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浅谈聚丙烯酰胺在油、气开采应用中面临的挑战

  • 时间:2021-07-07 15:16:26
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聚丙烯酰胺(PAM)是一种线型高分子聚合物。在常温下为坚硬的玻璃态固体,产品有胶液、胶乳和白色粉粒、半透明珠粒和薄片等。基于聚丙烯酰胺的增粘、絮凝、减阻和对流体的流变性调节等性能,其广泛地被用于油、气开采过程中的钻井、完井、酸化、压裂、堵水、调剖、三次采油、水处理等方面。今天厂家简单谈谈聚丙烯酰胺在油、气开采应用中面临的挑战。来看看吧
一、耐温抗盐性差
虽然聚合物驱在油田虽然取得了规模化现场试验的成功,但其应用环境都是温度、矿化度相对较低、条件较为温和的油藏,但现用驱油剂特别是单一的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)在上述油田的部分Ⅱ类油藏和Ⅲ类油藏条件下难以奏效,具体表现在:一方面,在高矿化度条件下,由于Na+、K+等无机阳离子对HPAM链节中赖以增粘的羧酸根基团(COO-)的静电屏蔽作用,HPAM聚合物线团卷曲,导致水动力学体积减小,宏观上表现为粘度大幅度降低,加上Ca2+、Mg2+等高價金属阳离子易与COO-络合而生成沉淀,导致增粘效果彻底丧失;另一方面,在地层温度高于75℃时,HPAM中的酰胺基链节(-CONH2)会发生进一步水解生成-COO-,在油藏中的无机盐及高价金属离子伴存的条件下,HPAM的粘度又会大幅度削弱甚至彻底丧失。
①单一HPAM使用的上限温度不超过80℃(氰胺公司的研究结果是75℃,菲利普石油公司是80℃);
②在硬水中不管温度高低,HPAM都会与高价离子络合形成沉淀,而且温度越高,形成沉淀或分相的时间越短(图);
③不管其水解度如何,HPAM都会与高价离子络合形成沉淀,而且起始水解度越高,形成沉淀或分相的时间越短(图)
二、注水水质对聚丙烯酰胺溶液粘度影响大
目前油田每天采出水比回注水多出18万方,给外排造成很大压力。因此,很大一部分处理后的污水均用作聚合物溶液的配注水或回注水,但不同水质的污水和不同处理程度的污水对聚合物溶液的粘度的影响程度不一样。以胜采二区为例,该区注入污水虽无溶解氧和硫化物,但矿化度很高,Ca2+含量高,原油含量高,密闭化学耗氧量(COD)较高,且含有Fe2+及悬浮物。地质院采收率室利用该污水配制的相同浓度的曝氧的聚合物溶液比未曝氧的聚合物溶液的粘度高,这充分表明:污水水质对聚合物溶液的粘度影响较大。
三、难以满足作业“井工厂”压裂作业模式的要求
目前压裂液仍以天然植物胶尤其是胍耳胶为主,存在的主要问题是压裂液破胶后往往产生残渣较多,会堵塞油、气通道,难以充分发挥压裂增产的效果;其次,压裂液所用增稠剂瓜胶主要从印度和巴基斯坦进口,前几年价格波动极大,从每吨两万余元飙升至每吨13万余元,尽管这种高价位并非常态,但却给我国的压裂增产作业敲响了警钟:必须研制能替代瓜胶的新型增稠剂。
四、难以满足海上油田作业的要求
海上油田在经过长期开采后,不仅表现出与陆地油田一样的“两高特性,而且还由于其作业环境的特殊性,对堵水、调剖甚至三采用聚合物提出了新的要求。由于油藏的原生非均质性以及长期水驱加剧了非均质,在开发过程中暴露出了一系列的问题:地层压力水平较低且不均衡,单井日产液能力低。采油速度与平台寿命矛盾突出。层间吸水差异大,动态注采对应率较低。采用一套层系开发且油井合采水井合注,层间干扰严重。