化学驱油

化学驱油（精选7篇）

化学驱油 篇1

我国大部分油田都已进入高含水期,一类油层已开始进行三次采油工业化生产,但是大部分处于含水上升阶段,产量逐年下降,因此,研究地质条件较差的二类、三类油层的三次采油技术成为了迫切的需要[1]。复合驱油技术在我国发展较快,大庆、 胜利等油田已经进行了多处复合驱矿场试验。研究表明,复合体系驱油的采收率可以在水驱基础上提高20% 以上[2]。无论在技术上还是经济上,三元复合驱都是一种具有良好应用前景的三次采油技术, 对提高采收率具有重要的现实意义,但是还有很多需要解决的难题,如复合体系成分间的配伍、组分在多孔介质运移过程中的色谱分离以及选择更加高效的驱替方式[3—7]。

一些二类、三类油藏由于温度较高[( 85 ~ 105) ℃ ],一般的驱油用聚合物无法适应这样的高温,因此寻找在高温下保持性质的化学剂就成为了迫切的需要。低度交联聚合物驱油技术通过加入少量交联剂使聚合物分子发生交联[8],改进聚合物性能从而适应高温环境,该技术经过河南油田矿场试验获得了成功[9]。

双河油田Ⅵ油组属三类油藏,油层温度95 ℃, 地层原油黏度1. 7 m Pa·s,平均空气渗透率0. 668 μm2,渗透率平均变异系数0. 46,层间级差5. 0,平面上单层渗透率级差可高达51,非均质性相对较强,采出程度37. 24% ,综合含水已达95. 27% 。针对该油组代表的高温非均质油藏,主要通过研究复合驱油体系组分之间的吸附、分离,并模拟聚合物溶液、低度交联聚合物驱油体系、复合驱油体系及其组合驱油方式的驱油效果,以确定适合三类油藏的高温化学驱油体系及其驱替方式。

1实验部分

1.1实验仪器、试剂和材料

实验试剂: 地层水( 双河油田VI油组) 、原油 ( 双河油田VI油组) 、聚合物1630S、表面活性剂SH-6、有机碱乙醇胺、有机酚醛交联剂、四苯硼钠、 淀粉-碘化镉溶液、饱和溴水、氢氧化钠、盐酸、无水乙醇、溴甲酚绿-甲基红指示剂

实验仪器: Mettler Toledo T90电位滴定 仪、 UV2000型紫外分光光度计、HW-II型自控恒温箱 ( 江苏海安石油设备有限公司) 、HAS-100HSB型恒压恒速泵、真空泵、中间容器、岩心夹持器、压力传感器。

色谱分离实验所用物理模型为油层砂充填长管模型,直径2. 5 cm,长度100 cm,填充油砂目数为80 ~ 200目,水测渗透率平均199 × 10- 3μm2。

驱油实验所用物理模型为人工压制模型,岩心尺寸为4. 5 cm × 4. 5 cm × 30 cm,岩心规格为3倍级差( 300 × 10- 3μm2/900 × 10- 3μm2) 层间非均质,孔隙度范围在25. 2% ~ 25. 9% 。

1.2复合驱油体系色谱分离实验

95 ℃ 恒温下对填砂模型抽真空,饱和水并测量水相渗透率。以0. 3 m L/min恒速注入0. 6 PV不同配方的二元复合体系、三元复合体系; 之后仍然以0. 3 m L / min恒速进行后续水驱,在注入过程中持续测量采出液水相中表面活性剂( S) 、聚合物( P) 、交联剂( J) 和有机碱( A) 的质量浓度,直到各组分浓度无法检测停止。得到采出液中各组分的浓度与注入液中各组分浓度的比值C /C0。体系具体配方如表1所示。

1.3复合驱油体系组合驱油方式优选

驱油实验如图1流程所示,测量已经制作、烘干好的人工压制岩心,放入岩心夹持器; 加围压( 2 ~ 3) MPa,然后用真空泵,抽真空约30 min左右; 用地层水测量岩心孔隙体积,温度恒定后,依( 0. 1 ~ 0. 3 ~ 0. 5) m L / min变流速饱和油,建立束缚水饱和度; 饱和油之后老化48 h; 进行驱油实验,以0. 3 m L/min恒定流速水驱油,驱至出口端含水大于98% 时刻为止; 按照设计好的注入量和配方( 表2) 注入复合驱油体系,流速设计为0. 3 m L/min,而后以0. 5 m L/ min恒定流速进行后续水驱至含水率高于98% 为止。过程中实时监测并记录入口压力、采出液体积等数据,实验温度恒定为95 ℃。

1 为恒压恒速泵; 2 为手动计量泵; 3 为压力表; 4 为中间容器( 水) ; 5 为中间容器( 复合体系) ; 6 为压力变送器; 7 为岩心夹持器; 8 为计算机; 9 为计量试管; 虚线框表示恒温箱

2实验结果与讨论

2.1复合组分色谱分离分析

实验共测定了三种复合体系配方的色谱分离和吸附量,结果见表3。

图2 ~ 图4为三种体系组分相对浓度变化量, 结合表3可以得出以下结论: 高温条件下,当三元复合体系流经填砂管时,碱、表面活性剂、聚合物发生一定程度的色谱分离现象,由于存在不可入孔隙体积,而聚合物分子体积大,所以最先突破; 碱由于碰撞体积小,随后突破; 表面活性剂由于带有电性,与孔隙表面 吸附结合 作用强,突破的时 间比较滞 后[10,11]。其次,3种化学剂产出的相对浓度C /C0的极值大小不同,这表明它们在渗流过程中的损耗不同,聚合物相对浓度最大,碱其次,表面活性剂最低,说明在复合体系中表面活性剂的吸附滞留损失最严重。

结合表3及图5可以看出,测试A为无碱二元驱,表面活性剂在注入1. 773 PV时突破,测试B和C在加入有机碱后,表面活性剂分别在1. 718 PV和1. 727 PV时突破,同时实验B和C中表面活性剂的相对浓度高于实验A,以上结果说明有机碱的加入会降低表面活性剂在砂管中的吸附损失,碱起到了牺牲剂的作用,使表面活性剂提前突破。而对比实验B和C则可以发现,交联剂对于表面活性剂的吸附影响不明显,说明交联聚合物在多孔介质运移过程中发生剪切作用的同时,活性剂仍会被吸附。

图3 B 组实验组分相对浓度变化 Fig.3 Relative concentration of test B

三元复合体系提高采收率的主要机理之一就是聚合物、碱、表面活性剂之间的协同作用,包括1体系中的聚合物增大体系视黏度,降低其他组分的扩散损失; 2聚合物/碱可以与地层中的钙、镁离子反应,保护表面活性剂; 3碱与原油中的石油酸反应生成的表面活性物质与表面活性剂配合可以大幅降低界面张力; 4表面活性剂自身的带电性可以使得聚合物形态 发生变化,分子链伸 展从而增 强黏性等[12]。由上述机理可知,协同作用的发挥需要组分在同一位置同时具备一定的浓度,而色谱分离实验现象表明,在地面按一定配方配制好的复合体系,注入地下后其组成配比会发生一定程度的改变,而且随着注入体积的增大,运移距离的增加,分离程度越严重,而这会影响复合驱中碱、聚合物和表面活性剂的协同作用。高温条件下,尽管复合体系的流动能力有所加强,但组分间的色谱分离现象仍然明显,因此,研究如何优化复合驱注入方式,降低色谱分离对复合驱作用效果的影响就成为了需要。

图4 C 组实验组分相对浓度变化 Fig.4 Relative concentration of test C

图5 碱和交联剂对表面活性剂吸附的影响 Fig.5 Adsorbing capacity of surfactant with the presence of alkali and cross-slinking agent

2.2复合驱油体系组合驱油方式优选

表4是方案中六种体系的采出程度和驱油动态特征值。

2.2.1提高采收率效果分析

从表4可以看出,0. 6 PV普通二元复合体系采出程度提高值19. 0% ,低度交联二元体系在低度交联聚合物的基础上加入表面活性剂,采出程度比二元复合体系高出0. 9个百分点,为19. 9% 。以二元体系为主段塞0. 3 PV,前后使用低度交联体系保护段塞各0. 15 PV,采出程度提高值19. 1% ,而主段塞改为低 度交联二 元体系,采出程度 提高量为19. 6% 。横向分别对比实验#1和#2、#4和#5结果, 可以得知通过加入交联剂提高体系黏度,虽然采出程度有所提高,但幅度不大,这是由于体系黏度较高而原油黏度相对较低,因此在达到一定黏度后流度控制不是主要矛盾,若要进一步提高采收率,应该着眼于驱油效率的提高。

横向对比实验#1和#3,在二元复合体系基础上加入 有机碱,三元复合 体系的采 出程度为20. 7% ,提高幅度1. 7% 。有机碱的加入可以提高采收率,一方面是由于有机碱与原油中酸性组分反应生成表面活性剂,与加入的表面活性剂协同作用, 更好的降低油水界面张力,提高微观驱油效率,另一方面有机碱能起到牺牲剂的作用,减少了聚合物和活性剂在油藏岩石上的吸附损失,保持聚合物和活性剂的驱油效果。

纵向对比实验#1和#4,减小二元复合体系主段塞尺寸( 0. 3 PV) ,加入前后各0. 15 PV低度交联聚合物保护段塞,采出程度提高值19. 1% ,与0. 6 PV二元体系段塞效果( 19. 0% ) 相当; 纵向对比实验#2和#5,以低度交联二元体系为主段,0. 3 PV,前后保护段塞各0. 15 PV,提高采收率19. 6% ,与0. 6 PV低度交联二元效果( 19. 9% ) 相当。以上结果说明可以通过低度交联二元体系与低度交联聚合物段塞组合的方式,同时起到提高波及效率和驱油效率的作用。主段塞尺寸变小降低了化学剂用量,由于保护段塞黏度高,一方面减弱了表面活性剂的扩散损失,使其洗油能力可以高效发挥,另一方面也弱化了色谱分离作用,使主段塞在较长的过程中保持以段塞形态推进,充分发挥二元体系组分间的协同效应。

纵向对比实验#3和#6,以有机碱三元体系为主段塞0. 3 PV,前后各0. 15 PV低度交联聚合物保护段塞,与0. 6 PV有机碱三元体系相比,阶段采出程度提高值从20. 7% 提高到24. 2% ,提高了3. 5% ,说明前后保护段塞对于发挥主段塞的驱油效果具有重要的作用。加入保护段塞后的有机碱三元体系的采出程度提高值,之所以比加入保护段塞后的二元体系采出程度提高值更高,是因为色谱分离对三元体系的影响比二元体系更明显,一旦通过保护段塞的设置减弱了色谱分离,则三元体系的协同效应就能更高效地发挥。

横向对比实验#4和实验#6,三元体系为主段塞采收率增值比二元体系高5. 1% ,说明有机碱对改善驱油效果非常明显,有机碱作为牺牲剂能减少活性剂和聚合物在地层中的损失,充分发挥改善界面活性和流度控制的作用,从而提高采收率。

纵向对比三组实验,通过设置保护段塞优化驱油方式,即使主段塞尺寸减小到原来的一半,对二元体系也可以达到未优化之前的驱油效果,对有机碱三元体系效果更加明显,甚至可以有所提高,说明该方法可以一定程度上减弱色谱分离对复合体系的负面影响,在保证驱油效率的同时节约化学剂的用量。

2.2.2驱油动态分析

从驱油动态曲线特征( 表4,图6 ~ 图11) ,如含水率下降幅度( 含水率最低值) 和含水率回升速度 ( 由最低含水率回升至98% 含水的后续水驱PV数) 等方面进一步对比各驱油体系的效果及分析提高采收率的机理。

二元复合体系和低度交联二元体系含水率最低值分别为78. 1% 和79. 2% ,有机碱三元体系含水率最低值分别为79. 1% ,而三者采出程度提高值分别为19. 0% 、19. 9% 和20. 7% ,体系黏度增加含水率下降幅度变化不大,而总的采出程度也变化不大,均在1个百分点左右,从含水率的回升速度看,各体系基本都在( 1. 4 ~ 1. 5) PV,相差不多。这说明仅靠提高驱油体系黏度或界面活性均无法有效的降低采出液含水率,应综合利用二者的优势。

纵向对比实验#1和#4、#2和#5、#3和#6,前后段塞均为0. 15 PV交联体系的段塞组合体系与0. 6 PV复合体系相比,或者如优化后的二元体系含水率降低更多( 78. 1% ~ 75. 7% ) ,或者如优化后的低度交联二元体系含水率回升速度变慢[( 1. 5 ~ 1. 6) PV],或者如段塞优化后的有机碱三元体系一样既降低了含水率最低值( 从79. 1% 降为75% ) 又减缓了含水率回升速度[( 1. 5 ~ 1. 6) PV]。这说明保护段塞能更好的对体系流度进行控制,从而充分发挥主段塞的作用,有效的降低含水率,并延长段塞作用时间。

对比实验#1和#2( 图6、图7) 、实验#4和#5( 图9、图10) 压力曲线,通过加入交联剂提高体系黏度, 可以提高体系注入压力,采出程度也有了一定的提高,但提高程度不显著。加入有机碱后,尽管体系黏度略低于低度交联二元体系,但从压力曲线上反应, 注入压力 ( 1 639 k Pa) 仍然高于 一般二元 体系 ( 1 384 k Pa) 。加入保护段塞后,有机碱三元复合体系注入压力可达2 094 k Pa,已经接近优化后的低度交联二元复合体系注入压力( 2 204 k Pa) ,但采出程度比后者高4. 6% 。以上结果说明对于该非均质程度的岩心,提高波及系数固然重要,但一味增加黏度效果并不明显,主要矛盾是如何加强体系组分间的配合,即如何抑制色谱分离,提高复合体系作用效率。有机碱既可以提高复合体系的注入压力,一定程度扩大波及体积,同时也能加强了表面活性剂的作用效果,提高洗油效率,前置后置段塞保护下的有机碱三元体系主段塞,在色谱分离弱化的情况下能充分发挥组分间的协同效应,驱油效果明显。

根据以上结果,本实验优选出适应高温非均质储层的复合体系组合方式,即以有机碱三元复合体系( P-1 500 mg /L + S-2 000 mg /L + A-3 000 mg /L) 为主段塞0. 3 PV,以低度交联聚合物( P1 200 mg/L + 交联剂100 mg /L) 为前置后置保护段塞各0. 15 PV组和驱油方式。该组合可以一定程度上减弱复合体系组分色谱分离的影响,节省化学剂用量,并在95 ℃ 高温、三倍级差层间非均质条件下在水驱基础上提高采出程度24. 2% 。

已经证实有机碱可以降低储层伤害[13],而根据以上实验结果及分析可以证明有机碱的加入不仅能降低表面活性剂的吸附损失,还可以提高复合体系粘度,增强流度控制能力,并且显著提高驱油效率, 有机碱能良好适应高温油藏复合驱体系。

3结论

( 1) 高温条件下,三元复合体系流经多孔介质, 碱、表面活性剂、聚合物发生色谱分离。聚合物最先突破,碱随后突破,表面活性剂突破的时间比较滞后。在复合体系中表面活性剂的吸附滞留损失最严重。

( 2) 二元体系表面活性剂在注入1. 773 PV时突破,加入有机碱后,表面活性剂在注入1. 718 PV时突破,碱起到了牺牲剂的作用,使表面活性剂提前突破,有机碱的加入会降低表面活性剂在砂管中的吸附损失。交联剂对于表面活性剂的吸附影响不明显。

( 3) 95 ℃非均质岩心中,以复合体系为主段塞0. 3 PV,低度交联聚合物为保护段塞0. 15 PV的优化组合驱油方式,相比于单纯注入复合体系0. 6 PV,可以提高注入压力,降低采出液含水率,减缓含水率回升速度,达到同时提高波及系数和驱油效率的效果。该方式可以减弱表面活性剂和碱的扩散损失,弱化色谱分离作用,降低了化学剂用量。

( 4) 优选出适应高温非均质储层的复合体系组合方式: 以有机碱三元复合体系( P-1 500 mg /L + S2 000 mg / L + A-3 000 mg / L) 为主段塞0. 3 PV,以低度交联聚合物( P1 200 mg /L + 交联剂100 mg /L) 为前置后置保护段塞各0. 15 PV组和的驱油方式,可以在95 ℃高温、三倍级差层间非均质条件下,在水驱基础上提高采出程度24. 2% 。

( 5) 有机碱不仅能降低表面活性剂的吸附损失,还可以提高复合体系黏度,增强流度控制能力, 并且显著提高驱油效率,可以适应高温非均质油藏。

化学驱油 篇2

一、技术原理

这种由小洼油田自行研发的驱油制剂是一种符合处理剂, 是通过采用多种表面活性剂配制而成。这种新型制剂可以有效降低界面张力, 减弱原油吸附, 容易与地面流体融合等特征, 且具有耐高温及耐盐等特性。

这种制剂在使用中, 克服了油层中毛细管对原油的吸附能力, 有效降低界面的张力, 对乳状液可以及时破除, 对地层堵塞也可以在瞬间消除等优点。此外, 解除了空隙表面对原油形成的吸附作用, 使得岩石的润湿角由原来的亲油转向了亲水, 是在亲油的表面由于润湿的作用而使得整体状态发生改变。这种改变是分子间掺进了氢元素的原因, 使得各分子间的距离变大, 减弱了原有的网状结构。对于相互间缠绕着的大分子而言, 起到了梳理及理顺的作用。因此, 使得原油在空隙中的流动速度得以提升。加之在多种制剂的联合作用下, 使得藏油地层中的原油流行性明显加强, 提升了对近井的供液能力, 达到了提升产量、增加效益的目的。

二、研究内容

对于砂岩储层而言, 原油多隐藏于的岩石的空隙间, 由于原油的高粘稠性, 使得储层空隙存在很高的吸附力, 即使在使用蒸汽吞吐的前提下, 也无法是空隙中的原油很好地排出。同时, 储层内的大孔道性质, 不仅对原油的产量造成影响, 也直接对原油热采的收率情况产生了一定的限制, 因此, 在这样的情况下, 急需一种复合型处理剂, 既要满足耐高温的特点, 又要符合耐盐等特性, 还要具有极强的降低吸附能力的作用。此外, 还要具有很强的降稠功能, 具有一定的破乳及解堵功能等, 加之具有的洗油、调剖及润湿等这一特性, 实现了多功能一体化, 可谓为一剂多效, 且使用方面, 很大程度上延长油井的采油时间, 提升了油井的原油产量, 提升了油田收益, 达到了油田开采的需要。

三、室内试验

1. 化学驱油剂基本理化性能评价

(1) 化学剂粘度测定

这种新型复合制剂为白色具有一定粘稠状的液体, 其粘度为22.5m Pa.S, 在常温下剪切速率为14.68S-1, 随着温度的不断升高, 这种制剂的粘稠度会明显下降。在地下其粘度为1.40m Pa.S。

(2) 不同浓度化学剂与原油间的界面张力 (见表2所示)

2. 现场使用性能评价

(1) 不同浓度驱油剂对原油的降粘效果

(见表3所示)

(2) 乳化洗油性能测定

静态乳化洗油实验。在25ml具塞比色管中分别加入油液比为1:1的模拟地层水和复合型驱油剂, 原油沿管壁缓缓加入。将比色管放置于50.0℃恒温烘箱中, 持续15d观察油水界面变化及界面状态。

动态乳化洗油实验。按静态乳化实验进行装样。样品在50.0℃恒温箱中预热0.5h, 取出后上下强烈振荡至少50次, 记录读数后同静态实验。结果见表1。

由表1可知, 复合型驱油剂的静、动态乳化洗油能力均高于模拟地层水, 可见其具有较强的洗油、驱油能力。

四、现场应用情况及效果分析

1. 现场应用情况

对于这种新型复合制剂, 小洼油田在2011至2012年在一些稠油区块分别进行了8次试验, 这种高效驱油制剂的使用成为了小洼油田主要的助采技术。其结果有效率到达了百分之百。平均单井使用次数为5次, 其中以洼23-18井使用效果最好。这口油井是在1996年投产, 累计注汽周期为12轮, 使用这种高效驱油制剂技术时间是2012年的9月18日, 油井注入蒸汽量为2500立方, 注入蒸汽时间长达12.3天, 息井时间为13天, 在2012年10月12日开井。在以后一个月的开采中, 平均每天原液开采达到了16.2吨, 原油开采达到了5.3吨, 其中水含量为67.3%。上周实施措施后, 平均每天开采原液8.5吨, 平均每天产油达到了0.8吨, 其中水含量为90.6%。和之前相比平均每天增加原液开采量7.7吨, 每天开采原油增加了4.5吨, 原油的累计开采量提升了804.1吨。

五、经济效益分析

在使用新型高效驱油制剂对油田开采中费用达到了91.07万元, 如果每吨原油按照850元进行计算, 其产值达到了180.5万元, 使经济效益提升了89.4万元。

结论

随着开采难度的提升, 油田的老井日趋老化, 地层的压力也不断下降。通过使用复合型驱油制剂, 作为助采集术予以推广有很大的价值。它在油田开采中, 可以降低界面张力, 减弱毛细管的吸附能力, 使得增产效果明显, 采油率明显提升, 成为了蒸汽吞吐中后期油田助排增产有效措施。

参考文献

[1]王云峰, 张春光, 侯万国等.《表面活性剂及其在油气田中的应用》, 石油工业出版社, 2010.

浅谈分子膜驱油剂驱油效率 篇3

在新能源没有出现以前, 石油在社会经济发展中的地位仍然举足轻重。然而, 我国大部分注水开发的中高渗透老油田, 已经进入高含水、高采出程度开采期。以聚丙烯酰胺为驱剂的聚合物驱是目前应用较多的一项三次采油技术, 对延缓油田产量递减起到了一定的功能。但聚合物由于分子结构的特征, 长的碳链在过热及氧化环境中易降解, 还和地层中的某些盐类不兼容, 这就大大限制了其应用范围。目前, 油田上多数油层已被水淹, 剩余油零星分布严重, 如何通过改变注入剂提高高含水油田和区块的开发效果及最终采收率已成为亟带解决的新问题。另外, 很多低渗透油田的孔隙度小, 水驱的洗油效率低, 波及体积小, 注入压力高, 开发较困难。因此, 需要新的采油技术来解决这些新问题。

分子沉积膜驱油技术是一种新型的三次采油技术。由于分子膜驱油技术具有使用浓度低, 投资少, 施工工艺简单, 矿场试验可以使用现有的注水井网、注水设施以及不需非凡培训人员、现场实验增油明显等特征。因此有望成为具有发展前景的"改进水驱"提高原油采收率新技术。

1 分子沉积膜驱油技术

分子沉积膜 (简称M D膜或分子膜) 驱油技术, 主要是分子膜剂以水溶液为传递介质, 依靠强的离子间静电相互功能, 沉积在储层表面形成牢固的单分子层超薄膜, 降低了原油和表面间的粘附力, 改变岩石亲油亲水性能, 不明显降低体系的表面张力和油水界面张力, 随浓度增加不存在"胶束"状态, 也不增加溶液体系的粘度改变油水粘度比, 但成膜功能由近及远逐渐推进, 在水的冲刷功能下, 原油不断剥离表面被带出地层, 从而达到提高水洗油效率和原油采收率的目的。

2 分子膜剂的驱油机理

由于油藏岩石表面是极其粗糙的, 因此岩石表面的油膜并不完整。非凡是油田实施注水开发以后, 经过长期的水力冲刷, 油膜的不完整性进一步加强, 岩石表面出现大量的油膜脱落区。当MD膜剂溶液注入油层以后, 膜剂分子将在油膜局部脱落的岩石表面上吸附形成纳米级超薄分子膜, 改变储层岩石表面的性质和它和原油的相互功能状态, 使原油在注入流体冲刷空隙的过程中轻易剥落和流动而被驱替出来。室内实验证实分子膜剂能够提高原油最终采收率, 主要是提高微观洗油效率, 在油层中其微观功能机理方面表现在摘要:吸附功能、润湿性改变、扩散功能、毛细管自发渗吸功能及界面性质的改变等。

2.1 改变岩石表面润湿性

近年来M o r r o w等人的室内探究结果表明, 对于原油/盐水/砂岩体系, 当润湿性处于弱水湿或中性润湿状态时, 驱油效率最高。分子沉积膜驱油剂在油砂表面吸附可改变油砂表面润湿型, 使高岭土、石英砂和油砂的表面润湿性向水湿性转变。

2.2 降低岩石表面粘附功

M D膜可以降低石英岩表面的粘着力及其离散程度。粘着力包括分子间的功能力、毛细力和静电力等, 这表明粘着机理很复杂。但可以推断, 表面生长有序M D膜以后, 从微观结构上对表面有修饰功能, 改变了表面的微观结构、各种力成分及其分布, 从而降低了粘着力。表面性能尤其是表面粘着力对界面的摩擦起着关键功能。MD膜的吸附降低表面粘着力是使其降低摩擦的重要原因。MD膜剂在天然地下石英岩表面沉积具有良好摩擦特性, 这对于提高原油采收率是很重要的。

2.3 毛细管自发渗吸功能

毛管自发渗吸探究过程中, 对于低渗油层来说, 假如油层是亲水的, 那么注入水在毛管力功能下将进入细小的毛细管中, 出现自发渗吸现象, 能够有效地提高原油采收率。在MD膜剂驱油过程中, 油藏岩石和分子膜剂接触后, 其表面润湿性会不同程度地向亲水的方向转变, 这就促使我们考虑分子膜剂如何在自发渗吸过程中发挥功能, 提高自发渗吸采出程度及孔隙利用率。

2.4 电性转变

储油砂岩表面一般是带电的, 地层水在一定的p H值范围内 (6.5~7.5) , 砂岩表面带负电。分子沉积膜驱油剂的吸附使亲水砂岩和亲油砂岩表面的电性发生变化, 这是由于分子沉积膜驱油剂的有效成分中含有阳离子基团, 当分子沉积膜驱油剂溶液的浓度为1 200mg/L时, 负电性表面转变为正电性表面, 即存在一个零电位的浓度。在该浓度下界面间的电性相吸或相斥的现象消失, 在此条件下驱油可获得较高的采收率。因此, 分子沉积膜驱油剂在驱油过程中存在表面电性转变机理或零电位机理。

3 前景和展望

提高采收率的方法很多, 目前在油田应用最广的主要有聚合物驱和三元复合驱 (ASP) 。然而, 聚合物驱过程中, 由于其分子量很高, 在溶液配制、地层注入、采出液油水分离和含聚污水的处理等方面困难重重。三元复合驱注入段塞的主要组分是表面活性剂、聚合物, 碱 (Na2CO3和Na HCO3复配) , 由于碱液的高PH值引起油层粘土分散和运移, 最后导致油层渗透率下降;体系和原油之间形成的超低界面张力也会使采出液的破乳非常困难;另外, 还存在杆管的腐蚀新问题。

分子 (M D) 膜驱油技术作为一种新型的三次采油技术, 不仅弥补了以上两种驱油方法的不足, 而且具有传统化学驱无可比拟的特征和优势摘要:

⑴在提高采收率方面, 由于水驱、聚合物驱和三元复合驱以排驱机理为主, 而膜剂驱以渗吸机理为主, 膜剂驱油的渗吸功能更利于中、小孔隙残余油的启动。因而, MD膜剂的驱油效率相对于前者的要高。而且, 在水驱、聚合物驱和三元复合驱的基础上, MD膜剂驱可进一步提高原油采收率。

⑵从MD膜驱油剂本身的性质来看, 纳米级M D超薄膜的成膜过程是一种不加任何外力, 依靠岩石表面和成膜分子之间静电相互功能的平衡状态的自组装过程, 且MD膜的热稳定性和力学稳定性好;MD膜驱油剂浓度低, 驱油效果高, 无需加碱、表面活性剂和其它化学试剂, 对地层损害小;另外, MD膜驱剂具有较好的防膨效果和杀菌能力;其表面活性不高, 不会产生原油乳化不利的影响;膜剂溶液呈中性, 对注采系统杆管几乎没有腐蚀, 对人体也不会产生任何伤害。

参考文献

[1]汪孟洋, 提高原油采收率技术发展目前状况[J.国外油田工程, 2005.[1]汪孟洋, 提高原油采收率技术发展目前状况[J.国外油田工程, 2005.

[2]宫军徐、文波、陶洪辉, 纳米液驱油技术探究目前状况[J.天然气工业, 2006.[2]宫军徐、文波、陶洪辉, 纳米液驱油技术探究目前状况[J.天然气工业, 2006.

[3]高芒来、王建设, 分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响[J.西安石油大学学报, 2004.[3]高芒来、王建设, 分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响[J.西安石油大学学报, 2004.

[4]高芒来、佟庆笑, 孟秀霞.MD-1膜驱剂溶液的界面特性探究[J.油田化学, 2003.[4]高芒来、佟庆笑, 孟秀霞.MD-1膜驱剂溶液的界面特性探究[J.油田化学, 2003.

微观砂岩模型水驱油探究 篇4

真实砂岩模型是由实际岩心经洗油、烘干、切片、磨平等工序之后, 粘贴在两片玻璃之间, 如图1。

单模型微观水驱油实验的过程和步骤:

(1) 将模型抽真空, 然后饱和水, 再计算出每一模型的孔隙体积。

(2) 测饱和水模型的空气渗透率, 一般测3-5次取最接近的平均值。

(3) 对每个饱和水后的模型进行全视域以及局部图像扫描、照相, 确定出模型孔隙的原始含水饱和度。

(4) 饱和油的时候一定要使每个模型的另一端只有油而没有水的时候再停止饱和。然后再对每个模型进行局部图像扫描以及全视域照相, 最后再统计每个模型的原始含油饱和度。

(5) 接下来是水驱油的实验, 首先对第三步的饱和油后的模型进行水驱油实验。确定水驱油的启动以利, 然后增大压力, 每增大一次压力统计一次残余油饱和度。对每个模型进行局部图像扫描以及全视域照相。

2 微观水驱油特征

对于油藏渗透率低、非均质性程度严重、孔隙结构复杂、喉道类型多, 在水驱油过程中一般表现出如下特征。

2.1 水驱油前缘特征

通过实验, 主要观察到以下三种水驱油前缘驱替特征:

(1) 在水驱过程中水驱油的前缘总是沿着连通性比较好和渗透阻力比较小的方向前进。对于流动阻力大的的还有连通性不够好的孔道很难被水波及到。所以连通性好的孔道很容易形成一条或者几条优势通道。这样的话水驱前缘一般呈网状分布。 (图2a)

(2) 对于那些储层孔道均质型比较好的砂岩储层其水驱前缘一般是分头并进的状态。并且各条水头相隔比较密集, 前缘很容易形成平直状态, 推进过程也比较均匀。 (图2b)

(3) 微裂缝比较发育的储层在水驱过程中, 水驱前缘先沿裂缝前进, 然后向两侧渗流。从裂缝到出口形成一条水道。但是其他地方很难波及到。 (图2c)

2.2 油水两相流动阶段, 油水在孔隙孔道中的运动特征

驱油前缘以后, 连通孔道中的原油大多数都会被驱替。出口主要以原油为主, 随着水驱推进, 孔道中的水会越来越多, 有一部分油呈水包油的形态很难被躯体出来。油滴在遇到比较小的喉道时候会被分散成更小的油滴, 运移到比较大的喉道时候又聚集为大的油滴。这种现象主要是因为孔喉半径的变化引起毛管阻力的急剧变化所引起的。在微裂缝的双重孔隙介质中, 水驱油主要在微裂缝中进行, 很难观察到水驱油现象, 微裂缝是主要的通道, 水串较快。

3 微观模型水驱油效率影响因素

统计10块砂岩微观模型水驱油实验结果, 可总结出微观水驱油的影响因素。

3.1 孔隙度和渗透率对驱油效率的影响

从以上实验很明显可以看出模型的驱油效率与模型的渗透率和孔隙度成正比, 但是在微裂缝储层中, 这种正比关系不是很明显。

3.2 微裂缝对驱油效率的影响

在渗透率比较低的微裂缝地层中, 周围物性比较差。实验中对这种模型注水过程中水很难波及到四周, 最后形成绕流。这种模型的驱油效率相对比较低。如表1中4号模型水驱实验, 驱替压力仅为0.05MPa, 1PV的驱油效率为34.5%, 最终驱油效率仅40.6%。

通过对以上实验模型的驱油效率的统计分析, 微裂缝不发育的模型的平均驱油效率为59.0%;而微裂缝发育的模型, 其驱油效率仅为48.9%, 二者相差10.1%。这表明储层的微裂缝发育程度是影响驱油效率的重要因素。

3.3 驱替压力对驱油效率的影响

实验数据中可以看出早注水倍数是1~2PV时, 对应的模型驱替效率最显著。但是在注水过程中一旦水在模型中形成一条通道后, 注入压力对驱替效率的影响明显减弱。这时候就应该采取其他措施来提高驱替效率。

3.4 注入倍数对驱油效率的影响

同样从实验数据中可以看出驱替效率与注入水的倍数成正比, 注入水倍数增加驱替效率也随着增加, 但是不会一直增加的, 数据显示在1~2PV时影响比较显著, 本次试验2PV比1PV高13.5%, 3PV比2PV增加9.6%。

4 结论

水驱效率的高低主要与储层的物性、微裂缝发育情况、驱替倍数有关系。物性好的均质层的驱油效率高于物性差、非均质性强的地层, 发育微裂缝储层的驱油效率低于微裂缝不发育的储层。随驱替倍数的增大, 驱油效率逐渐增高。驱替压力与驱油效率的关系不大。

摘要：真实砂岩模型一般具有原始储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质, 因此这种研究结果比仿真模型测出的结果更加精确, 效果也更真实, 而且通过显微镜和图像采集系统可以实现流体在孔隙空间中渗流动态过程的可视化, 应用比较广泛。因次, 探究砂岩模型水驱油规律对于油田开发方案的编制有重要的现实意义。

关键词：注水,微观,水驱,裂缝

参考文献

[1]张士诚, 张劲.压裂开发理论与应用[M].北京:石油工业出版社, 2003

[2]郭平, 冉新权, 徐艳梅等.剩余油分布研究方法[M].北京:石油工业出版社, 2004

化学驱油 篇5

1. 氮气性质简介

氮气是一种较为特殊的气体, 首先, 它具有惰性。还有, 它具备不易燃烧、无毒无腐蚀性的特点。氮气在空气中所占的比例约四分之三, 并且在常温常压下 (压力为0.101Mpa, 温度为21℃) , 它的密度为1.16kg/m3。由于氮气是一种非常稳定的气体, 所以其发生化学反应的要求较为严苛。

2. 采用氮气驱油原因

氮气能够被运用在注气驱油技术中, 是因为其拥有以下几个特性。第一个比较重要的特性便是氮气的体积系数, 这一特性帮助注氮气提高采收率。因为当其与其他气体注入相同的体积, 在较大的体积系数帮助下, 氮气驱出的原油体积较大。其次, 氮气的压缩系数高并且膨胀性大, 这两点特性也非常关键。前者能够增加地表的温度, 给予其一定的能量, 后者主要是能帮助原油更好地流动, 有利于驱油。氮气还拥有温度和压力能改变其自身密度的特性, 其中与前者成反比, 与后者成正比。氮气的这一特性能够更好地将残余的原油驱出。最后, 氮气还有导热性差和表面张力差的特点, 能够有效地提高驱油效率。

二、注氮气开采机理

1. 混相驱

(1) 连续注入氮气混相驱

在进行注氮气驱油的过程之中, 压力值会不断产生变化, 并且呈上升趋势。这是在气体与原油碰触和抽取的次数不断增多的过程中所必然产生的情况。由于氮气很难与油藏原油发生以此接触混相, 所以借此让其与许多油藏原油达到蒸发气汽驱动态混相。原油中的中间烃不断进入到气体中, 一旦到达某一临界点时, 它便会和原油形成特殊的现象。

(2) 注氮气推动易混相气体段塞混相驱

氮气这一气体不像二氧化碳和注烃类气体, 来源途径狭窄并且价格昂贵。所以, 氮气相比于这两种优势在注气驱油技术中占有更大的优势。注氮气推动易混相气体段塞混相驱的方法便能良好地利用氮气的两大优势, 并且也解决了注氮气驱油在运用上存在技术难题, 并且不能被广泛运用的问题。这种做法不仅可以利用二氧化碳和烃类气体易混相的特点, 并且也有效地降低了二者的成本。并且氮气推动混相段塞若能选择合适的段塞尺寸, 会取得比持续注入氮气更好的效果, 从而提高经济收益。

(3) 交替注氮气注水混相驱

氮气的粘度比原油低, 所以采用交替注氮气注水混相驱的方法能有效提高采收率。这种方式可以改善在进行驱油时产生的一系列影响, 例如降低气体流窜时的影响等。

2. 非混相驱机理

油藏注水方式在开采中被广泛使用, 但是其在开发到一定程度时却会产生以下情况。原油中含有大量的水分、驱油没有达到很好的效果、难以将水注入、剩余的原油含有很高的饱和度等。这些不利的情况下可以使用注氮气驱油方式开采剩余的原油, 主要是采取调整原油的流向, 将残油驱出和胀大原油的体积将其驱出这两种方式。第一种方法从顶部注入氢气, 裂缝通道中的残余油由于渗流空间压力的改变, 会有一份被剥落。第二种方法是氮气被溶解之后, 残余油的体积会相应膨胀形成可采出油, 并且可以改变原油的相对渗透率和粘度, 这些都有利于改善原油的流动, 易于开采。

3. 重力稳定驱

当原油掩埋的深度大、原油拥有良好的物性时, 可以采用重力稳定驱油方法。这些原油所储藏的地方一般较为陡峭, 所以注气位置要经过缜密的考量。在开采原油时, 采用重力稳定驱方式能够对压力起较强的维持作用, 从而保证了驱油的采收率。在开采过程中还有需要引起关注的两点, 其中之一是低速开采。还有注气速度要小于临界速度这一点需要引起关注, 这是因为临界速度与气液密度差成正比。

4. 保持地层压力

保持一定的压力, 将压力值维持在一定的数值内, 是在对一些特殊的原油进行开采时所具备的特殊条件。目前还没有相关的技术对其进行妥善的解决, 导致残余油量较多, 采收率不高。注氮气方法能较为显著地改善这一情况, 将压力维持在数值之内, 取得良好的采收率。

三、适宜使用氮气驱油技术的油气藏条件

1. 油层性质

若想使用氮气驱油技术, 对油层的渗透率、层状非均质性、油层深度、油层温度、油层压力、饱和压力、油藏流体的饱和度和油气藏自身有一定的要求。油层的垂直渗透率要大于200×10-3μm3或更高。原油的埋藏深度要高于三千米才能采用氮气驱油。层状非均质性对采收率有一定的影响, 温度达不到指定的要求则无法采用该方式驱油。油层压力要求不小于27Mpa, 否则需要采用非混相驱代替。原油的饱和度要达到一半, 并且开采条件较为恶劣的油气藏也不适合采用注氮气驱油。

2. 原油性质

氮气驱油技术除了对油层的性质有要求之外, 对油性性质也有要求, 主要是对其原油粘度和相对密度、原油溶解度、原油组分和性质有一定的要求。原油的相对密度要不大于0.8498, 粘度应不大于10m Pa.s。原油需要含有一定量的溶解气, 这样才有利于氮气的注入。为了容易形成氮气与原油的混相, 需要要求原油中含有丰富的中间烃组分。

四、氮气驱发展现状及启示

1. 氮气驱的运用实例不多

目前我国较常使用的是注二氧化碳驱油技术, 注氮气驱油技术发展缓慢, 在实际中的运用实例也较少。这主要是由于重力驱还未得到实现, 导致采收率不高。但是, 针对我国的油藏特点, 适宜采用注氮气驱油的原油储量数量巨大。可见, 在我国发展注氮气驱油技术是可行的。

2. 积极发展氮气驱技术

虽然注氮气驱油技术的发展在我国的发展前景良好, 但是相关的技术攻关和先导试验还未步入正轨。相关研究成果的缺失, 也是导致注氮气驱油技术无法被广泛运用的主要原因。所以, 政府投入资金, 组织相关人员积极开展注氮气驱油技术的研究非常迫切。

小结

注氮气驱油技术有较为明显的优势, 但由于研究的滞后, 导致其利用率不高。所以需要投入大量的科研人员, 进行实验探究, 解决技术上的难题, 使注氮气驱油技术快速发展, 并且将其运用到原油开采中。

参考文献

[1]李孟涛.低渗透油田注气驱油实验和渗流机理研究[D].中国科学院研究生院 (渗流流体力学研究所) , 2006.

[2]郭平, 苑志旺, 廖广志.注气驱油技术发展现状与启示[J].天然气工业, 2009, 08:92-96+143-144.

驱油用石油磺酸盐的合成研究 篇6

关键词：石油磺酸盐,磺化反应,界面张力,乳化降粘

石油磺酸盐是20世纪60年代开发的高品质的表面活性剂, 它是以石油及其馏份为原料,用发烟硫酸、三氧化硫等磺化剂磺化,然后用碱中和得到的组成复杂的混合物［1］。石油磺酸盐是一种高品质的表面活性剂,具有连接油水两相的功能,它与表面活性剂助剂复配,可有效降低油水界面张力［2］,因此,石油磺酸盐可用于提高石油采收率。

目前,合成石油磺酸盐驱油剂的磺化剂主要有SO3( 如气态SO3、液态SO3等) 、发烟硫酸、氯磺酸等［3］。工业上大多采用SO3作为磺化剂合成石油磺酸盐［4］。使用SO3做磺化剂时磺化反应快速、不产生废酸,产品收率高,但采用SO3磺化时瞬间放热量大,副反应较多,工艺流程复杂［5 － 6］; 采用发烟硫酸合成石油磺酸盐适用面广,反应易控制,但磺化产品含盐量高,副反应多,产品稳定性差,且产生大量的废酸［7 － 9］; 采用氯磺酸做磺化剂时,磺化反应完全,可在室温下进行,操作方便,但其对反应器有较强的腐蚀性,且价格较高,工业生产中较少使用［10］。

本研究以庆化催化裂解油浆为原料,以浓硫酸为磺化剂, 合成石油磺酸盐,实验考察了酸油比、反应温度、反应时间对磺化反应产物收率及油- 水界面张力的影响。

1实验部分

1. 1仪器与试剂

搅拌器; 温度计; 恒压滴液漏斗; 三颈烧瓶; 恒温水浴锅; 抽滤泵; DZF - 6250型恒温干燥箱,天津市诺顺特科电子仪器有限公司; Model - 500型旋转滴界面张力仪。

浓硫酸( 含量≥98% ) ,上海青凤化工厂; 氨水,淮安市新元化工有限公司; 无水乙醇,石家庄鑫隆威化工有限公司; 催化裂解油,庆阳石化。

1. 2石油磺酸盐的制备

在装有搅拌器、温度计、恒压滴液漏斗的三颈烧瓶中( 搅拌头距烧杯底0. 5 cm) ,加入庆化催化裂解油10 g,并将三颈烧瓶置于电热恒温水浴槽中。将适量浓硫酸加入恒压滴液漏斗中,逐滴加入浓硫酸,水浴升温至反应所需温度,恒温搅拌反应至所需时间。分别在不同的条件下( 酸油比1∶1、1. 5∶1、 2∶ 1、2. 5 ∶ 1、3 ∶ 1; 温度30 ℃ 、40 ℃ 、50 ℃ 、60 ℃ 、 70 ℃ ; 时间2 h、2. 5 h、3 h、3. 5 h; 4 h) 反应, ( 注: 搅拌器转速为1200 r/min,再用氨水调解p H值8 ~ 9,按1∶1的比例加入50% 的乙醇溶液萃取至分层,抽滤泵抽滤,最后用恒温干燥箱干燥,称量。

1. 3石油磺酸盐产品的性能分析

界面张力是石油磺酸盐三次采油性能的主要指标,因此, 需测定界面张力考察其界面活性。测定液- 液界面张力的方法主要包括滴重法( 滴体积法) 、等密度法、挂环法、吊片法、静滴法( 躺滴法) 、悬滴法和旋转液滴法,目前旋转液滴法是测量低界面张力最准确的方法［11］,本实验中油- 水界面张力采用Model - 500型旋转滴界面张力仪进行测定。

2合成工艺条件的优化

为了提高产物收率,降低表面张力,实验分别考察了酸油比、磺化反应温度、反应时间等因素对产物产率及表面张力的影响。

2. 1酸油比对石油磺酸盐收率、界面张力的影响

浓硫酸的浓度和用量影响磺化反应的反应速度。因此,实验研究了酸油比对石油磺酸盐收率、界面张力的影响。实验研究结果表明,产品的结构组成对产品的性能有显著影响,产品磺化不完全或过磺化都会导致产品结构的改变,从而使石油磺酸盐与所驱原油匹配性不好,影响界面张力的降低。当酸油比分别为1∶1、1. 5∶1、2∶1、2. 5∶1时,产品收率逐渐升高,界面张力逐渐减小; 当酸油比达2. 5∶1时,可磺化成份基本反应完全,收率达最大值,且油- 水界面张力降至最低值; 酸油比增大至3∶1时,产品收率降低,而界面张力升高; 继续增加硫酸的用量,产品发生过磺化现象,产品收率显著下降。因此,实验选择最佳酸油比为2. 5∶1。

2. 2反应温度对石油磺酸盐收率、界面张力的影响

磺化反应温度影响磺基进入芳环的位置和磺酸异构体的生成比例,故磺化反应中须选择适当的磺化温度,因此,实验研究了反应温度对收率及界面张力的影响,实验结果如图2所示。磺化反应温度由30 ℃ 升至60 ℃ 时,石油磺酸盐收率逐渐升高,反应温度为60 ℃ 时,产品受率达最大值,继续升高反应温度,反应收率、界面张力均下降。这是由于反应温度低, 磺化反应速度缓慢; 反应温度升高,磺化反应速度加快,反应温度过高,容易使产物异构化,并可能导致发生多磺化、氧化等副反应,影响产品性能。因此,实验的磺化反应温度确定为60 ℃ 。

2. 3反应时间对石油磺酸盐收率、界面张力的影响

磺化时间影响产物的收率。实验结果表明,反应时间较短时,由于一部分产品未反应使得产品收率较低; 磺化时间过长时,部分产品发生副反应,从而使产品收率变低。由图3可知,磺化反应时间由2 h增加至3 h,产品收率持续升高; 当磺化反应时间为3 h时,产品收率达到最大值; 继续延长反应时间,产品收率显著降低,表面张力为1. 1 × 10－ 4m N / m。因此, 磺化反应时间选择3 h。

3结论

影响石油磺酸盐驱油剂合成的工艺因素较多,实验以庆化催化裂解油浆为原料,以浓硫酸为磺化剂进行磺化反应,经氨水中和后得到稠油磺酸盐表面活性剂。合成的稠油磺酸盐具有良好的乳化降粘效果,表面张力可降至1. 1 × 10－ 4m N / m,复配后效果更佳,且具有较强的适用性。

通过研究酸油比、反应时间、反应温度对产品收率及及油- 水界面张力的影响,确定了稠油磺酸盐表面活性剂最佳合成工艺条件: 酸烃比( 质量比) 为2. 5∶1,磺化反应温度为60 ℃ ; 磺化反应时间为3 h。

驱油用聚丙烯酰胺降解研究进展 篇7

1 机械降解

研究人员在研究的过程中充分的利用毛细管瘤变仪对紊流前提下的聚合物浓度、分子量和管的长度、直径、溶剂等因素对聚丙烯酰胺的影响进行了全面的研究, 在紊流作用下, 低雷诺数的时候, 聚合物在性质较差的溶解剂当中溶解度要比在性能良好的溶解剂中溶解度更高, 在高雷诺数的条件下, 情况刚好相反, 因为在入口的位置, 聚合物的分析会受到一定的延伸应力, 所以在这个地方的讲解也最为明显, 聚合物在经过很多次的剪切之后, 其降解的水平也在不断的提升, 而这个时候, 管自身的长度对聚合物降解的影响是微乎其微的, 因此可以忽略不计。研究人员在相对较为平坦的和波形的矩形流槽当中使用循环溶液对其进行拖曳降解实验, 在规定的剪切区间之内对聚合物的六边形进行了测量和研究, 这样就可以更加有效的确定由于剪切而造成的聚合物结构变化, 托曳降解的效果和分子量的损失并不一定总是表现出特定的关系, 在实验当中也观察到固定分子分布的聚合物溶液托曳的降解是存在着非常明显的不同的, 在紊流的作用之下, 有接近6成的聚丙烯酰胺发生了降解的情况, 聚合物的降解会受到分子量和分子自身结构特性的影响, 分子结构的影响更加的明显, 速度比较快的剪切下所引起的聚合物链断裂会引发氧化还原反应, 这样也就使得降解过程更加顺利。在机械降解中, 聚合物超声波降解也使十分重要的一种, 它主要是借助超声波当中所产生的空穴作用来引发聚合物的降解过程, 超声波降解PAM在作用机理方面存在着一定的特殊性, 聚合物首先会在聚合物链的中点位置出现断裂的情况, 它和热降解当中的随机断裂存在着较大的差异。相关的研究人员在研究工作中对部分水解聚丙烯酰胺的溶液超声降解 (HPAM) 展开了详细的研究工作, 在研究的过程中发现降解的时候, 超声波作用时间和溶液体系自身的温度和 (HPAM) 之间的降解程度呈明显的正相关关系, 也就是说, 超声波作用时间越长、溶液的温度越高, HPAM的讲解程度也就越大。

2 热降解

固态PAM的热降解研究主要是利用热重分析法和微分扫描量热法, 根据不同升温速率下PAM的失重曲线判断PAM的降解机理。研究人员研究了N2保护下, 金属离子Ni (II) 、Cu (II) 和Fe (II) 对聚丙烯酰胺的热降解。实验发现在100℃~900℃范围内, 发生2次主要的PAM热降解阶段, 2次降解活化能分别为92.8k J/mol~93.2k J/mol和166.4k J/mol~215.7k J/mol。也有文献报道溶液中PAM的热稳定性, 在93℃以下, 溶液中PAM的C-C主链稳定, 不会发生PAM的热降解, 但其水解度增大。

3 微生物降解

在当前的研究当中, 已经有一些使用微生物降解的方式来对PAM进行控制的文献记录, 日本的研究人员在30℃的温度条件下以PAM、K2HPO4、七水合硫酸镁、氯化钠和七水合硫酸铁的混合物当成是培养基, 从活性污泥和土壤当中提取出具有较强的水溶性PAM, 将它们当做是唯一的碳源和氮源, 将培养基培养27个小时, 整个生物体系所消耗的有机碳为20%, 而PAM的平均分子量也有了大幅的下降, 在这样的情况下, 低浓度的PAM是不能被完全吸收的, 在将PAM当做是土壤微生物生长基质的实验当中, PAM只能当做是唯一的碳源供微生物使用, 但是它是无法被讲解的, 产生这种现象的主要原因就是PAM有可能先被转化成了一个长链聚丙烯酸酯, 而后者主要是被微生物降解, 之后形成氮源, 可以得到较为充分的利用。

4 化学降解

4.1 氧化降解

4.1.1 氧化还原体系:

在氧化还原体系中, PAM的降解机理 (以K2S2O8/Fe SO4为例) 如下:第一步, 自由基生成反应:

第二步, 自由基传递反应:

第三步, 自由基引发主链断裂

具有强氧化性OH·的产生是PAM氧化降解的主要原因。Fe3+/SO32-通过氧化还原反应可以产生OH·, 对PAM产生降解作用;但体系中SO32-不能过量, 否则会捕捉OH·, 导致聚合物链断裂停止。

4.1.2 Fenton试剂:

Fenton试剂产生的OH·会攻击溶液中的PAM分子。在有溶解氧的条件下, OH·导致聚合物链断裂, 黏度下降。若没有溶解氧, 则不会发生聚合物断裂。Fenton试剂按式 (9) 提供OH·来氧化降解PAM, 且降解率在90%以上。

4.1.3 过氧化物:

过氧化物用来降解PAM。K2S2O8或K2S2O8/Fe SO4可以有效降解水溶液中的PAM, 且降解过程符合自由基连锁反应的特征。当K2S2O8的浓度为100mg/L, Fe SO4·7H2O的浓度为20g/L时, 体系中PAM可以达到最大程度的降解, 此时溶液的COD较降解前增大, 平均相对分子质量明显降低, 降解后主要产物为丙烯酰胺低聚体及其衍生物。

4.1.4 铁离子:

Fe2+自发氧化产生的OH·进攻溶液中的PAM可引发链断裂。在酸性溶液中PAM的降解程度取决于自发氧化的速度, 而自发氧化的速度取决于溶液的p H值和铁离子的螯合作用。但在碱性溶液中, PAM降解可忽略。

4.2 光催化降解

光催化法过程中产生强氧化性基团, 通过自由基可将很多难生物降解的物质最终达到完全矿化。研究人员采用纳米级Ti O2微粒为催化剂, 研究了液固相悬浮体系中PAM的光催化降解和降粘性质。纳米级Ti O2微粒具有较高的光催化活性, 其光催化氧化PAM降解率在90min时达90%以上, 水中残留的PAM质量分数为0.001%~0.003%, 光催化降粘性能非常显著, 光照5min~10min, 含PAM的油田污水的黏度下降至蒸馏水的黏度。

5 结论

当前, 人们对PAM降解的认识正在朝着更加科学化和客观化的方向发展, 但是在研究的过程中还是存在着一定的难题, 如果降解物当中含有过量的PAM, 就可能会对人们的身体健康产生非常不利的影响, 在这样的情况下, 我们需要对其予以有效的控制, 所以今后研究人员还要不断的加深对这一问题的探究。

参考文献

[1]刘颖.聚丙烯酰胺的化学降解[J].油气田地面工程, 2009 (5) .

[2]杜涛.聚丙烯酰胺的降解研究进展[J].化工文摘, 2008 (2) .