报(自科版)，2015,12(16)：18~20，38.

14 Application of Clay-free Polymer Drilling Fluid in Block Panyu 35-2

Yao Lei(ShenzhenBaseofDepartmentofOilfieldChemistry,ChinaOilfieldServicesLimited,Shenzhen518067)

Cheng Xiaoning(ChangqingDownholeOperationCompany,ChuanqingDrillingEngineeringCo.,Xi’an710000)

Abstract：Clay-free drilling fluid system has been widely applied in land drilling, the technology is relatively mature.The clay-free drilling system has the characteristics of low density and low solid content, high range of rheological adjustment and beneficial for improving rate of penetration, it is frequently used as a spud-in fluid. In view of the formation characteristics of Well 1 of Block Panyu 35-2,starting from technical difficulties，on the basis of laboratory research and combined with field drilling fluid treatment measures，a clay-free polymer drilling fluid is used in drilling.It Successfully solves the problems including shale hydrating and making pulp，sand carrying difficultly, easy collapse of mudstone in the middle of Zhujiang Formation in 311.15m of Well No.1 of Block Panyu 35-2.It ensures the smooth running of drill pipes and casings.

Key words：clay free；polymer drilling fluid；ratio of yield point to plastic viscosity；South China Sea；application

[引著格式]李勃.一种新型抗盐聚合物的合成与性能评价[J].长江大学学报(自科版)，2015,12(16)：8~10，17.

[通信作者]刘庆旺(1964-)，男，博士，教授，博士生导师，现主要从事油气井工程方面的教学与研究工作；E-mail:liuqingwang@163.com。

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)16-0008-03

[中图分类号]TE39

[作者简介]李勃(1981-)，男，工程师，现主要从事三次采油方面的研究工作； libo123@petrochina.com.cn。 陆小兵(1984-)，男，工程师，现主要从事油气田开发与开采技术方面的研究工作；E-mail: lxb31cq@petrochina.com.cn。

[基金项目]中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(2011E-1207)。 国家自然科学基金项目(51734071)。 国家科技重大专项(2010F-0402)。

[收稿日期]2015-02-26 2015-02-28 2015-02-16