反相乳液法制备具有双重交联结构AM微球及性能评价

来源 :中国石油大学(北京) | 被引量 : 0次 | 上传用户:lishibo13514244774
下载到本地 , 更方便阅读
声明 : 本文档内容版权归属内容提供方 , 如果您对本文有版权争议 , 可与客服联系进行内容授权或下架
论文部分内容阅读
由于粒径可控且具有良好的溶胀性,聚合物微球被广泛应用于油田深部调剖以有效改善水驱开发效果。但是单一有机交联结构的聚合物微球耐温性能较差,无法满足高温高盐油藏的深部调剖要求。为此,本论文以丙烯酰胺(AM)为主要单体,并在其中引入耐温单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS),同时采用N,N’-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)和金属交联剂或PEI交联剂,制备具有双重交联结构的耐温聚合物微球,探究了反相乳液聚合法合成微球的影响因素,并利用光学显微镜、扫描电镜(SEM)及HAAKE流变仪研究了微球的形貌、溶胀性能、耐温性及流变性。研究结果表明,合成微球的最佳条件为乳化剂用量是10%、油水比为2/1、搅拌速度为550 rpm,该条件下制备的微球形态为球形,粒径大小在100~600 nm。微球分散体系在120℃能够耐温50 d以上,微球的溶胀性能和增粘性能随着溶胀时间的增加呈现先增大后降低的趋势。溶胀温度越高、交联剂用量越少,微球溶胀性能越好,油水比对微球溶胀性能影响不大。交联剂用量越少、微球浓度越高,微球的增粘性能越好。120℃下溶胀的有机Al交联体系制备的微球分散体系,能够对一定孔径的微孔滤膜形成有效封堵。随着微球溶胀时间延长、浓度增大、有机Al交联剂用量降低,微球对微孔滤膜的封堵效果越好。
其他文献
大牛地位于鄂尔多斯盆地北部,对大牛地下古生界奥陶系进行成藏条件研究,可以促进下古生界天然气勘探目标的客观评价。对下古生界盐下烃源岩的下一步勘探部署和有利区带的选择具有重大的现实指导意义。由于该选区地层有过大幅抬升,导致该区成藏规律相当复杂。因此,合理认识地质流体特征、天然气运移规律是非常重要的。本文综合运用沉积学、烃源岩有机地球化学等基础学科知识和理论,以研究区下古生界烃源岩有机地球化学分析测试资
陆地常规油气资源的逐渐减少,促使世界各国加大了对海洋油气资源的勘探开发力度。在海上油气田开发过程中,经常会面临受温度、产量等关键参数的影响而导致井口抬升的现象。文昌气田在开发过程中,井口抬升现象较为严重。井口抬升对井口装置及附属管线等其他生产设施的安全性产生了影响,严重威胁了平台的生产安全。本文以文昌气田的WC-A井、WC-B井及WC-C井等三口高产井为研究对象,通过对其井身结构及井口装置结构的分
水下采油树作为水下生产系统的核心设备。目前采油树技术主要掌握在国外公司手中,国内研究仍处于起步阶段,推广采油树国产化势在必行。目前国内已研制出了采油树样机,但在安全性及可靠性等方面仍需进行进一步验证和确定,开展采油树验证试验基地建设,通过实验证明采油树的可靠性和安全性,并据此编写采油树相关设计准则和规范,对于推动水下采油树国产化进程具有十分重要的意义。本文立足于采油树通用行业规范及设计,以及目前国
与常规气藏相比,致密砂岩气藏具有其独特的性质,表现为储层物性较差、非均质性强、气水渗流规律复杂等。除此之外,这类气藏往往埋藏深度大,地质条件十分复杂,储量丰度低,开发过程中常出现单井产能低、产量下降快的现象,导致该类型气藏气井增产稳产难度大。因此,研究这类气藏产量的变化规律,有助于我们认识该气藏在递减阶段的特征,从而准确制定其后续开发方案。针对此问题,以临兴区块低渗致密气藏为例,研究地质静态、生产
深水钻井导管的下入是深水油气井建设过程的第一步,是后续工艺技术的基础,直接决定了建井过程的成败,表层导管失稳是深水喷射钻井面临的主要风险。因此,针对海底浅部地层成岩性差、地层强度低、承载能力弱、土体分层性质复杂等问题,亟需开展基于工程地质分层特征、导管喷射下入过程中土体扰动机制的承载力演化机理研究。喷射下导管的过程是利用淹没水射流对海底土的破坏形成井眼,表层导管和钻头一同下入的过程。导管喷射进入土
低渗透油藏多级压裂水平井分段测试是确定缝间产液能力和储层物性的重要手段,现有试井模型无法正确解释多级压裂水平井缝间干扰试井资料。本文将储层和裂缝视为一个渗流系统,分别建立了存在注水井干扰的多级压裂水平井试井模型和考虑缝间干扰的多级压裂水平井分段测试模型,其中储层渗流模型基于点源法,裂缝模型基于Cinco-Ley有限导流裂缝模型。将压裂缝离散为若干裂缝微元,联立内外边界条件构建矩阵,求取每个裂缝微元
钢纤维混凝土夹心管由于具有出色的抗压溃能力和一定的保温能力而成为未来深水油气集输的重要选项。由于混凝土芯材与钢管层对变形承载的差异,该类型管道在弯曲时容易发生混凝土芯材的拉伸开裂和压缩破碎,从而使其弯曲刚度发生变化。S型管道铺设作业中,当夹心管管道历经张紧器夹持、托管架上的拱弯以及离开托管架后的垂弯而铺入海床后,两个方向的弯曲必将使其芯材发生累积损伤从而改变其弯曲刚度。若想准确校核管道铺设过程中的
由于海上高温高压气井在生产过程中温度较高,产生的井口热应力和环空热膨胀压力使套管柱发生轴向变形,从而导致井口抬升,会对海上平台设备及工作人员的安全造成严重威胁。因此,开展海上高温高压气井井筒温度场及套管应力变化研究,预测井口管柱抬升高度,进行井口抬升风险识别,制定合理的防治措施,进一步降低套管损坏风险,对海上油气安全高效开采具有十分重要的意义。本文通过对海上高温高压气井的井身结构和受力情况进行分析
在深水钻井作业中,为避免可能出现的涡激振动损伤、自重作用下的失稳和过度的侧向变形,钻井隔水管需要在顶部张力器的作用下始终保持拉紧状态,而顶张力的大小成为影响隔水管安全的重要参量。当钻井平台遭遇恶劣海况或难以排除的定位设备故障时,需要中断钻井作业,紧急解开隔水管底部总成与防喷器的连接。此时储存在隔水管中的巨大势能被瞬间释放,隔水管会向上反冲,严重威胁隔水管的安全。针对解脱后不同情况下隔水管的纵向振动
塔河油田具有超深、超稠、高盐、高硫化氢和高沥青质的特性。目前主要采用掺稀为主的开采方法。但随着稠油开发的逐步深入,稀油资源日益短缺;在掺稀过程中轻组分增加,破坏原油胶体的稳定性,容易导致沥青质析出,堵塞井筒,影响原油的高效开采。本文针对塔河油田稠油掺稀降黏过程中的掺稀量和稠油稳定性问题进行研究,从原油组成、温度、压力等方面明晰了原油不稳定机理;开展了不同掺稀条件下原油稳定性研究,确定了适合塔河油田