通过注入聚合物溶液强化采油的工艺 |
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申请号 | CN201380004294.9 | 申请日 | 2013-01-14 | 公开(公告)号 | CN103998567B | 公开(公告)日 | 2017-10-10 |
申请人 | S.P.C.M.股份公司; | 发明人 | C·法韦罗; S·达拉斯; B·焦万内蒂; | ||||
摘要 | 强化采油工艺采用的 水 溶液包含至少一种由以下成分聚合作用获得的线性或结构化 水溶性 共聚物:‑至少10mol%游离酸和/或盐化形式的2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙烷磺酸 单体 ;‑至少10mol%的至少一种共聚单体,这些共聚单体精选自包含丙烯酰胺、N‑乙烯基吡咯烷 酮 (NVP)和配方(I)丙烯酰胺衍生单体的基团:其中:R=H或CH3或CH2COOR’,R’是由至多3种 碳 原子 组成的烷基;A是其环中包含4至6个碳原子并且有一个醚官能团或酮官能团的N杂环。 | ||||||
权利要求 | 1.强化采油工艺,包括: |
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说明书全文 | 通过注入聚合物溶液强化采油的工艺技术领域[0001] 本发明涉及在地层强化采油的技术领域。更确切地说,本发明的主题是改进的强化采油工艺,该工艺在于将包含亚铁离子、硫化氢和/或溶解氧的流体(所述流体借助水性聚合物溶液呈现出粘性)引入地层,而不使用稳定化合物。 [0002] 更确切地说,本发明涉及改进的强化采油工艺,该工艺采用特定的聚合物,可在降解聚合物的环境下获得提高的性能,在不使用可稳定聚合物的化合物时也能实现。 背景技术[0003] 当前运营的大多数油田已趋于成熟,并且事实上产量已开始下降或行将下降。这些油田的采出程度当前平均为15至35%不等。因此,它们仍有巨大的生产潜力。 [0005] 首先,通过减压获得流体和岩石的天然能源,制成产品。在此能源开采阶段结束时,表面的采油速率平均代表初始储备量的5至15%。因此,在第二步中,必须利用相关的技术来提高开采率,同时保持油田压力。 [0006] 最常用的方法在于通过专用于此用途的注入井将水(更普遍使用的是盐水)注入地层。常用的术语是二次采油。当输出井产出的混合物的含水量过高时,停止此第二阶段。就附加石油的采出程度而言,第二阶段的收益为10至20%不等。 [0007] 可以使用的其他技术组合在一起,冠以强化采油(EOR)名称。其目标是使附加石油的采出程度达到初始储量的10至35%。术语“强化采油”包括各种热处理或非热处理技术,如“电气”、“混溶”、“蒸馏”或“化学”技术,用于改进地下剩余石油的开采(请参阅IFP评审的《油气科学与技术》第63卷(2008),第1章,第9-19页)石油指任何类型的油,即轻油、重油以及沥青油。 [0008] 更确切地说,本发明涉及强化采油,其化学过程至少涉及将包含一种或多种水溶性聚合物的水基流体注入地层。 [0009] 强化采油(EOR)技术区别于储层增产措施。后者的特征是注入有限体积的聚合物溶液以在储层中形成局部现象,即形成具有高渗透率的阻塞区域以实现波及控制、形成水在其中进入地层的阻塞区域以实现堵水。注入通常通过注入井或生产井进行,操作时间相当短,通常为几天且通常短于一个月,注入体积应小于储层孔隙体积的5%。孔隙体积指储层中岩石未占用的体积,与渗透带具有相关性。 [0010] 相反地,采用聚合物的强化采油(EOR)技术涉及长时间持续注入聚合物溶液,以从注入井波及到远至生产井。其目的不在于处理储层的某个区域而在于整个储层,以采出最多石油。为此,必须注入更大体积的水溶液,通常至少为孔隙体积的50%至500%,事实上甚至更多。然后,在生产井的一侧或两侧采出油水混合物,有时也采出气水混合物。 [0011] 根据采用的技术,可单独注入粘性聚合物流体,也可结合改进采油中使用的其他化合物一起注入。 [0012] 在所有这些技术中,与单纯注入水相比,添加水溶性聚合物可以提高波及系数。尽管使注入的水呈现出“更多粘性”,使用聚合物的预期和经验证优势在于增强了油田中的面积波及和流动控制,以更快速有效地采出石油。这些聚合物可增加注入水的粘度。 [0013] 技术娴熟的人员知道合成水溶性聚合物(尤其是丙烯酰胺基水溶性聚合物)在增加水溶液的粘度方面极具优势,并广泛用于强化采油。 [0014] 使用的聚丙烯酰胺主要提供阴离子并通过如下方式获得: [0015] ·丙烯酰胺和丙烯酸的共聚作用; [0017] ·丙烯酰胺与其他离子或非离子官能单体的共聚作用或三聚作用。 [0019] 然而,油田中使用的水和盐水包含其他化合物,这些化合物可能会降低所使用聚合物的粘度,造成所需系数达不到流体的粘度,从而导致实际传播到油田中的流体粘度比要求的低。 [0020] 事实上,在油田中,聚合物是通过注入流体(水、盐水)注入的,其中的氧、溶解金属、硫化氢以及与聚合物链相互作用的其他实体的含量并非始终可控。这些条件将导致包含聚合物的注入流体的属性显著降解,尤其是以下属性类别的降解: [0021] -生物; [0022] -机械; [0023] -化学。 [0024] 聚合物的化学降解对应于最难预测和量化的机制。这是因为这种类型的降解可能按照多种机制发生,如在注入包含聚合物的流体的过程中,以及/或者在注入前用于存储包含聚合物的注入流体的储层中,或在地层的近钻井孔区域。 [0025] 化学降解首先是由于自由基的形成,自由基与聚合物的主链相互作用,降低其分子量。然后导致注入流体的粘度降低,进而导致溶液中聚合物链的流体力学体积降低。自由基可源自各种来源:它们可以由聚合物的弱键在加热/摩擦的作用下断裂产生,也可以由聚合物中存在残留的引发剂或杂质副产品产生。氧化还原体系也会产生自由基。氧的存在是聚合物降解最有害的因素。此外,存在某些金属(如铁,特别是Fe2+亚铁离子)或存在硫化氢也会加重氧降解聚合物的反应。 [0026] 需要注意的是,对于储层增产措施(如阻塞高渗区)而言,其旨在尽可能凝胶聚合物,以阻塞油井的优先通道。实现此操作的一种方法是在氧的作用下将注入流体中的亚铁离子氧化成铁离子。氧的添加通常在聚合物到达优先通道时进行,以便聚合物在Fe3+离子的作用下在原地发生交联。本技术将在文档US-A-4951921中具体介绍。 [0027] 对于强化采油,在将聚合物注入和传播到多孔介质中时,聚合物可能会发生意外的化学降解。为了克服这个问题,已经介绍了许多解决方案来稳定聚合物,从而降低化学降解的程度。 [0030] 专利US4563290介绍耐机械降解和耐水中通常存在的杂质的共聚物。这些共聚物包含至少10mol%的丙烯酸和至少10mol%的2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸。 [0031] 在EOR应用中,耐亚铁离子和/或硫化氢会形成一个非常特殊的问题,作为唯一的解决方案,先前技术通常通过添加络合剂或对水进行反渗透处理来解决这一问题。 [0032] 申请人文档WO2010/133258介绍借助将至少三种稳定剂组合成一种以及借助包含聚合物的相同配方在水溶性聚合物被注入流体溶解之前对它们提供保护。 [0033] 不过,这种高效的解决方案要求制备包含至少四种化合物的合成物,在油田上,经证实这有时可能会成为问题,尤其是因为后勤方面的原因。 [0035] 令人惊讶且完全出乎意料的是,申请人已证明以特定的比例选择某些单体并在适当的情况下调整注入流体的成分将能够限制强化采油工艺中聚合物的降解。 [0036] 文档US-A-4563290介绍AMPS/NVP或AMPS/AM/NVP共聚物,将它们用于EOR中,进行测试以观察其是否能够加厚合成海水样本,即水和盐的简单混合。文档中未介绍这些聚合物耐自由基降解条件的能力。 [0037] 文档WO97/22638介绍基于ATBS和基于丙烯酰哌嗪衍生物(例如XIX、XXI)的共聚物,测试了它们在合成海水样本中的稳定性。同样,文档中未介绍这些聚合物耐Fe2+离子和氧或硫化氢和氧降解条件的能力。基于ATBS和基于丙烯酰吗啉(例如XXIII)的其他聚合物用于钻井、波及控制或其他“修井”操作,旨在凝胶聚合物或保持充分的粘度以冲洗油井。未设想强化采油处于聚合物降解条件下。 [0038] 文档US-A-4563290介绍可用于强化采油的共聚物。它们包含10至30mol%的丙烯酸、至少10mol%的AMPS,以及60至89mol%的丙烯酰胺。 发明内容[0039] 本发明涉及改进的强化采油工艺,该工艺在于通过水性聚合物溶液使流体呈现出粘性,然后将流体注入地层,从生产井采出水油混合物。 [0040] 更确切地说,本发明的主题是强化采油工艺,该工艺包括: [0041] -在不添加聚合物稳定剂的情况下,制备包含至少一种通过聚合作用获得的线性或结构化水溶性共聚物的水溶液: [0042] -至少10mol%游离酸和/或盐化形式的2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸单体; [0043] -至少10mol%的至少一种共聚单体,这些共聚单体精选自包含丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和配方(I)丙烯酰胺衍生单体的基团: [0044] [0045] 其中: [0047] A是其环中包含4至6个碳原子并且有一个醚官能团或酮官能团的N杂环; [0048] -至少10mol%游离和/或盐化形式的丙烯酸。 [0049] -在注入流体中加入水溶液,事前或事后都不得在流体中添加共聚物稳定剂; [0050] -将呈现出粘性的注入流体注入储层。 [0051] -采出水油和/或水气混合物。 [0052] 事实上,注入流体包含至少500ppb的亚铁离子和/或10ppm的硫化氢,至少50ppb但不超过10ppm的溶解氧。 [0053] 换句话说,注入流体的成分确保了聚合物不会产生交联或凝胶作用。更确切地说,流体的成分组合了溶解氧和Fe2+,不会产生使聚合物交联或凝胶的Fe3+。当然,必要时也会调整注入流体的成分,具体取决于其原始成分。更确切地说,通常使用的注入流体是通过使用在EOR工艺结束时分离石油后的返回产品流体的水相获得的。如果此流体包含的氧过多,则调整所述流体的成分。在其他情况下,不需要调整分离后获得的注入流体的成分。 [0054] 在注入流体中,流体中Fe2+离子(以ppm表示)与溶解氧(以ppm表示)的重量比大于10将较为有利,大于15更宜。 [0055] 根据基本特征,进行该工艺的过程中不需要添加任何稳定剂、络合剂,也不需要处理注入水以对使用的共聚物提供保护。 [0056] 然而,为了克服EOR工艺固有的特定约束,仍然可以使用某些“稳定”剂,例如,使用阻垢剂来处理水中存在的有害钡,或者使用自由基清除剂来处理管道的腐蚀。 [0057] 换句话说,注入流体不包含额外的稳定剂或故意添加的稳定剂。当然,注入流体中可能存在符合稳定剂定义的化合物,但就数量上而言,其稳定效果可以忽略不计。 [0058] 百分率、百万分率(ppm)和十亿分率(ppb)都表示注入流体的总重量,即包含聚合物的注入流体的重量。 [0060] 聚合物稳定剂指专利申请WO2010/133258中介绍的稳定剂,即脱氧剂、沉淀剂、自由基清除剂、牺牲剂和络合剂。他们特指(但没有隐含限制)各种形式的亚硫酸盐、碳酰肼和肼衍生物、异抗坏血酸钠、碳酸钠和磷酸钠、二乙硫脲、二甲基硫脲、巯基苯并噻唑和巯基苯并咪唑、甘油、丙二醇、丙三醇、异丙醇、1,2-丁二醇、1,3-丁二醇、1,4-丁二醇、2,3-丁二醇、1,2,4-丁二醇、季戊四醇(PETA)、三羟甲基乙烷、新戊二醇、1,2-戊二醇、2,4-戊二醇、2,3-戊二醇、三羟甲基丙烷、1,5-戊二醇、聚醋酸盐和聚羧酸盐、聚天冬氨酸盐、聚磷酸盐和聚膦酸酯、聚琥珀酸盐、乙二胺四乙酸(EDTA)、二亚乙基三胺五亚甲基膦酸(氨基三亚甲基膦酸)七钠盐(DTPMP·Na7)、顺丁烯二酸、氮川三醋酸(NTA)或草酸。 [0061] 根据本发明的另一个特定方面,水溶液的共聚物源自以下成分的聚合作用: [0062] -至少15mol%(至少20mol%更宜)游离酸和/或盐化形式的2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸(ATBS); [0063] -至少20mol%(至少30mol%更宜,至少40mol%最佳)的至少一种单体,这些单体精选自包含丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮和配方(I)单体的基团。 [0064] 在特定体现中,该共聚物还源自相同的单体以上述相同比例的聚合作用,还包含至少8mol%(至少4mol%更宜,至少1mol%最佳)游离酸和/或盐化形式的丙烯酸。 [0065] 在特定体现中,配方(I)丙烯酰胺衍生单体的A基精选自包含2-吡咯烷酮、吡咯烷和4-吗啉的基团。 [0066] 有利的是,配方(I)丙烯酰胺衍生单体精选自包含丙烯酰吡咯烷酮、丙烯酰吡咯烷和丙烯酰吗啉的基团。 [0067] 令人惊讶且完全出乎意料的是,申请人已证明满足这些条件的共聚物可以通过化学过程在强化采油方面获得无可匹敌的性能,即使是在水或盐水的成分包含结合溶解氧的2+ Fe 亚铁离子和/或硫化氢时也是如此。 [0068] 根据本发明,当聚合物在水溶液中不可避免地与以下成分接触时,他们表现出一种固有抗力: [0069] -与Fe2+亚铁离子和溶解氧; [0070] -与硫化氢和溶解氧; [0071] -与Fe2+离子、硫化氢和溶解氧。 [0072] 换句话说,在波及油井的过程中,与注入流体的粘度相关联的性能不会受到显著影响。聚合物保留其属性,特别是其稠化属性。因此,可以更有效地推出石油,从而提高采出率。 [0073] 在强化采油操作过程中,聚合物可能会留在地层,因此可能会遭遇几个月(有时超过6个月)的降解条件。因此,不降解或随着时间的推移仅轻微降解对聚合物而言至关重要,这样才能保持其稠化属性,才能将石油推送到远至生产井。根据本发明,聚合物可实现此目标。 [0074] 此外还发现这些聚合物可以很好地抵抗这些降解条件,包括当降解剂达到较高的水平时,即稠化的注入流体包括以下成分时: [0075] -超过1000ppb的Fe2+亚铁离子,超过2000ppb的Fe2+离子更宜,超过5000ppb的Fe2+离子最佳,但最多不超过100ppm; [0076] -超过20ppm的硫化氢,超过40ppm更宜,但最多不超过400ppm; [0077] -超过100ppb的溶解氧,超过200ppb的溶解氧更宜,超过1000ppb的溶解氧最佳,但最多不超过10ppm。 [0078] 事实上,溶解氧的含量必须介于500ppb至10ppm之间,少于4ppm较为有利,少于2ppm最佳。 [0079] 用于制备聚合物溶液的水和稠化注入流体的本构水可以是含水层的水、从生产井采出然后经过处理的水、所含溶解无机盐比传统海水多的海水或盐水(其中的平均含量为20至50g/l)。无机盐可用于氯化钙、氯化钾、氯化钠或其混合物等。 [0080] 使注入流体呈现出粘性的聚合物水溶液包含2000至50000ppm的聚合物较为有利。 [0081] 此外,经聚合物稠化的注入流体包含200ppm至5000ppm的一种或多种水溶性聚合物以形成基于聚合物的溶液,包含300ppm至4000ppm更宜。 [0082] 此外,稠化的注入流体还可包含: [0083] -一种或多种表面活性剂。表面活性剂可精选自包含阴离子表面活性剂的基团,而两性离子则精选自包含以下成分的基团:烷基硫酸盐、烷基醚硫酸盐、芳基烷基硫酸盐、芳基烷基醚硫酸盐、烷基磺酸盐、烷基醚磺酸盐、芳基烷基磺酸盐、芳基烷基醚磺酸盐、烷基磷酸、烷基醚磷酸、芳基烷基磷酸、反击烷基醚磷酸、烷基磷酸酯、烷基醚磷酸酯、芳基烷基磷酸酯、芳基烷基醚磷酸酯、烷基羧酸盐、烷基醚羧酸盐、芳基烷基羧酸盐、芳基烷基醚羧酸盐、聚烷基醚和聚烷基醚衍生物。根据本发明,“烷基”被理解为具有6至24个碳原子的饱和或不饱和烃基团,该烃基团有支链或无支链、呈线性或包含一个或多个循环单元,还可能包含一个或多个杂环原子(O、N、S)。 [0084] 根据上述定义,芳基烷基团的定义是包含一个或多个芳环系统的烷基团,所述芳环系统可以包含一种或多种杂环原子(O、N、S)。 [0085] -一种或多种碱剂,例如精选自碱金属或氢氧化铵、碳酸盐以及碳酸氢盐(如碳酸钠)。 [0086] -一种或多种石油分散剂,如具有低分子重量的羟基化聚合物。 [0088] 根据本发明,在强化采油工艺(也称为EOR工艺)方面技术娴熟的人员随后采用已知的技术将包含所需聚合物的稠化注入流体注入包含石油矿床的地层。它在现场制备,随后立即注入地层。通常,加入水溶液中的所有成分都添加到包含水溶液或盐水的干线。 [0089] 根据本发明,聚合物还可包含: [0090] -具有疏水性的单体,如十一烷酸丙烯酰胺、十二烷酸甲基丙烯酰胺或丙烯酸衍生物,这些衍生物包括烷基丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯(如二十二烷乙氧基(25)甲基丙烯酸酯); [0091] -支化剂,如多价金属盐、甲醛、乙二醛;还可包含能与单体共聚的共价交联剂和具有聚乙烯不饱和现象(有至少两个不饱和官能团)的单体,如氯乙烯、烯丙基、丙烯酸和环氧官能团;还可能会提及亚甲基双丙烯酰胺(MBA)或三烯丙基胺。 [0092] 根据本发明,聚合物可以是线性的也可以是结构化的,即可以星型支化(星型)也可以梳型支化(梳型)。 [0093] 结构化聚合物指具有侧链的非线性聚合物,当此聚合物在水中溶解时,可获得一种强大的纠缠状态,从而产生极高的粘度和较低的梯度。 [0094] 所用水溶性聚合物的分子量通常大于或等于1000000g/mol,特殊情况下范围可从1扩展到25000000g/mol,大于2500000g/mol更宜。 [0095] 根据本发明的特定体现,聚合物可以精选自包含以下成分的基团: [0096] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式以及10至50mol%丙烯酰胺的共聚物; [0097] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式以及10至50mol%丙烯酰吡咯烷酮的共聚物; [0098] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式以及10至50mol%丙烯酰吡咯烷的共聚物; [0099] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式以及10至50mol%丙烯酰吗啉的共聚物; [0100] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式以及10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮的共聚物; [0101] 根据其他体现,共聚物为三元共聚物,其两种共聚单体以及ATBS都精选自包含丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮和配方(I)单体的基团。 [0102] 它们可以是: [0103] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至80mol%丙烯酰胺以及10至50mol%丙烯酰吡咯烷酮的三元共聚物; [0104] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至80mol%丙烯酰胺以及10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮的三元共聚物; [0105] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至80mol%丙烯酰胺以及10至50mol%丙烯酰吡咯烷的三元共聚物; [0106] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至80mol%丙烯酰胺以及10至50mol%丙烯酰吗啉的三元共聚物; [0107] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮以及10至50mol%丙烯酰吡咯烷酮的三元共聚物; [0108] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮以及10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮的三元共聚物; [0109] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮以及10至50mol%丙烯酰吡咯烷的三元共聚物; [0110] -包含10至50mol%2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和/或其盐化形式、10至50mol%N-乙烯基吡咯烷酮以及10至50mol%丙烯酰吗啉的三元共聚物; [0111] 根据其他体现,共聚物为四元共聚物,其三种共聚单体以及ATBS都精选自包含丙烯酰胺、N-乙烯基吡咯烷酮和配方(I)单体的基团。 [0112] 根据本发明,所用水溶性聚合物不需要开发特定的聚合工艺。它们可以由技术娴熟的人员采用其熟知的任何聚合技术获得(对自由基或可控自由基类型进行溶液聚合、悬浮聚合、凝胶聚合、沉淀聚合、水性或反相乳液聚合,后跟或不跟喷雾干燥、悬浮聚合、胶束聚合阶段,后跟或不跟沉淀、后水解或共水解聚合、“模板”聚合阶段)。 [0113] 聚合物最好以粉末或反相乳液形式提供。如果以反相乳液形式提供,则可以直接在盐水中或通过使用专利申请US2011/0118153中介绍的方法进行溶解,该专利申请一致并连续不断地使用反相乳液溶解水溶性聚合物。 [0114] 如果聚合物以粉末形式提供,则可以特别使用专利申请WO2008/107492中介绍的并由申请公司参考《聚合物切片单元》(PSU)销售的单元进行溶解。 [0115] 请参考专利申请WO2008/107492,了解有关在本发明的背景下可用于将基于聚合物的成分融入水溶液的单元的更多详细信息。此单元在惰性气体下工作,并可以降低在水溶液中执行聚合物分解这一阶段时无意引入氧的风险。 具体实施方式[0116] 本发明及其优势可从以下示例充分体现,示例的用途是对本发明进行解释,没有隐含限制。 [0117] 聚合物在高度降解条件下(完全有氧条件)表现出抗力 [0118] 在高度降解条件下测试了一系列聚合物。在包含7ppm溶解氧(有氧条件)和10ppm Fe2+离子的水性盐溶液中,每种聚合物可分解2000ppm。水性盐溶液包含30g/l的氯化钠和3g/l的氮化钙。 [0120] 粘度损失(表示为%)指初始粘度与放置7天或30天后的粘度之差除以初始粘度。 [0121] 相应的结果记录在下面的表1中: [0122] [0123] ATBS=2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸 [0124] AA=丙烯酸 [0125] AM=丙烯酰胺 [0126] NVP=N-乙烯基吡咯烷酮 [0127] 根据本发明(D至I),融入聚合物所获得的水溶液在同时存在大量Fe2+离子和溶解氧的情况下粘度也没有显著影响,即使是在不存在“稳定”剂的情况下也是如此。这将导致注入流体能够更有效地波及储层并提高强化采油率。 [0128] 聚合物降解条件下(可在油田上设想)表现出抗力 [0129] 在油田条件下测试了同样一系列聚合物。在包含1000ppm溶解氧和20ppm Fe2+离子的水性盐溶液中,每种聚合物可分解2000ppm。水性盐溶液包含30g/l的氯化钠和3g/l的氮化钙。 [0130] 在75℃的温度下存放这些溶液并防止吸入氧,并在7天和30天后在20℃下使用布氏粘度计和UL主轴以每分钟6转(rpm)的手套箱速度(以防止在测量过程中降解)测量其粘度。 [0131] 相应的结果记录在下面的表2中: [0132] [0133] 根据本发明的D至I,这些结果确认了聚合物事实上对同时存在溶解氧和Fe2+离子的条件表现出抗力,即使是在不存在“稳定”剂的情况下也是如此。 [0134] 聚合物在存在硫化氢的条件下表现出抗力 [0135] 在以下条件下测试了聚合物A、E和G:在包含7ppm溶解氧(有氧条件)和25ppm硫化氢的水性盐溶液中,每种聚合物可分解2000ppm。水性盐溶液包含30g/l的氯化钠和3g/l的氮化钙。 [0136] 在20℃的温度下存放这些溶液,并在15天后仍在20℃下使用布氏粘度计和UL模块以每分钟6转的速度测量其粘度。 [0137] 相应的结果记录在下面的表3中: [0138] [0139] 这些结果清楚地显示了聚合物E和G在遭受共同存在氧和硫化氢的情况下表现出优越性。 |