新型聚合物LH-3500在孤岛油田污水中的耐温抗盐性能评价

孤岛油田聚合物驱水淹层测井解释方法
任峤
【期刊名称】《油气地质与采收率》
【年(卷),期】2009(016)002
【摘要】聚合物驱的油层水淹后,电性特征发生了很大的变化,在测井响应上造成假象,影响了测井解释结果,聚合物驱油后测井响应特征分析及机理研究尚处在发展阶段.以孤岛油田中一区馆陶组3砂层组为例,研究了清水配制母液污水注入的聚合物驱油层的测井曲线电性特征,试验结果表明,阿尔奇公式仍然适用于聚合物驱后水淹层解释,在此基础上重新定量准确地建立了新的测井解释模型.应用新模型,聚合物注入后水淹层的解释符合率达到60%.
【总页数】4页(P64-66,73)
【作者】任峤
【作者单位】中国海洋大学(山东)青岛,266000;中国石化股份胜利油田分公司,地质科学研究院,山东,东营,257015
【正文语种】中文
【中图分类】P631.84
【相关文献】
1.孤岛油田中一区水淹层测井资料评价方法 [J], 申辉林;陈清华
2.基于岩石物理相的水淹层测井解释方法 [J], 李闯;杨清山;卢艳;马宏宇;李金奉
3.GS油田中浅层水淹层测井解释方法 [J], 宋祖勇;王谦;王爱明;柴新;郭华粘;崔海
栋
4.国外某油田水淹层测井解释方法 [J], 苗清;令狐松;林雅平;刘江;幸奠琼
5.淡水水淹层在低含气率范围内适用的产液剖面测井解释方法 [J], 万舒
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耐温抗盐型黄原胶体系在油田开发中的应用研究进展孙琳;魏鹏;傅强;张俊蓝;曾丹【摘要】Summarizes the research progress of the heat and salt resistance mechanism and rheological properties of xanthan solution. But low biological stability,easy to heat oxygen degradation and high cost limit its application. To promote the application of the heat resistance and salt-tolerant type of xanthan sys-tem in oilfield development,xanthan was reviewed with adding additives,crosslinking reaction and hydro-phobic modification.%论述了黄原胶水溶液的耐温抗盐机理以及流变特性，并针对黄原胶的生物稳定性差、热氧降解快、成本高等缺点，详细综述了黄原胶的添加剂、交联体系和疏水改性研究现状，以期促进耐温抗盐型黄原胶体系在油田开发中推广使用。

【期刊名称】《应用化工》【年(卷),期】2014(000)012【总页数】7页(P2279-2284,2291)【关键词】黄原胶;耐温抗盐性;添加剂;交联反应;疏水改性【作者】孙琳;魏鹏;傅强;张俊蓝;曾丹【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500;四川宏华国际科贸有限公司，四川成都 610000;中石化西南石油工程有限公司油田服务分公司，四川绵阳621000;金堂栖贤学校，四川成都 610400【正文语种】中文【中图分类】TE357.46随着世界经济的不断发展，石油作为高效能源，因其资源的有限性和战略的重要性，逐渐成为一种不可或缺的战略物资，日益关乎一个国家的能源安全和经济发展。

耐温耐盐疏水缔合聚合物的合成及性能评价崔文宇;赖小娟;杨晓亮;赵静;王磊;文新;薛瑜瑜【期刊名称】《精细化工》【年(卷),期】2024(41)2【摘要】以丙烯酰胺(AM)、疏水单体烯丙基十二胺、两性可聚合型离子表面活性剂(H-66)为原料,通过自由基水溶液聚合制备了一种聚丙烯酰胺类聚合物(RDTA)。

通过1HNMR、13CNMR、FTIR和MS表征了聚合物结构,通过表观黏度、SEM 和流变性能测试了RDTA在不同溶液中的缔合效应,考察了该缔合行为与温度的关系。

结果表明,RDTA的临界缔合质量分数为0.25%~0.30%。

盐离子对RDTA高分子链的刺激作用能够增强该分子链的结构黏度。

弹性模量随RDTA质量分数的增加而增大,溶液体系表现为弹性体,体系的空间结构更加密集。

在70、90、120℃和170 s^(-1)剪切下,质量分数0.5%的RDTA盐溶液(以质量分数6%的NaCl水溶液为溶剂)中剪切时间<300 s时,溶液表观黏度呈现缓慢上升趋势,说明RDTA在Na Cl水溶液中存在盐刺激RDTA溶液增稠的现象,继续剪切1 h后,剩余表观黏度仍保持在60 mPa·s以上。

【总页数】11页(P447-457)【作者】崔文宇;赖小娟;杨晓亮;赵静;王磊;文新;薛瑜瑜【作者单位】陕西科技大学中国轻工业轻化助剂重点实验室;陕西农产品加工技术研究院;长庆油田分公司第一采油厂;西安长庆化工集团有限公司【正文语种】中文【中图分类】O632.1【相关文献】1.耐温抗盐缔合聚合物的合成及性能评价2.耐温耐盐疏水缔合聚丙烯酰胺合成方法及其展望3.含辣素衍生物的疏水缔合聚合物的合成及其耐温耐盐抑菌性能研究4.耐温抗盐疏水缔合聚合物的制备与性能评价5.缔合型耐温耐盐聚合物的合成方法因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. [5]张本华,束青林,毛卫荣,等.孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律[J].油气地质与采收率,2003,lO(1):65—67.[6]周燕.弱边水普通稠油油藏蒸汽吞吐转氮气泡沫辅助蒸汽驱技术界限[J].油气地质与采收率,2009,16(3):68—70.[7]束青林.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜[J].油气地质与采收率,2004,11(6):34—38.[8]陈程,孙义梅.厚油层内部夹层分布模式及对开发效果的影响[J].大庆石油地质与开发,2003,22(2):24—27.[9]何鲁平,陈素珍,俞启泰.注水正韵律油层水平井开采剩余油数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1996,23(1):47—50.编辑刘北羿。

耐温抗盐聚合物PAMA的表征及溶液性能研究王伟;杨怀军;闫云贵;王淼【摘要】合成了新型单体4-烯丙基庚烷基苯酚(AHP),然后以丙烯酰胺(AM)为主要原料、引入单体AHP,同时引入适量的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS),采用水溶液自由基胶束聚合法合成了疏水缔合AM-AMPS-AHP三元共聚物(PAMA).利用1H-NMR和FT-IR分别对AHP和PAMA进行表征.考察AHP加入量、聚合物浓度、NaCl浓度和温度对共聚物溶液黏度的影响.结果表明,引入AHP单体使共聚物具有优良的增黏和抗盐能力,含AHP(摩尔分数为1.0％)、质量浓度为1 500 mg/L的PAMA溶液在53℃、20 000 mg/LNaCl盐水中的黏度达到178.6mPa,s,在90℃、7 000 mg/L NaC1盐水中的黏度达到110.8mPa·s,显示出良好的耐温、抗盐性能.【期刊名称】《石油炼制与化工》【年(卷),期】2014(045)002【总页数】4页(P31-34)【关键词】丙烯酰胺;2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸;疏水缔合;三元聚合物【作者】王伟;杨怀军;闫云贵;王淼【作者单位】大港油田采油工艺研究院,天津300280;大港油田采油工艺研究院,天津300280;大港油田采油工艺研究院,天津300280;天津工程职业技术学院【正文语种】中文目前国内三次采油用聚合物主要以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为主，HPAM 适用于中低温、低矿化度油藏［1］，当油藏温度和地层水矿化度过高时，HPAM 的增黏作用会明显降低［2］，为了提高HPAM的耐温抗盐性，国内许多研究人员在亲水性高分子中引入少量疏水基团，合成了疏水缔合型聚合物，此类聚合物是利用疏水基间的憎水作用而发生分子聚集，使大分子链相互缔合，产生耐温、耐盐等特性。

为此，本研究按照疏水缔合型聚合物抗温、抗盐机理，根据高分子设计原理和相关研究［3-4］，通过自由基胶束聚合法［5］，以丙烯酰胺（AM）为主要原料、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸（AMPS）为增溶单体、实验室自制的4-烯丙基庚烷基苯酚（AHP）为功能单体，合成疏水缔合型AMAMPS-AHP三元共聚物（PAMA），并对三元共聚物进行表征和溶液性能研究。

适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系研究1. 引言1.1 研究背景为了解决这一问题，近年来，钻井液研究领域逐渐向耐温抗盐型水基钻井液转变，以满足海上油田的特殊环境需求。

耐温抗盐型水基钻井液具有耐高温、抗高盐度、稳定性好等特点，被广泛应用于海上油田钻井作业中。

目前，针对耐温抗盐型水基钻井液的研究也在不断深入，涉及到液相组成设计、性能优化等方面。

本文将重点研究耐温抗盐型水基钻井液体系，探讨其设计和应用，以期为海上油田钻井作业提供更好的技术支持。

1.2 研究目的研究目的是为了开发一种适合海上油田环境的耐温抗盐型水基钻井液体系，以满足深水、高温、高盐度等复杂条件下的钻井需求。

通过研究水基钻井液在海上油田的应用特点和存在的问题，结合当前耐温抗盐型水基钻井液的研究进展，旨在设计一种性能优越、环保可靠的新型钻井液体系，提高钻井作业的效率和安全性，降低钻井成本，为海上油田勘探开发提供更好的保障。

通过本研究的实施，将为我国海洋石油开发领域的技术进步和创新做出贡献，推动我国海上油田钻井技术的发展和应用，提升我国在海洋油气领域的竞争力和影响力。

1.3 研究意义本研究的意义在于解决海上油田钻井作业中水基钻井液在高温高盐环境下的稳定性和性能问题，为海上油田的钻井工程提供可靠的技术支撑。

海上油田的特殊环境要求钻井液具有耐温抗盐的特性，以确保钻井操作的顺利进行和井下设备的保护。

当前市场上缺乏满足海上油田需求的水基耐温抗盐型钻井液，本研究的成果将填补这一空白。

通过深入研究水基钻井液的特性和海上油田的需求，本研究将为该领域的技术创新和应用提供重要的参考和指导。

耐温抗盐型水基钻井液的研究对于提高钻井作业的效率和降低成本也具有重要意义。

本研究的意义不仅在于满足海上油田的实际需求，还在于推动水基钻井液技术的发展和完善。

2. 正文2.1 海上油田的特点海上油田是指位于海洋中的油田，由于其地理位置的特殊性以及开采条件的限制，海上油田具有一些特点。

LH2500万抗盐聚合物配制工艺参数研究师斌大庆油田有限责任公司第五采油厂摘要：自杏南油田开展LH2500万新型抗盐聚合物工业性推广应用以来，针对现场生产过程中存在的聚合物配制浓度波动大、注入体系质量差等问题，通过大量的室内模拟实验和现场跟踪分析，确定了在现有配制工艺条件下，LH2500万新型抗盐聚合物的合理熟化时间为3h；并根据新型抗盐聚合物污水体系黏度高和黏度保留率高的特点，确定其适合于污配污稀体系。

同时验证了曝氧污水对保持新型抗盐聚合物溶液的黏度稳定性有一定积极作用，为探索采用抗盐聚合物提高采收率提供了技术支撑。

关键词：抗盐聚合物；熟化时间；浓度；黏度；采收率Study of Parameters for LH25M Salt-Resistant Polymer Preparation Process SHI BinNo.5Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：Xingnan Oilfield has carried out the industrial popularization and application of LH25M new salt-resistant polymer.There are many problems in the field production，such as large fluctuation of polymer preparation concentration and poor quality of injection system.Through a large number of laboratory simulation experiments and on-site tracking analysis，it is determined that the reasonable ag-ing time of LH25M new salt-resistant polymer is 3hours under existing preparation process conditions.According to the characteristics of high viscosity and high viscosity retention rate of the new salt-resis-tant polymer sewage system，it is determined that the LH25M new salt-resistant polymer is suitable for the sewage diluted system.At the same time，it is verified that the aeration sewage has a positive effect on maintaining the viscosity stability of LH25M new salt-resistant polymer solution.The conclusions obtained provide technical support for the exploration of enhancing oil recovery by salt-resistant polymer.Keywords：salt-resistant polymer；aging time；concentration；viscosity；oil recoveryDOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2020.05.002杏南油田聚合物驱开发过程中，由于污水矿化度较高，普通聚合物在污水体系下存在注入浓度高、黏损大和聚合物用量高的问题[1-3]。

耐温抗盐超低界面张力泡沫体系的研究
王军志
【期刊名称】《精细石油化工进展》
【年(卷),期】2008(009)006
【摘要】通过对多种泡沫剂的起泡能力和稳定性等进行分析,试验筛选出界面张力达到10-3 mN/m以下的超低界面张力泡沫体系,其由DP4磺酸盐阴子表面活性剂和6#甜菜碱两性表面活性剂组成.性能评价表明,该体系具有较好的泡沫性能,较强的抗盐能力、抗二价阳离子能力和抗老化能力,加入MO 4000聚合物后能增强泡沫体系的稳定性.单管驱油试验表明,超低界面张力泡沫复合驱比聚合物驱具有更强的封堵调剖能力,大大扩大波及体积.双管驱油试驱表明,聚合物驱后再注入此泡沫体系,综合采收率提高了16.65%.
【总页数】5页(P11-15)
【作者】王军志
【作者单位】胜利油田地质科学研究院采收率试验室,东营,257015
【正文语种】中文
【中图分类】TQ32
【相关文献】
1.超低界面张力强化泡沫体系稠油驱研究 [J], 康万利;郭黎明;孟令伟;刘述忍;杨润梅
2.磺酸盐双子表面活性剂类超低界面张力泡沫体系研究 [J], 吴浩;孙怡韫;王健;唐
善法;郑雅慧
3.胜利油田地质院研究耐温抗盐超低界面张力泡沫体系驱油 [J], 孙可华
4.耐盐高稳泡超低界面张力泡沫体系研究 [J], 吴浩;孙怡韫;郑雅慧;张蒙;张诗航
5.超低界面张力泡沫体系性能研究 [J], 张立东;黄鹏;吴迪;李乾;祝洪爽;何刚
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一种具有“盐响应”特性的两性离子聚合物增黏降滤失剂常晓峰【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2024(44)5【摘要】随着深层、超深层及非常规油气开采的不断深入,钻井过程中盐污染已成为水基钻井液在极端盐度和高温条件下面临的严峻挑战,盐污染会导致钻井液流变性和滤失性能的急速恶化。

为避免上述问题发生,通过自由基聚合反应研发了一种具有“盐响应”特性的两性离子聚合物增黏降滤失剂(PAMN),并利用红外光谱分析(FT-IR)、核磁共振氢谱分析(1H-NMR)、热重分析(TGA)、分子模拟技术(MS)、扫描电镜(SEM)及钻井液流变和滤失分析等实验方法,表征了PAMN的分子结构、热稳定性及增黏降滤失性能,并揭示了PAMN的“盐响应”机理。

研究结果表明:①合成的PAMN热降解温度高达285℃,PAMN分子链在饱和盐水中的均方位移、扩散系数及回转半径远大于其在纯水中,其回转半径分别为12.5Å和3.8Å;②当氯化钠含量为0时,PAMN分子链内或分子链间正负离子基团通过静电吸引力形成空间网络形态而卷曲成类球状结构,随着氯化钠含量增加,其分子链逐渐转变为溶解性更好的柔性链状结构,对氯化钠表现出正响应性;③PAMN可将饱和盐水钻井液表观黏度增加542.9%,滤失量从194 mL降低至4.8 mL,具有良好的增黏和降滤失性能。

结论认为,PAMN的研发成功从根本上实现了传统钻井液处理剂从“抗盐”到“盐响应”的转变,该产品在含盐膏的深层、超深层油气开发工程中具有广阔的应用前景。

【总页数】9页(P118-126)【作者】常晓峰【作者单位】中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司【正文语种】中文【中图分类】TE252【相关文献】1.抗温抗盐两性离子聚合物降滤失剂的合成与评价2.两性离子聚合物钻井液降滤失剂PADAM的合成研究3.耐高温增黏型聚合物降滤失剂SLH-1的研究4.两性离子聚合物降滤失剂的合成及评价5.两性离子聚合物降滤失剂PADMS的制备与室内性能评价因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。