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                淺談聚丙烯酰胺在油、氣開采應用中面臨的挑戰

                • 時間:2021-07-07 15:16:26
                聚丙烯酰胺(PAM)是一種線型高分子聚合物。在常溫下為堅硬的玻璃態固體,產品█有膠液、膠乳和白色粉粒、半透明珠粒和薄片等。基於聚丙烯酰胺的增粘、絮凝、減阻和對流體的流變性調節等性能,其廣泛地被用於油、氣開采過程中的鉆井、完井、酸化、壓裂、堵水、調剖、三次采油、水處理等方面。今天廠家簡單談談聚丙烯酰胺在油、氣開采應用中面臨的挑戰。來看看吧
                一、耐溫抗鹽性差
                雖然聚合物驅在油田雖然取得了規模化現場試驗的成功,但其應用環境都是溫度、礦化度相對較低、條件較為溫和的油藏,但現用驅油劑特別是單一的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)在上述油田的部分Ⅱ類油藏和Ⅲ類油藏條件下難以奏效,具體表現在:一方面,在高礦化度條件下,由於Na+、K+等無機陽離子對▓HPAM鏈節中賴以增粘的羧酸根基團(COO-)的靜電屏蔽作用,HPAM聚合物線團卷曲,導致水動力學體積減小,宏觀上表現為粘度大幅度降低,加上Ca2+、Mg2+等高價金屬陽離子易與COO-絡合而生成沈澱,導致增粘效果徹底喪失;另一方面,在地層溫度高於75℃時,HPAM中的█酰胺基鏈節(-CONH2)會發生進一步水解生成-COO-,在油藏中的無機鹽及高價金屬離子伴存的條件下,HPAM的粘度又會大幅度削弱甚至徹底喪失。
                ①單一HPAM使用的上限溫度不超過80℃(氰胺公司的研究結果是75℃,菲利普石油公司是80℃);
                ②在硬水中不管溫度高低,HPAM都會與高價離子絡合形成沈澱,而且溫度越高,形成沈澱或分相的時間越短(圖);
                ③不管其水解度如何,HPAM都會與高價離子絡合形成沈澱,而且起始水解度越高,形成沈澱或分相的時間越短(圖)
                二、註水水質對聚丙烯酰胺溶液粘度影響大
                目前油田每天采出水比回註水多出18萬方,給外排造成很大壓力。因此,很大一部分處理後的汙水均用作聚合物█溶液的配註水或回註水,但不同水質的汙水和不同處理程度的汙水對聚合物溶液的粘度的影響程度不一樣。以勝采二區為例,該區註入汙水雖無溶解氧和硫化物,但礦化度很高,Ca2+含量高,原油含量高,密閉化學耗氧量(COD)較高,且含有Fe2+及懸浮物。地質院采收率室利用該汙水配制的相同濃度的曝氧的聚合物溶液比未曝氧的聚合物溶液的粘度高,這充分表明:汙水水質對聚合物溶液的粘度影響較大。
                三、難以滿足作業“井工廠”壓裂作業模式的要求
                目前壓裂液仍以天然植物膠尤其是胍耳膠為主,存在的主要問題是壓裂液破膠後往往產生殘渣較多,會堵塞油、氣通道,難以充分發揮壓裂增產的效果;其次,壓裂液所用增稠劑瓜膠主要從印度和巴基斯█坦進口,前幾年價格波動極大,從每噸兩萬余元飆升至每噸13萬余元,盡管這種高價位並非常態,但卻給我國的壓裂增產作業敲響了警鐘:必須研制能替代瓜膠的新型增稠劑。
                四、難以滿足海上油田作業的要求
                海上油田在經過長期開采後,不僅表現出與陸地油田一樣的“兩高特性,而且還由於其作業環境的特殊性,對堵水、調剖甚至三采用聚合物提出了新的要求。由於油藏的原生非均質性以及長期水驅加劇了非均質,在開發過程中暴露出了一系列的問題:地層壓力水平較低且不均衡,單井日產液能力低。采油速度與平臺壽命矛盾突出。層間吸水差異大,動態註采對應率較低。采用一套層系開發且油井合采水井合註,層間幹擾嚴重。