下载文档原格式
聚合物粘度变化分析与调整对策作者：孙静来源：《中国科技博览》2015年第24期[摘要]聚合物驱油是油田高含水开发后期原油稳产的主要技术措施。
注聚合物的目的是为了增加注入水的粘度，由于在矿场注入的过程中聚合物粘度受众多因素的影响，粘度保留率低，影响了驱油效果，因此，在聚合物溶液配注过程中就要注重对粘度影响因素的研究。
聚合物驱油生产实践表明聚合物溶液配制成分的质量和配注系统中的机械、化学和生物降解因素对溶液的粘度均有影响。
通过对聚合物溶液粘度的主要影响因素进行分析和研究，有利于采取各种技术措施提高聚合物粘度，确保聚合物的驱油效果。
[关键词]聚合物溶液化验粘度离子含量调整对策中图分类号：O632.12 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）24-0013-01注入聚合物溶液的主要作用是改变油水流度比，增加扫油面积，扩大波及体积，从而提高采收率，聚合物溶液粘度是聚合物驱油的重要指标之一。
研究聚合物粘度影响因素，采取相应的技术手段提高粘度，对于提高聚合物驱油效果具有重要意义。
正注聚项目在注入的过程中发现，注入的聚合物溶液粘度过低，第一段塞浓度粘度低于30 mPa.s，第二段塞在20 mPa.s左右，不能达到方案的要求，严重影响聚合物开发效果。
目前发表研究成果主要是从室内试验进行分子量、浓度、温度、矿化度、搅拌速度和氧等方面分析对粘度的影响，但矿场实际粘度变化是多种因素共同影响的结果，其与现场投加的药剂、污水、设备流程等方面息息相关，通过对矿场配注和注入过程的分析，探究影响聚合物溶液粘度的因素及规律，有针对性的提出保粘的方法，实施调整干粉类型、提高第二段塞浓度、污水曝氧处理、注聚设备流程优化等措施，大幅提高正注项目聚合物溶液粘度，确保了三次采油的效果及经济效益。
1 室内粘浓检测模拟矿场注入条件，室内分别测定三种干粉在不同浓度下的粘度。
用清水加入B聚干粉配成5000mg/L的聚合物母液，搅拌2小时，由高到低分别稀释到不同浓度，再放入60℃水浴中2小时（模拟油藏温度）。
大庆油田聚合物溶液粘度控制因素探究摘要：聚合物溶液在油田开采中具有重要应用价值，特殊是在提高采油效率方面。
本文以大庆油田为例，通过试验探究探究了聚合物溶液的粘度控制因素。
探究结果表明，温度、浓度、pH值以及添加剂等因素对聚合物溶液的粘度有显著影响。
综合思量这些因素，可为大庆油田开发提供有效的聚合物溶液粘度控制策略。
关键词：大庆油田；聚合物溶液；粘度；温度；浓度；pH 值；添加剂1. 引言随着油田开采技术的进步，提高采油效率成为油田工作者探究的重点之一。
聚合物溶液由于其较高的粘度能够增加油水界面的张力，从而在油井中形成较大的驱油压力，提高采油效率。
因此，探究聚合物溶液的粘度控制因素对于油田开采具有重要意义。
本文将以大庆油田为例，通过试验探究探究聚合物溶液粘度的影响因素，为油田开发提供有效的控制策略。
2. 试验方法2.1 材料本试验所使用的聚合物为甲基丙烯酸甲酯(MMA)和乙二醇二甲基丙烯酸酯(EGDMA)共聚合物。
试验所需的其他试剂均为无水无机盐。
2.2 试验步骤(1) 筹办一定浓度的聚合物溶液。
(2) 分别将不同浓度的溶液分为几组，在不同温度条件下进行测量。
(3) 调整不同pH值的溶液，并测量其粘度。
(4) 添加不同种类和剂量的添加剂到聚合物溶液中，并观察其对粘度的影响。
3. 试验结果与分析3.1 温度的影响试验结果表明，随着温度的提高，聚合物溶液的粘度逐渐降低。
这是因为温度提高能够增加溶液的流淌性，缩减分子间的互相作用力，从而使聚合物分子更容易流淌。
3.2 浓度的影响试验结果显示，随着溶液浓度的增加，聚合物溶液的粘度也逐渐增加。
这是因为浓度的增加会使聚合物分子之间的互相碰撞和纠缠增多，从而增加溶液的黏滞性。
3.3 pH值的影响试验结果表明，聚合物溶液的粘度受到pH值的显著影响。
当pH值增加时，聚合物溶液的粘度逐渐增加。
这是因为pH值的变化能够影响聚合物分子的电荷状态，从而改变溶液的流淌性。
3.4 添加剂的影响试验还探究了不同种类和不同剂量的添加剂对聚合物溶液粘度的影响。
聚合物驱采出水聚合物驱采出水的研究处理1.聚合物驱采出水的来源聚合物驱技术是隶属于三次采油阶段的"提高采收率" 技术中的一种强化采油工艺技术。
三次采油阶段是指在原油开采过程中，初次采油一般依靠地底压力让原油自喷而出；此后由于地下压力减小，不得不往地下注水将油驱出，称二次采油。
当前，中国多数油田处于二次采油晚期，每百吨采出液体中，含水量高达95%，综合原油采收率只有30％多一些。
在实际中多数采用的是三次采油。
随着大部分油田进入三次采油阶段，聚合物驱油得到了较广泛的应用。
聚合物驱油是一种能够提高原油采收率的工艺方法，向地层注入高粘度的聚合物溶液来大大降低流度比、扩大波及体积、提高驱油效率从而提高采收率的驱油工艺。
水解聚丙烯酰胺(HPAM)作为增稠剂用于聚合物强化驱油，可以大大提高石油的采收率，但同时也产生了大量的采油污水——聚合物驱采油污水。
这种污水不仅含有大量的油和悬浮物等污染物，而且含有大量水解聚丙烯酰胺(HPAM)。
污水粘度高，水中的油滴及固体悬浮物的乳化稳定性强，使该污水的处理难度增加了。
2.聚合物驱采出水的特性聚合物驱采油污水最大特点是其中含有聚合物。
由于聚合物的存在，使得这种污水具有一些独特的性质。
在聚合物采出水中聚合物的质量浓度小于600 mg／L，相对分子质量为200－500万。
这个特性主要体现在：①采出水中含有聚合物，会使含油污水的粘度增加。
45℃时水驱采出水的粘度一般为0.6mPa·s，而聚合物驱采出水的粘度随聚合物含量的增加而增加，一般为0.8－1.1 mPa·s；粘度的增加会增大水中胶体颗粒的稳定性，使污水处理所需的自然沉降时间增长。
②采出水的油珠变小了。
粒径测试发现聚合物采出水中油珠粒径小于10 μm的占90％以上，油珠粒径中值为3～5μm；微观测试结果表明聚合物使油水界面水膜强度增大，界面电荷增强，导致采出水中小油珠稳定地存在于水体中。
聚合物溶液粘度的主要影响因素分析第l2卷第1期断块油气田FAUI.T—B【DCKOIL&GASnELD2005年1月聚合物溶液粘度的主要影响因素分析张金国(胜利油田有限公司胜利采油厂)摘要影响聚合物溶液粘度的外来因素是多方面的,包括pH值,温度,各种金属阳离子,搅拌速度和时间等.对以上诸因素进行了全面的实验分析,并确定了现场配制时应控制的主要指标范围:pH值应控制在6-9,温度以15～3O℃为宜,并且应"-3尽量用矿化度较低的清水配制,配制时搅拌速度应控制在150r/min以下,搅拌时间不应超过50min.关键词聚合物溶液粘度酸敏性热敏性盐敏性搅拌剪切聚合物驱是一种重要的三次采油技术,该技术用聚合物水溶液为驱油剂,以增加注入水的粘度…,提高其波及效率,从而达到提高原油采收率的目的.配制的聚合物溶液的粘度越高,其波及面积越大,驱油效果也就越理想.影响聚合物溶液粘度的因素是多方面的,包括pH值,温度,各种金属离子,搅拌速度和时间等.只有搞清这些因素对粘度的影响程度,才能指导聚合物的现场配制,从而提高聚合物溶液粘度的保留率-3J,确保聚合物驱的效果.1实验仪器和药品1.1主要实验仪器DV—I+VISCOMETER粘度计(美国进口),JJ一1电动搅拌器,电热恒温水浴锅,有机合成仪,酸度计,酸,碱滴定仪.1.2主要实验药品NaOH,HC1,NazSO3,NaHSO3,NaC1,KC1,CaC12,MgC12?6H20,CrC13,a3,Fea3,无水乙醇,柠檬酸,柠檬酸铝-4等(以上均为化学纯或分析纯).自来水(矿化度为679mg/L);孤东一号联污水(矿化度为5749mg/L);聚合物(胜利油田东胜化工厂生产,分子量为1800×10一2000 ×10).2主要影响因素分析2.1酸敏性在现场应用聚合物时,有时需加入交联剂,而大多数的交联剂是在酸性环境下交联的.因此, 很有必要研究pH值对粘度的影响情况.用20% HC1和2o%NaOH调节1500mg/L聚合物溶液的pH值,然后测量其粘度,实验结果如表1所示.表1聚合物溶液的酸敏性pH值粘度/mPa?8pH值粘度/mPa?8l882lO23892o536olOl9048llll8l5llO121736l8Ol3l67720214165由表1可知,在酸性条件下,随着pH值的增加,聚合物溶液的粘度也增加;pH值在7～8时, 粘度随pH值的增大而达到最大值;大于8以后,粘度呈现逐渐下降的趋势.可以看出,pH值在6～9具有较高的粘度值.因此,现场配置时,聚合物溶液的pH值应当控制在6～9为宜.2.2热敏性不同温度下1500mg/L聚合物溶液的粘度如表2所示.从表2可以看出,随着温度的升高,粘度逐渐降低,温度每升高1O℃,粘度下降20%左右.因收稿日期2004—09—19作者简介张金国,1971年生,工程师,1993年毕业于西北大学地质系石油及天然气地质专业,现从事石油工程技术工作,地址(257506):山东省东营市垦利县胜坨镇,电话:(0546)8585922.572005年1月断块油气田第l2卷第1期此,在配制时应尽量选择较低的温度,以获得较高的粘度.但如果温度太低,会使得聚合物的水化和溶解变慢.因此,配制温度最好是常温,以15～30℃为宜.表2聚合物溶液的热敏性温度/~C粘度/mPa?B温度/~C粘度/mPa?B2022855l86252226ol8o3O2l765178352ll70175402057517345l998Ol7l501922.3.1对NaC1和KC1的敏感性25℃条件下,将40%的NaC1+KC1溶液(按1:1的质量比)加入到1500mg/L的聚合物溶液中,测定不同Na+K含量下的聚合物溶液的粘度(见表3).表3聚合物溶液的盐敏性钾钠离子含量/粘度/钾钠离子含量/粘度/(rag/L)mPa?B(mg/L)mPa?BO23l8o4.8425O.3l66l20r7.23Ol0o.6l36l6o9.6262O1.2982012.0234o2.46l由表3可以看出,随着NaC1+KC1含量的增加,溶液的粘度快速降低.浓度大于500mg/L以后,粘度下降趋势变缓.这是由于随着Na和K浓度的增加,使得聚合物中羧基离子的电斥力受到抑制,分子线团卷曲,从而导致溶液的粘度下降.因此,使用污水配制时,应控制Na+K含量低于200mg/L.2.3.2对CaC12和MgCl2的敏感性用同样的方法测定了不同CaC1:+MgCl:(按1:1的质量比)含量下对聚合物溶液的影响,试验结果见表4.表4聚合物溶液的盐敏性钙镁离子含量/粘度/钙镁离子含量/粘度/(rag/L)mPa-S(rag/L)mPa.S022920o2l5Ol2680ol2l0o66l20olll5O3Ol60olO如表4所示,Can,Mg2比Na和K的影响还要大.随着Ca和Mg浓度的增加,粘度急剧下降,当浓度大于200mg/L以后,粘度下降趋势变缓.实验中发现,当Ca2和Mg2浓度大于500mg/L以后,甚至出现聚合物从溶液中逐渐沉降的现象.通常认为,ca和Mg会引起聚合物分子间发生缩聚,从而使分子链变短,直接导致溶液的粘度下降.一般情况下,Ca+Mg浓度最好控制在100mg/L以下.2.3.3对FeC1的敏感性将浓度为20g/L的FeC1,溶液逐渐滴加到浓度为1500mg/L的聚丙烯酰胺溶液中,并测量粘度的变化.结果表明,当聚丙烯酰胺溶液中FeC1, 的浓度超过20mg/L时,溶液的粘度就急剧降低, 甚至发生絮凝.国内外一般要求控制三价离子在10mg/L以下.2.4污水配制的影响用不同比例的自来水和胜坨一号联污水将5000mg/L的母液稀释成1500mg/L的溶液,测定其粘度,试验结果见表5.表5不同污水含量下聚合物粘度的变化污水比例.粘度/污水比例,粘度/%mPa?8%mPa?s045l6o98lO3l97094202408O9o301799O8540l4ll0o8l5OllO从表5可以看出,污水的用量越少,溶液的粘度越高.随着污水比例的逐渐增加,粘度呈现出大幅下降的趋势,应当尽量少用污水,多用清水来配制溶液.2.5速敏性搅拌是配制和注入过程中不可避免的,而搅拌速度的影响,实际上反映了剪切速率的影响.搅拌时,以及通过泵,管,阀,孔时的剪切作用都很强,会导致粘度的变化,因此有必要考虑搅拌对粘度的影响.在25℃条件下,用不同的搅拌速度,配制1500mg/L的聚合物溶液,以研究其速敏性,试验结果见表6.可以看出,搅拌速度越大,溶液的粘度下降越大.因为聚合物是一种对剪切十分敏感的假塑性第l2卷第1期张金国.聚合物溶液粘度的主要影响因素分析2005年1月流体,在较低的剪切速率下,聚合物分子线团相互靠近,呈现出较高的粘度.随着搅拌速度的加快,剪切随之增强,卷曲的分子被拉直,并产生相对滑动,使粘度降低,而剧烈的剪切还可能使大分子链发生断裂.一般情况下,搅拌速率应控制在150r/min以下.表6搅拌速率对聚合物溶液粘度的影响搅拌速度/粘度/搅拌速度/粘度/(r/rain)mPa?S(r/rain)roPa?S2523425OlBl502303o0l64lo022*******1502214OOlll2o02O92.6搅拌时间的影响在100r/min的搅拌速度下,不同搅拌时间对1500mg/L聚合物溶液粘度的影响见表7.表7搅拌时间对聚合物溶液粘度的影响搅拌时间/粘度/搅拌时间/粘度/minmPa?sminmPa?S524|650223lO2436021"120239801913O234lo017240229120l45从表7可以看出,随着搅拌时间的延长,溶液的粘度逐渐下降,60min内变化缓慢,60min以后粘度下降较快.因此,搅拌时间应不长于50 raino3结论(1)影响聚合物溶液粘度的因素很多,主要有pH值,温度,矿化度,搅拌速度和搅拌时间等.(2)聚合物溶液具有很强的酸敏性,酸性条件下粘度很低,聚合物溶液的pH值应控制在6—9.(3)聚合物溶液具有较强的热敏性,在配制时应尽量选择较低的温度,以15—30℃为宜. (4)聚合物溶液具有很强的盐敏性.一价阳离子Na,K的降粘程度很相似;二价阳离子Ca,Mg2的影响大于一价阳离子№,K;三价离子Fe¨,Al¨等对粘度的影响大于二价离子.因此,配制时应严格控制盐的含量,Na+K含量应控制在200mg/L以下,Ca+Mg2的含量应控制在100mg/L以下,三价盐离子的含量应小于10mg/L.应当尽量用矿化度较低的清水配制,少用污水,以减少矿化度对粘度的影响.(5)聚合物溶液具有很强的速敏性,溶液的粘度随剪切速率的上升而下降.因此,配制时要选择尽量小的搅拌速度和尽量短的搅拌时间,搅拌速度应控制在150r/min以下,搅拌时间不应超过50min.参考文献1汪庐山,张月.交联聚合物调驱液中聚合物最低浓度的确定方法.油田化学,2000,17(4):340—3422万仁溥.采油工程手册.北京:石油工业出版社,2000.83赵福麟.采油化学.北京:石油工业出版社,19894王中华.油田化学品.北京:中国石化出版社,2001(编辑邵晓伟)JAN.2005FAUI—BIJ0CK0IL&GASFIELDV01.12No.1 fluxundertheconditionsoftheconstantwell-borepressureor constantwell-boreproductionanddifferentsupplyradius.The numericalcomputationoftwolayerswhichismadebyStehfest numericMinversioncomputedseparatelythevarietyofthe wallofthewellfluxandanalyzedanddiscusseddifferent supplyradiuswhichinfluencesoilwellproductivity.The methodscaninstructtheallocationofproductionandinjection rates,dynamicforecastanddevelopmentadjustmentofthe separatezonewholeproductionincircularsealedreservoirof stratifiedlayers.KeyWords:Circularsealedreservoir,Separatezone wholeproduction,Productivity,Mathematicalmodel,Dynamic forecast. ApplicationofHorizontalWeUTechnologyinthe DevelopmentandtoTapthePotentialofMine—structural oilReservoir HuangWeirGeologicalResearchInstituteof JiangsuOilfieldBranchCompany,Y angzhou,225009,Chial1).Fault-BlockoiIGasField,2o05,12(1):50—51 Wtheprogressofdevelopmenttechniqueofoilfield. theproductiontechnologyofhorizontalwellisgettingmore andmorepeffecLItbringsintoobviouseconomicbenefit. especiallyforbottom.wateroilreservoir,vertica1.fissureoil reservoir,heavyoilreservoirandlesspermeableoil reservoir.Block1ofAn.Fengisatypicalbottom.wateroil reservoirinAn.Fengoilfield.Ithasenteredahighwater-cut periodofdevelopment,havingbeendevelopedover16years withverticalwells.Theeffectofdevelopmentandadjustment withverticalwellsisnotrelativelywel1.asaresultofwater. cutrisingfaster.Therefore.itwasdecidedthatAn.Feng1 blockwasdevelopedandadiustedwithhorizontalwells.Horizontalwellshavebeendesigned,onthebasisof researchonthecharacteristicofoilfielddevelopmentandthe distilbutionruleofremainingoilAfterputtinginto production,theeffectiscomparativelywell,showingahigh initialproductionandlowwatercut.Oilproductionrateofthe faultblockhasgreatlybeenincreased:recoveryfactorhas beenraisedfrom25%to38%.Increasesof3500tof recoverablereservesperwellhasbeenobtainedwhichis equaltoover3timesofverticalwel1.KeyWOrds:Horizontalwell,Bottom.wateroilreservoir. Bottomwatterconing,Remainingoil,Oilproduction intension,Recoveryfactor. ApplicationandRecognitionofDynsmicInspection inReserviorDevelopmentDaiY ongzhu(ShengliOilProductionPlant,Shengli OilfieldCo.Ltd.,SINOPEC,Dongying257041,China), XuJiajunandPangRulyuneta1.Fault-BlockOil&GasF-eId,2o05,12(1):52—54 Undertheeffectofcomplicategeologicalstructure,fault, complexreservoirheterogeneity,theRemainingoilscattered, casingfailurewellincreasingandsoon,thedifficultyofthe developadjustmentisincreasing.Underthecomplex developmentsituation,moreandmorereservoirdynamic monitoringworkisappliedtorecognizeremainingoil distributionandsituationoftheproducingreservesbyⅣenhancingtheenrollment,analysisandapplicationofPND, boro-injectionneutronlifetimelogging,tracer,productionand injectionsection,accordingtothismethod,weimprovethe recognitionlevel,managementlevel,increasetheproduction effectobviously,andputforwardthedevelopmentdirection. KeyWords:Shengtuooilfield,Development,Dynamic inspecfion,Remainingoil,Correspondenceofproductionand injection,Heterogeneity. ProductionTestResearchofD15WeUinDaniudiGasField WangJianhuairResearchInstituteofExploration& Development,NorthalinaCompany,slNDl,Zhengzhon45OOO6,a血吼),Cao~nghmandD0ng Honglmn.Fault—BlockOil&Gasndd,加略,12(1):55—56 PIx'reservoirofDaniudiGasFieldhasthecharacters oflargearea,stronganisotropism,lowabundance,low permeabilityandlowproductivity.Peoplehavebeenpaying attentionstoitskeyproblemsincludingindividual-well sustainedproductivity,theproportionofdynamicreservesand ultimaterecoveryfactoretc.Tosolvetheproblemsmentioned above.thepaperstudiedthedatafromtheD15wellwhichis representationaltoP.xreservoirofDaniudiGasFieldand thewellhasplentifuldata.ItisconcludedthatthiswellwiII haveasustainedproductivityifitproducesaccordingtothe1/6ofQ^0Fthroughthestudyofmodifiedisochronaltesting, evaluationofproductiontestandindividua1.wellsimulation: itsproportionofdynamicreservesis69.83percentthrough thereservecalculationwithpressuredeclinemethodand volumetricmethod:itsultimatereserverecoveryfactoris48.62percentwiththedynamicmethod.Theseconclusions willprovidereferencesforreservoirevaluation.gasfield productiondesignandindividual-wellassignmentofother wells.KeyWords:D15well,Productiontest,Reservoir simulation,Dynamicreserves,Ultimaterecoveryfactor. AnalysisoftheMainFactorsAffectingtheViscidity oftheSolutionofP0IynlerZhangJinguo(ShengliOilProductionPlant,ShenglioⅡl-eIdC仉Lt..SINoPECKenli250O∞.China).Fault—Blockon&Gasneld.2o05.12(1):57—59 Therearemanyfactorswhichcanaffecttheviscidityof thesolutionofpolymer,includingthepH,temperature,thestirTingrateandstirringtime.Allfactorswereanalyzedinthe paper.Atlast.itrecommendthelimitofeachfactor:withthe temperature15—30oC,thepHwithin6—9,thestirringrate lessthan150r/min.stirringtimelessthan50min. KeyWords:Solutionofpolymer,Acidaffect, Temperatureaffect,Saltaffect.Slice. TheTechnologyofSubdivisionDevelopmentinthe StratifiedandFault.BlockReservoiroftheSouthBlock ofLinl3EsinthePeri0dofSuper—mWaterCut HanHongxiafLinpan伽ProductionPlant. ShenglioimeldCo.Ltd..SoPEC.Shandong,Linyi 251507,China),ShiMingjieandShnoYuntangeta1.Fault—Block伽&GasField.2005.12(1):6O一61。
2020年05月工作经验知识，规范员工日常操作行为。
只有当采油厂适当加大对油田回注水治理的投入成本[3]，提高污水治理员工的专业水平和职业素养，才能够实现对油田回注水水质的优化改善目标，为油田后续高效生产开发打下扎实的工作基础。
2.3全面出击逐个击破，工艺流程焕然一新海上油田由于受空间条件限制，通过工艺优化水质显得尤为重要。
渤海油田为满足中长期发展规划要求，世纪号生产部门以“开发注水年”为契机，思考提升加气浮选器V-302A/B 稳定性的办法。
为解决加气浮选器二级收油漏斗受船体晃动和液流冲击自主旋转离开最佳收油液位的问题，生产班组自主设计和制作二级漏斗限位器。
经过现场实际测量，加气浮选器二级收油漏斗最高位置距罐顶法兰900mm ，可调节高度为200mm 。
考虑到连接方式和制作成本，利用修旧利废的盲板一块、900mm 钢管一根及两片300mm 薄钢板焊接（其中有100mm 用于焊接连接）制作成了限位器。
二级收油漏斗上提和下放是通过旋转漏斗实现的，而实现旋转的为漏斗上方的十字型钢条。
为了实现限位功能，使漏斗不再随船体晃动和液流冲击而产生旋转，采用偏心的焊接方式，将用于连接定位器和盲板之间的钢管采用偏心焊接的方式焊接在盲板上。
而定位器则采用两片钢板，通过焊接的方式连接在钢管上面。
为了确保限位器稳固好用，均采用满焊的方式，其中钢管与钢板的焊接长度为100mm 。
打开加气浮选器二级收油漏斗上方的盲板，外输部门和生产部门配合调节船体倾向，调节二级收油漏斗高度，测试出FPSO 通用倾向范围内的最佳收油高度，下放定位器，然后回装罐体盲板即可。
通过测试收油液位（考虑船体倾向）和制作二级收油漏斗限位器，大大提升了加气浮选器处理效果，提高了油田运行稳定性，为油田高产稳产做出了贡献，响应了公司打造蓝色渤海，绿色油田的号召。
3结语综上所述，现代石油企业在油田开发生产工作中，要高度重视油田回注水水质的科学治理工作，避免将污水直接排放到生态环境中。
聚合物溶液粘度影响因素研究【摘要】本文对影响了聚合物溶液粘度的pH值、温度、金属阳离子、搅拌速度和时间等不同因素做了研究。
对以上因素进行了室内试验分析，并确定了现场配制时应控制的主要指标范围：pH值应控制在6～9，温度以15～30℃为宜，并且应当尽量用矿化度较低的清水配制，配制时搅拌速度应控制在150 r/min以下，搅拌时间不应超过3h。
【关键词】聚合物溶液粘度金属离子pH值1 概述作为一种重要的三次采油技术，聚合物驱用聚合物水溶液为驱油剂，以增加注入水的粘度，提高其波及效率，使原油采收率的到显著提高。
一般来讲，聚合物溶液的粘度与驱油效果成正比。
影响聚合物溶液粘度的因素是多方面的，包括金属离子、pH值、温度、搅拌速度和时间等。
搞清这些因素对粘度的影响程度，对指导聚合物的现场配制、提高聚合物溶液粘度的保留率、确保聚合物驱的效果有十分重要的意义。
2 实验仪器和药品2.1 主要实验仪器布式粘度计DV-Ⅱ，RW20型电动搅拌器，HH-6型电热恒温水浴锅，JCHG-5型恒温干燥箱，PHS-3C型酸度计，AW220型天子天平、50mL酸、碱滴定管。
2.2 主要实验药品分析纯NaCl，KCl，CaCl2，MgCl2·6H2O，Na2CO3，蒸馏水，聚合物干粉（分子量为750×104～900×104）。
3 影响因素分析3.1 金属离子对聚合物溶液粘度的影响3.1.1？一价金属离子对聚合物溶液粘度的影响室温下，测定不同Na+、K+含量下的聚合物溶液的粘度。
随着金属离子含量的增加，溶液的粘度快速降低。
浓度大于500 mg/ L以后，粘度下降趋势变缓。
塔2区块聚合物配注站用水矿化度在1000mg/L，塔2区块地层水矿化度在3000mg/ L，其中Na+、K+离子含量在1500mg/L，对粘度效果有明显影响（表1所示）。
着Ca2+和Mg2+浓度的增加，粘度急剧下降，当浓度大于200 mg/L以后，粘度下降趋势变缓。
第38卷第1期2021年3月25日油田化学Oilfield ChemistryVol.38No.125Mar，2021文章编号：1000-4092（2021）01-173-06采油污水中保留聚合物对污水配制聚合物溶液黏度的影响*方洪波（中国石化石油工程设计有限公司，山东东营257026）摘要：采用常规絮凝技术处理油田采出水，带负电荷的聚合物会形成含油絮集体，不仅造成聚合物的浪费，而且在油水处理系统形成劣化油（BS 层）和含聚合物油泥沉积，影响原油脱水和污水净化，并滋生硫酸盐还原菌。
为充分利用采油污水中的聚合物，首先采用综合破乳清水剂处理含聚合物采出液，在保证原油脱水和污水除油的同时，以分子形态原位保留采油污水中的聚合物，测定了保留聚合物（r-HPAM ）的相对分子质量和水解度，研究了 r-HPAM 与污水中离子的相互作用以及含 r-HPAM 污水对配制高分子量聚丙烯酰胺（h-HPAM ）溶液黏度的影响，分析了 r-HPAM 提高配注液黏度的增黏作用机制。
结果表明，污水中的 r-HPAM 为低分子量（200×104）、高水解度（46%）的聚合物，污水黏度为1.1 mPa ·s 。
采用含r-HPAM 的污水配制新鲜h-HPAM 溶液，可以降低溶液的黏度损失。
污水中的r-HPAM 可作为牺牲剂与Ca 2+、Mg 2+、Fe 2+和S 2-相互作用，抵消这些离子对新配制h-HPAM 溶液黏度的损耗，其中对 Fe 2+和S 2-的影响最大。
用含聚合物采出水配制高分子量聚合物溶液，对含聚合物采出水的循环利用和减少采出水的排放具有重要意义。
图4表1参23关键词：化学驱；聚丙烯酰胺；采出水；黏度；回注中图分类号：TE992.2：TE357.46文献标识码：ADOI：10.19346/ki.1000-4092.2021.01.032*收稿日期：2020-08-24；修回日期：2020-10-17。
化学驱聚合物粘度影响因素分析评价作者：吴小艳来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第12期摘要：化学驱作为提高砂岩油藏采收率的主要技术，其注入聚合物介子的粘度直接影响化学驱的实际效果。
通过对影响化学驱聚合物粘度的影响因素进行分析评价，对于保证并提升化学聚合物驱油效果具有现实意义。
关键词：化学驱;聚合物;粘度1 概况化学驱是注水砂岩油藏大幅度提高采收率的主要接替技术。
其中聚合物驱油是通过增加注入水的粘度来改善水油的流动比，可调整波及体积波及系数，从而提高采收率。
聚合物水溶液粘度及其稳定性是影响聚合物驱油效果的重要因素。
开展聚合物粘度影响因素分析评价，提高聚合物水溶液的初始黏度及其黏度稳定性，对于提高化学驱效果具有重要意义。
2 室内实验情况针对实际影响因素的产生几率，分别采用甲块化学驱注入污水和清水进行对比实验。
称取1.2gHPAM放入静置24h的600mL水样中，搅拌1h后，熟化22h，搅拌下加入杀菌剂或者除氧剂再搅拌1h，装入两个300mL的广口瓶内待用。
粘度测定采用布氏粘度计，转速6转/分，转子62号，测定时间30秒或粘度为稳定值即可。
室温下，直接在广口瓶内测定聚合物溶液粘度;测定地层温度下粘度值时，先用等温水加热转子1min，用滤纸吸干水分，再进行测试。
粘度值在5MPa.s以上时，监测30天的粘度变化，当低于5MPa.s时，则结束监测，粘度值取两个平行样均值。
2.1 机杂含油影响评价取污水配制0.2%浓度HPAM溶液，分别测定其空白、除氧剂和杀菌剂条件下的粘度稳定性。
最长检测时间26天。
從测量结果可以看出，采用污水配制的聚合物在24h后，迅速降解，失去驱油作用。
加入1227和戊二醛杀菌剂后，粘度保持率较空白溶液有所提高，但是在7天内也完全降解。
加入0.08%的硫脲时，溶液在一周后粘度可以较稳定的保持在60MPa.s。
清水配制的空白溶液粘度在前19天时逐渐下降，后能稳定在90 MPa.s。
第15卷第4期油田化学1998年第336-339,365页Oilfield Chemistry12月25日聚合物驱采出水的粘度问题Ξ艾广智 胡德强 韩丽华ΞΞ(大庆石油管理局勘察设计研究院)摘 要 对聚合物驱油藏采出的含HPA M 含油污水的粘度与水中HPA M 含量、油含量以及污水矿化度等多种因素的关系进行了研究,对准确测量含HPA M 含油污水粘度的条件进行了探讨。
主题词:粘度 油田采出水 聚合物驱油藏HPAM 影响因素 测定1 问题的提出聚合物驱油是三次采油的重要技术措施之一,大庆油田在“九五”期间将更大规模地推广应用。
聚合物驱采出污水中聚合物(HPAM )的含量,在整个驱替过程中将经历由低到高,再由高到低的变化,污水的粘度也将随着HPAM 含量的变化产生类似的变化。
污水粘度直接影响污水处理工艺的选用和污水处理的效果,特别是采用沉降处理工艺时其影响更明显。
因此准确测定聚合物驱含油污水的粘度具有相当重要的意义。
目前,现场和实验室采用最多的仪器是旋转粘度计,但在测定中出现许多使人费解的反常现象,如同一污水水样用不同粘度计测得的粘度不同;同一台粘度计测得高HPAM 含量污水水样的粘度反而低于低HPAM 含量污水水样的粘度,等等。
图1为聚合物驱矿场试验区聚北一试验站污水处理流程出口污水中HPAM 含量与污水粘度的关系图,数据采集时间从1994年8月至1996年5月。
为了弄清粘度测量结果出现这类反常的原因,我们对污水中HPAM 含量、盐含量、油含量以及测定时所采用的剪切速率等因素对污水粘度的影响进行了实验研究。
2 测定的可靠性211 粘度计的精确度与校正采出水粘度的测量采用德国Haake 公司RS100、RV20两台旋转粘度计,测量时水样温度ΞΞΞ参加本研究工作的还有曹振坤、丛丽、杜志宏、张含珍。
收稿日期:1998202213;修改日期:1998207208。
第一作者、通讯联系人:男,1970年2月生,1991年毕业于厦门大学化学系物理化学专业,获学士学位,现在设计院水化室工作,工程师,通讯地址:163712黑龙江省大庆市大庆油田设计院水化室。
45℃,剪切速率7.53s -1。
为了考察粘度计的精确度,我们用两台粘度计同时测量二次蒸馏水的粘度,结果见表1。
可以看出,在本实验条件下,RV20粘度计的三次测量平均值与文献值之间的误差小,45℃为+0.006mPa ・s ,20℃为-0.014mPa ・s ,但单次测量偏差较大,与平均值比较最大偏差达-0.028mPa ・s ,即精密度较低。
RS100粘度计精密度极高,最大偏差仅-0.001mPa ・s ,但平均值的误差在45℃达+0.122mPa ・s ,20℃为-0.157mPa ・s ,准确度较低。
表1 用RV20和RS100两种粘度计测得的蒸馏水粘度测定值RV20粘度计RS100粘度计45℃20℃45℃20℃粘度(mPa ・s )偏差(mPa ・s )粘度(mPa ・s )偏差(mPa ・s )粘度(mPa ・s )偏差(mPa ・s )粘度(mPa ・s )偏差(mPa ・s )10.610+0.0060.971-0.0170.7200.0000.8460.00120.623+0.019 1.014+0.0260.7200.0000.8450.00030.576-0.0280.978-0.0100.7190.0010.8450.000平均0.6040.9880.7200.845与文献值误差+0.006+0.014+0.122+0.157又用五个浓度(4%—20%)的甘油溶液检测了两台粘度计的性能,发现当粘度较低时,RV20测得值低于RS100测得值,当粘度较高时则相反。
不同粘度计之间的系统偏差随真实粘度的变化而变化。
由于含HPAM 污水的粘度较低,该偏差已经与污水的粘度基本上同数量级。
若要对不同粘度计测量的粘度值进行比较,这种系统偏差不可忽视。
因此,以2号、20号二个标准油和二次蒸馏水为标准,对RS100粘度计进行了校正。
以下用RS100粘度计测得的粘度数据皆已校正。
RV20粘度计多次测量的平均值误差较小,未对其作校正。
2.2 聚合物浓度测定的可靠性在本工作中HPAM 含量用次氯酸钠沉淀浊度法测量[1]。
在酸性条件下聚丙烯酰胺水溶液与次氯酸钠试剂反应,生成不溶性的氯酸胺,使溶液变混浊,一定条件下溶液的浊度值与聚丙烯酰胺浓度成比例。
当严格按该方法的规定操作时,检测误差可控制在6%以内。
我们用二次蒸馏水配制成一系列含量准确的HPAM 溶液,用次氯酸钠沉淀浊度法在药剂比(即聚丙烯酰胺溶液、醋酸溶液,次氯酸钠溶液的体积比)为l ∶1∶l 的条件下测量HPAM 含量,结果见图2。
可以看出,当HPAM 含量在100—200mg/L时,该方法的精密度和准确度都很好,HPAM 含量>200mg/L 时虽然也有较好的精密度,但测量结果低于真值,这时应采用稀释法测量。
通过上述实验可以看出,图1中出现的反常现象,与粘度计或HPAM 含量测量方法的精确度无关。
733 第15卷第4期艾广智等:聚合物驱采出水的粘度问题3 影响聚合物驱采出水粘度的因素311 聚合物浓度采用HPAM 含量为660mg/L 的现场聚合物驱采出水,经萃取原油至无色后与不含HPAM 的水驱采出水混配成HPAM 含量不同的系列混合水样,其粘度测量结果见图3。
由图可见,随着HPAM 含量的增加污水粘度增加。
由于两水取样点在同一区块且邻近,两采出水的矿化度基本相同,因此矿化度的影响可以排除。
在本实验条件下,当混合水样中HPAM 含量由0增加到660mg/L 时,污水粘度仅增加约0.34mPa ・s。
还研究了用水驱采出水配制的HPAM 溶液粘度与HPAM 含量的关系。
配制溶液用的HPAM 与现场注入的HPAM 相同,均为美国产3330S ,分子量1000万,水解度31.7%。
结果见图4。
可以看出,HPAM 在污水中增粘效果十分明显,含量从0增加到660mg/L 时溶液粘度增加约3.4mPa ・s ,为聚合物驱采出水的10倍。
采出水中聚合物的增粘效果非常小,表明聚合物已发生了严重降解。
用RV20粘度计测量两口井采出的含HPAM 660mg/L 、1070mg/L 的污水、水驱含油污水、二次蒸馏水、用水驱含油污水配制的HPAM 含量800mg/L 溶液、用二次蒸馏水配制的HPAM 含量10mg/L 溶液等6种水样在不同剪切速率下的剪切应力,作流动曲线,见图5、图6。
可以看出,二次蒸馏水和水驱污水的流动曲线为直线,呈典型的牛顿流体特征。
用二次蒸馏水配制的10mg/L833油 田 化 学1998年 HPAM 溶液、用水驱采出污水配制的800mg/L HPAM 溶液的剪切应力则随着剪切速率的升高而下降,明显地呈假塑性流体特征。
油井采出的含HPAM 污水的流动曲线介于两者之间且更接近于直线。
这表明采出水中聚合物的分子量是很低的,证实聚合物发生了降解。
这一实验结果也表明,剪切速率的变化对大庆油田聚合物驱油藏采出的含HPAM 含油污水的粘度测表2 聚合物驱采出污水含油 量、粘度、HPAM 含量测定值含油量(mg/L )粘度(mPa ・s )HPAM 含量(mg/L ) 1.9 1.60740522.3 1.57352461.7 1.519577102.8 1.497570量影响很小。
312 污水含油取现场采出的一种含HPAM 污水水样,用氯仿萃取原油(萃取不会影响HPAM 含量测量的准确性[1]),采用控制投加萃取剂量的方法,得到含油量不同但HPAM 含量真值相同的系列污水水样,用分光光度法(SY/T5329294)测量污水含油量,同时测粘度、HPAM 含量,结果见表2。
可以看出,污水的含油量对粘度、HPAM 含量测量均有影响。
污水含油量由1.9mg/L 增加到102.8mg/L 时,测得的粘度降低0.11mPa ・s ,测得的HPAM 含量升高165mg/L 。
可见,当其它因素不变时,仅含油量的变化就可导致粘度与HPAM 含量关系异常。
313 污水矿化度将现场采出的含HPAM 污水用氯仿萃取脱除原油至无色后用蒸馏水稀释一倍,得水样1。
取此水样1L ,加入2.5g NaHCO 3和1g NaCl ,得水样2。
两水样中HPAM 含量相同,皆为330mg/L 。
水样1矿化度为1780mg/L ,水样2矿化度为5280mg/L 。
将两水样按不同比例混配,得HPAM 含量相同而矿化度不同的一系列水样,用RS100粘度计测量粘度,结果见图7。
可以看出,HPAM 含量330mg/L 的污水,矿化度从1780mg/L 增加到5280mg/L 时,粘度下降0.09mPa ・s ,即随着矿化度的增加含HPAM 含油污水的粘度降低。
4 结论(1)在仔细操作和粘度计经过校正的情况下,本工作中采用的HPAM 含量测量和污水粘度测量都是可靠的。
(2)HPAM 含量、含油量、矿化度对含HPAM 污水粘度的影响基本上在同一数量级,而且含油量还明显影响HPAM 含量测量。
当其它因素不相同时,出现HPAM 含量高的水样粘度反而低于HPAM 含量低的水样粘度的现象是不足为奇的。
参考文献1 李学军等1油田地面工程,1992,11(3):41-44(下转第365页。
to be continued on p.365)933 第15卷第4期艾广智等:聚合物驱采出水的粘度问题出水表面张力普遍降低,这是由于注入的微生物在代谢过程中产生了生物表面活性剂、醇、酸等可提高水的表面活性的物质。
地层水的表面张力降低可改变地层油水流动特性,提高驱油效果,提高原油采收率。
参考文献1 Brown F G.SPE 23955,March 1992A STU DY ON THE EFFECTS OF MICR OBES ON CRU DEOI L IN MICR OBIAL ENHANCE D OI L PR OD UCTIONWu Ping 2Cang ,J u Quan 2Y i ,Li Cheng 2Long ,Chen Xiao 2Ke ,Wang Xiao 2Lin (Research Instit ute of Ex plorationand Development ,Changqi ng Pet roleum Ex ploration B ureau ,Xi πan ,S haanxi 710021)AbstractIn 199621997,microbial enhanced oil production was tested successfully at Malin and Ansai Oil Fields of Changqing through microbes injection and production operations in 32wells over 116cycles totally.By wax content ,hydrocarbons (C 2-C 32),pour point and viscosity determinations for crude oil and organic acids and surface tension determinations for associated water before and after the microbial treatments performed and by analysis of the gas created in culturing of the crude/water/microbes mixture ,the effects of the microbes (from NPC )are investigated as follows :creation of gas hydrocarbons C 2-C 6and of a little CO 2N 2and H 2;lightening of crude ;formation of organic acids and other surface 2active substances.K ey Words : Microbes ,Microbial Enhanced Oil Production ,Microbes/Crude Oil Interactions ,Field Tests ,Changqing Oil Fields(上接第335页。
