用于提高高温油藏采收率的组合物及其制备方法
【专利摘要】本发明涉及一种用于提高高温油藏采收率的组合物及其制备方法，主要解决现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐性能及热稳定性差、驱油效率低的问题。本发明通过高温油藏三次采油用的驱油组合物，以重量百分比计包括以下组份：(1)0.01～3.0%的耐高温驱油用聚丙烯酰胺；(2)0.01～5.0%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；(3)92.0～99.98%的注入水；其中(1)组分为通过添加了无机或有机改性的蒙脱土制得的耐高温驱油用聚丙烯酰胺及其制备方法的技术方案较好地解决了该问题，可用于高温油藏的三次采油生产中。
【专利说明】用于提高高温油藏采收率的组合物及其制备方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及一种用于提高高温油藏采收率的组合物及其制备方法。
【背景技术】
[0002]国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，部分大油田先后进入三次采油阶段。聚合物驱是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。聚合物的驱油机理主要是利用水溶性聚丙烯酰胺分子链的粘度，改善驱替液的流度比，提高驱替效率和波及体积，从而达到提高采收率的目的。
[0003]由于三次采油周期长，深层油井温度高，因此，三次采油用聚合物必须有良好的增粘、耐温、抗盐性，性能稳定。
[0004]近年来，有关耐温抗盐型聚丙烯酰胺的研究主要通过在聚合物主链上引入大侧基或刚性侧基提高聚合物的热稳定性、引入抑制水解的单体或对盐不敏感的单体进行共聚来提高聚合物的耐水解及抗盐性能，或通过疏水基团的疏水缔合作用来改善聚合物的耐温抗盐性能。但由于共聚单体的质量或价格使得聚合物难以达到高分子量或产品具有较高的成本，在工业生产或在三次采油实际应用上会受到一些限制。目前三次采油中，能满足耐温抗盐要求的聚合物很少，不是价格太高就是性能不稳定，特别是不能满足矿化度10000mg/L左右，能耐90°C以上高温的聚合物。
[0005]蒙脱土(Montmori I 1nite,简称MMT)矿藏资源十分丰富，价格低廉，性能优良，可用于轻工、石油、冶金、沙漠治理、污水处理、药品等多种行业，被人们誉为“万能材料”。天然蒙脱土是一种层状结构、片状结晶的含水铝硅酸盐的土状矿物，主要成分为氧化硅和氧化铝，晶胞平行叠置，属于2: I型三层夹心结构，具有很高的刚性，层间不易滑移，这种特殊的晶体结构赋予蒙脱土独特的性质，如较大的表面活性、较高的阳离子交换能力、异常含水特征的层间表面、强烈改变液体流动特性的能力等。对其进行无机、有机或有机一无机复合改性处理后大大拓宽了应用领域，特别是在絮凝剂材料、聚合物复合材料方面有广泛应用。但是将改性的蒙脱土引入丙烯酰胺聚合中以提高聚合物的热稳定性却鲜见报道，经专利检索没有查到，只有少数文献在吸水性树脂或增稠剂等方面有有类似的研究。如舒小伟、沈上越等(中国粉体技术，2005，2:9 — 11)以N，N—亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，过硫酸钠为引发剂，采用水溶液法制备出高岭土复合聚丙烯酸一丙烯酰胺超吸水性树月旨，高岭土的加入量为丙烯酸单体的50%;安景云、刘红宇等(河南化工，2008，31 (3):19 一20,30)使用AM、AA、AMPS和钠基蒙脱土合成了一种具有较高抗电解质性能的增稠剂，蒙脱土含量在1%~5%的范围内。特别是将蒙脱土改性聚丙烯酰胺作为三次采油用驱油剂尚未见到报道。
[0006]本发明利用无机或有机改性蒙脱土与丙烯酰胺原位聚合后蒙脱土纳米层与聚丙烯酰胺分子链相互作用，提高了聚合物的耐热及稳定性，本发明所述的适合于耐高温驱油用聚合物的制备方法、二元复合及其在三次采油中的应用。
【发明内容】
[0007]本发明所要解决的技术问题之一是现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐及热稳定性能不能满足三次采油要求、驱油效率低的问题，提供一种新的用于提高高温油藏采收率的组合物。该组合物用于驱油过程中，具有使用浓度低，在高温高盐条件下驱油效率高的特点。本发明所要解决的技术问题之二是提供一种与解决技术问题之一相对应的用于提高高温油藏采收率的组合物的制备方法。
[0008]为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下:一种用于提高高温油藏采收率的组合物，以重量百分比计包括以下组份:
(1)0.01~3.0%的耐高温驱油用聚丙烯酰胺；
(2)0.01~5.0%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；
(3)92.0~99.98%的注入水；
其中(I)组分耐高温驱油用聚丙烯酰胺按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量Mw测定(粘度法)测定特性粘数[η ]，并按[η ]=3.73X IO-4Mw0-66计算分子量为2504~3218万，在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在95°C、7.34s—1下的表观粘度为38.4~41.7mps。
[0009]上述技术方案中，所述的注入水的总矿化度优选范围:5000~15000mg/L、Ca2++Mg2+为30~600mg/L。所述的表面活性剂优选方案选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH2CH2O)nCH2COOM ;其中R的碳原子数为12~18，n为乙氧基团EO的加合数，选自2~8中的任意一个整数，金属离子M选自钾、钠或锂。
[0010]为了解决上述技术问题之二，本发明采用的技术方案如下:一种用于提高高温油藏采收率的组合物的制备方法，包括以下步骤:
a)将丙烯酰胺单体配成质量浓度为10~40%的水溶液I;
b)向溶液I中加入丙烯酰胺单体重量0.05~5%的无机或有机改性蒙脱土，混合均匀后得到溶液II ；
c)向溶液II中通氮除氧10~40分钟后加入相对于单体质量浓度0.02~5%的复合引发体系组合物，得溶液III;
d)向溶液III中通氮除氧10~40分钟后，在5~25°C下引发，聚合2~10小时后得胶状产物I ;
e)将胶状产物I剪碎后加入质量浓度5~50%的碱液进行水解反应I~5小时，其中温度为80~95°C，得胶状产物II ；
f)将胶状产物II经干燥、粉碎、过筛后得细颗粒状耐高温型聚丙烯酰胺；
g)将所需量的耐高温型聚丙烯酰胺、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，5~35°C搅拌I~3小时，得到所需的组合物，以重量百分比计，阴离子型聚丙烯酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水的配比为0.01~3.0%: 0.01~5.0%: 92.0~99.98 ；
其中复合引发体系组合物，以重量百分比计包括以下组分:(a)0.5~20%的过硫酸盐；
(b)0.1~40%的亚硫酸盐或酸式亚硫酸盐；(c)0.5~20%的由NR1R2R3代表的叔胺类化合物或由N+R4R5R6R7代表的季铵类化合物或由NH2R8代表的脂肪胺类化合物，式中R1~R7均选自C1~C14直链或支链烷基或烷基衍生物，R8选自C1~C18直链或支链烷基或烷基衍生物；(d)10~80%的尿素、硫脲或氨水；(e) 5~60%的乙二胺四乙酸二钠。
[0011]本发明所制备的用于提高高温油藏采收率的组合物，由于采用了复合引发体系组合物，并以优选的工艺与之配套，故反应平稳、有利于链增长，产物不仅分子量高，在一定矿化度的盐水中也表现出较高的表观粘度；其中添加的功能单体可能使聚合物形成较特殊的结构，使得其同时具有较好的耐温抗盐性能；采用了后水解工艺，聚合及水解反应都精确可控，能得到较高分子量和一定水解度的产品；改性蒙脱土由于含有多价金属离子或层状结构，可以在丙烯酰胺的原位聚合过程中提供络合点，产生分子间的物理交联或轻微的化学交联，形成一定的二维或三维结构，即使在较高的温度或矿化度下仍具有稳定的结构，大大提高了聚合物的耐热及稳定性。使用本发明所提供的制备工艺制得的驱油用耐高温驱油用聚丙烯酰胺，分子量3 2500万，在盐水中的表观粘度3 38mPa.s(盐水总矿化度10000mg.I/1 左右，Ca2++Mg2+100 mg.L-1 左右)。
[0012]采用本发明制备的耐高温型聚丙烯酰胺，以用量为0.1~0.3?七％与0.1~0.4wt%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂形成驱油用组合物，在无碱条件下，可用于较高温度和矿化度的油田区块的地层原油和水，测定了该驱油剂在河南油田江河模拟水95°C下的溶液表观粘度，大于38mPa.s，与河南油田VII下区块原油之间的动态界面张力值,可达10_3~10_4mN/m的超低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价在高温、高盐油藏上该驱油剂能在水驱基础上(水驱提高原油采收率达41.1%)提高原油采收率可达16.6%，取得了较好的技术效果。
[0013]下面通过实施例对本发明作进一步阐述。
[0014]
【具体实施方式】
[0015]【实施例1】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.125g钠基蒙脱土(Na-MMT)加入352g去离子水中，搅拌溶解均匀，用5%质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8.5，并开始通入高纯氮气，30min后将水浴降温至15°C，然后依次加入1.25%尿素水溶液8g，0.9%乙二胺四乙酸二钠(EDTA- 二钠)水溶液10g，1.25%甲基丙烯酸N，N- 二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1.25%的过硫酸钾水溶液lg，1%的亚硫酸氢钠水溶液lg，I小时后将反应温度逐渐升至40°C，反应3小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10%Na0H水溶液120g，在90 ° C水解反应2小时，然后在75°C下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。
[0016]按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为88.5%，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间含90min,按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为17.6%，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[Π]=3.73X 10_4Mw°_66计算分子量为2519万，1500mg/L聚合物浓度溶液在95°C、7.34s—1下的表观粘度为41.1mPa.s (盐水总矿化度8730 mg.L—1，Ca2++Mg2+:48mg.L—1)，95°C老化30天后粘度保留率为98%。
[0017]将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4) 0.25wt°/4P 99.6wt%河南油田江河注入水均匀混合，20°C搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度95°C、矿化度8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为41.3mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0072mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELD III型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
[0018] 【实施例2】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.188g钠基蒙脱土(Na-MMT)加入370g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5%质量浓度的NaOH溶液调节pH值至9.0，并开始通入高纯氮气，30min后将水浴降温至15°C，然后依次加入1.25%硫脲水溶液lg，0.81%乙二胺四乙酸二钠(EDTA- 二钠)水溶液lg，1.25% β - 二甲氨基丙腈水溶液lg，1.25%的过硫酸钠水溶液lg，1.69%的亚硫酸钾水溶液lg，0.5小时后将反应温度逐渐升至35°C，反应4小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10%Na0H水溶液120g，在90 °(:水解反应2小时，然后在75°C下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。
[0019]按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为87.9%，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间含120min,按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为16.5%，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[Π]=3.73X 10_4Mw°_66计算分子量为2504万，1500mg/L聚合物浓度溶液在95 °C、7.34s—1下的表观粘度为38.8mPa.s(盐水总矿化度 8730 mg.L-1，Ca2++Mg2+:48 mg.L—1)，95°C老化 30 天后粘度保留率为96%。
[0020]将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4) 0.35wt9aP 99.5wt%河南油田江河注入水均匀混合，20°C搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度95°C、矿化度8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为39.1mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0063mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELD III型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
[0021]【实施例3】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.215g钠基蒙脱土(Na-MMT)加入370g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5%质量浓度的NaOH溶液调节pH值至8.6，并开始通入高纯氮气，30min后将水浴降温至15°C，然后依次加入1.38%尿素水溶液lg，0.33%乙二胺四乙酸二钠(EDTA-二钠)水溶液lg，0.99%N, N- 二甲基二烯丙基氯化铵水溶液lg，1.25%的过硫酸铵水溶液lg，
2.63%的亚硫酸钾水溶液lg，I小时后将反应温度逐渐升至40°C，反应3.5小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10%Na0H水溶液120g，在90 ° C水解反应2小时，然后在75°C下真空干燥6h,用粉碎机打碎筛分后取样分析。
[0022]按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为89.8%，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间含90min,按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为15.6%，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[Π]=3.73X 10_4Mw°_66计算分子量为3218万，1500mg/L聚合物浓度溶液在95 °C、7.34s—1下的表观粘度为38.8mPa.s (盐水总矿化度 8730mg.L-1，Ca2++Mg2+:48 mg.L-1)，95°C老化 30 天后粘度保留率为102%。
[0023]将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4) 0.25wt9aP 99.6wt%河南油田江河注入水均匀混合，20°C搅拌2小时，得到所需的驱油用组合物。在温度95°C、矿化度8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为39.8mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0062mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELD III型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定 。
[0024]【实施例4】
先将125g丙烯酰胺(AM)和0.125g有机改性蒙脱土(O-MMT)加入369g去离子水中，搅拌溶解均匀后，用5%质量浓度的NaOH溶液调节pH值至9.8，并开始通入高纯氮气，30min后将水浴降温至15°C，然后依次加入3.13%硫脲水溶液lg，1.04%氨水溶液Ig，2.5%乙二胺四乙酸二钠(EDTA- 二钠)水溶液lg，1.56%甲基丙烯酸N，N- 二甲氨基乙酯(DMAEMA)水溶液lg，1.25%的过硫酸铵水溶液lg，0.94%的亚硫酸钠水溶液lg，1.5小时后将反应温度逐渐升至40°C，反应3小时后得到凝胶状聚合产物，切胶后加入10%Na0H水溶液115g，在90°(:水解反应2小时，然后在75°C下真空干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。
[0025]按GB/T12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为87.9%，按GB/T12005.8-89粉状聚丙烯酰胺溶解速度测定方法测试溶解时间含90min,按GB/T12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为16.4%，按GB/T12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[Π]=3.73X 10_4Mw°_66计算分子量为2616万，1500mg/L聚合物浓度溶液在95°C、7.34s—1下的表观粘度为39.8mPa.s (盐水总矿化度8730 mg.L—1，Ca2++Mg2+:48mg.L—1)，95°C老化30天后粘度保留率为105%。
[0026]将所合成的耐高温驱油用聚丙烯酰胺0.15wt%、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐(n=4) 0.40wt%和99.45wt%河南油田江河注入水均匀混合，15°C搅拌3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度95°C、矿化度8730mg/L、Ca2++Mg2+48mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为42.3mPa.s.;该组合物与河南油田某区块脱水原油之间形成0.0069mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELD III型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
[0027]【实施例5~8】
将【实施例1~4】合成的耐高温型聚丙烯酰胺，以用量为0.1~0.3wt%与0.1~
0.4wt%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂形成驱油用组合物，在无碱条件下，测定了该驱油剂在河南油田江河模拟水95°C下的溶液表观粘度大于38mPa.s,与河南油田某区块原油之间的动态界面张力值，可达10_3~10_4mN/m的超低界面张力；在长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米2的岩心上进行物理模拟驱替试验，室内评价在高温、高盐油藏上该驱油剂能在水驱基础上(水驱可提高原油采收率41.1~42.8%)提高原油采收率可达15.2~16.6%，结果见表1所示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
【比较例I】将125g丙烯酰胺单体加入355g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5%的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15°C，分别加入0.125wt%的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt%的亚硫酸氢钠水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至45°C，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10%的NaOH水溶液120克，在90°C下水解反应2h，然后在75°C真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。
[0028]按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为88.65%，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为17.3%，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[n]=3.73X10_4Mw°_66计算分子量为1963万，在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在95°C、7.34s—1下的表观粘度为26.2mps，95°C老化30天后粘度保留率为55%。
[0029]【比较例2】
将125g丙烯酰胺单体加入345g去离子水中，搅拌均匀溶解完全后，用5%的NaOH溶液调节pH值至8，然后通氮气30min，并将水浴温度调至15°C，分别加入0.125wt%的过硫酸钾水溶液10g，0.0963wt%的亚硫酸氢钠水溶液10g，0.125wt%的AIBI水溶液10g，30min后将反应温度逐渐升至45°C，反应4h后取出胶块，粉碎成颗粒状后，加入10%的NaOH水溶液120克，在90°C下水解反应2h，然后在75°C真空下干燥6h，用粉碎机打碎筛分后取样分析。
[0030]按GBT12005.2-89聚丙烯酰胺固含量测定方法测试固含量为87.54%，按GBT12005.6-89部分水解聚丙烯酰胺水解度测定方法测试水解度为16.3%，按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量测定(粘度法)测定特性粘数，并按[n]=3.73X10_4Mw°_66计算分子量为2132万，在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在95°C、7.34s—1下的表观粘度为31.9mps，95°C老化30天后粘度保留率为69%。
[0031]表1不同组合物对河南油田VII下区块驱油试验结果
【权利要求】
1.一种用于提高高温油藏采收率的组合物，以重量百分比计包括以下组份: (1)0.01~3.0%的耐高温驱油用聚丙烯酰胺； (2)0.01~5.0%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂； (3)92.0~99.98%的注入水； 其中(I)组分耐高温驱油用聚丙烯酰胺按GBT12005.10-92聚丙烯酰胺分子量Mw测定(粘度法)测定特性粘数[η ]，并按[η ]=3.73X IO-4Mw0-66计算分子量为2504~3218万，在总矿化度为8730mg/L、其中钙离子和镁离子的总量为48mg/L的水溶液中，1500mg/L聚合物浓度溶液在95°C、7.34s—1下的表观粘度为38.4~41.7mps。
2.根据权利要求1所述的用于提高高温油藏采收率的组合物，其特征在于所述的注入水的总矿化度为 5000 ~15000mg/L、Ca2++Mg2+ 为 30 ~600mg/L。
3.根据权利要求1所述的用于提高高温油藏采收率的组合物，其特征在于所述的表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH2CH2O)nCH2C00M ;其中R的碳原子数为12~18，n为乙氧基团EO的加合数，选自2~8中的任意一个整数，金属离子M选自钾、钠或锂。
4.权利要求1所述的用于提高高温油藏采收率的组合物的制备方法，包括以下步骤: a)将丙烯酰胺单体配成质量浓度为10~40%的水溶液I; b)向溶液I中加入丙烯酰胺单体重量0.05~5%的无机或有机改性蒙脱土，混合均匀后得到溶液II ； c)向溶液II中通氮除氧10~40分钟后加入相对于单体质量浓度0.02~5%的复合引发体系组合物，得溶液III; d)向溶液III中通氮除氧10~40分钟后，在5~25°C下引发，聚合2~10小时后得胶状产物I ; e)将胶状产物I剪碎后加入质量浓度5~50%的碱液进行水解反应I~5小时，其中温度为80~95°C，得胶状产物II ； f)将胶状产物II经干燥、粉碎、过筛后得细颗粒状耐高温型聚丙烯酰胺； g)将所需量的耐高温型聚丙烯酰胺、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，5~35°C搅拌I~3小时，得到所需的组合物，以重量百分比计，阴离子型聚丙烯酰胺、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水的配比为0.01~3.0%: 0.01~5.0%: 92.0~.99.98 ； 其中复合引发体系组合物，以重量百分比计包括以下组分:(a)0.5~20%的过硫酸盐；(b)0.1~40%的亚硫酸盐或酸式亚硫酸盐；(c)0.5~20%的由NR1R2R3代表的叔胺类化合物或由N+R4R5R6R7代表的季铵类化合物或由NH2R8代表的脂肪胺类化合物，式中R1~R7均选自C1~C14直链或支链烷基或烷基衍生物，R8选自C1~C18直链或支链烷基或烷基衍生物；(d) 10~80%的尿素、硫脲或氨水；(e) 5~60%的乙二胺四乙酸二钠。
【文档编号】C09K8/584GK103540307SQ201210240162
【公开日】2014年1月29日 申请日期:2012年7月12日 优先权日:2012年7月12日
【发明者】夏燕敏, 许汇, 宋晓芳, 蔡红 申请人:中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司上海石油化工研究院