胜坨油田污水水质对聚丙烯酰胺凝胶堵剂成胶的影响

实验考察了胜坨油田污水的pH值、矿化度、机械杂质以及油含量等因素对聚丙烯酰胺(PAM)凝胶堵剂成胶的影响,得到了最佳成胶条件。当污水pH值为5~7,Ca2+浓度为2 000~3 000 mg/L,Mg2+浓度为2 500~4 000 mg/L,Na+浓度为10 000~30 000 mg/L时,PAM堵剂的成胶效果最好。污水中机械杂质含量变化对PAM堵剂成胶影响显著,但油含量变化对成胶影响较小。     

改性抗盐调剖剂的配制与室内研究

考察调剖剂溶液体系总矿化度、温度、阳离子聚丙烯酰胺浓度、溶液pH值以及岩心渗透率对改性抗盐调剖剂性能的影响,结果表明,总矿化度处于2 500～8 000 mg/L时,改性抗盐调剖剂稳定性好,黏度大;温度对改性抗盐调剖剂体系的成胶反应速率影响较大,温度越高,成胶时间越短;阳离子聚丙酰胺浓度增加,溶液形成凝胶的速度加快,凝胶强度增大,其最佳浓度为1 800 mg/L;溶液pH值对成胶时间影响较大,随pH值的增加,成胶时间增加。当岩心渗透率小于15×10^-2μm²时,改性抗盐调剖剂对岩心的堵塞率大于92%。     

堵漏型聚合物凝胶材料研究与评价

聚合物凝胶在油气井钻井过程中具有独特的排水堵漏作用。选择聚丙烯酰胺作为成胶剂，采用三价铬和酚醛作为交联剂，利用常规方法研究了聚合物凝胶的组成和性能，实验研究了聚丙烯酰胺分子量及浓度、交联剂类型和浓度对聚合物凝胶性能的影响，得出聚丙烯酰胺交联凝胶成胶最佳配比关系为：聚丙烯酰胺浓度为0．8％、铬交联剂加量为120mg／L、交联温度为60℃。在此基础上对影响凝胶成胶性能的主要因素进行了探索实验，结果表明：水质对聚合物凝胶影响较小；pH值对凝胶的影响显著，在pH值为8时形成的凝胶粘度、稳定性较好，随着pH值升高，交联速度变快，成胶时问缩短；当盐浓度过高时，体系成胶性能变差，尤其是钙离子浓度高时，易形成果冻型块状沉淀。实验表明，聚合物凝胶时间的延长粘度损失小，具有稳定性好，流动性好等特点。通过高温高压失水仪砂床堵漏实验进一步证明，聚合物凝胶与其它堵漏材料配合，能够起到封堵漏层的良好作用。     

FH-10堵剂的研制及在新疆低渗透油田的应用

以丙烯酰胺为单体,在引发剂作用下与交联剂和改性剂反应生成强度较高的凝胶堵剂FH-10.确定该堵剂的最佳配方:丙烯酰胺20 g/L、改性剂25 g/L、交联剂800 mg/L、引发剂20～50mg/L.性能测试表明,该堵剂26℃时的黏度为1.1 mPa·s,易泵送易注入,75℃成胶时间≥4 h,反应8 h后的成胶黏度约5 Pa·s,成胶强度大于在用聚丙烯酰胺类强、弱凝胶.在石117储层岩心中,FH-10堵剂、弱凝胶、强凝胶的注入压力分别约0.4、20、9 Mpa,突破压力分别为8、<1、3.5 Mpa,封堵率分别为97.6%、81.3%、93.0%.FH-10堵剂可抗50 g/L CaCl2,形成的凝胶75℃下放置30 d不破胶.现场施工两口井,其中一口井已累计增油3635 t.     

复合型耐温抗盐延缓交联聚合物堵剂的室内研究

针对单一的聚丙稀酰胺凝胶堵剂容易受温度和矿化度影响而破胶的特点，研制了一种新型高强度耐温抗盐复合聚合物凝胶堵剂——聚丙烯酰胺与聚丙烯腈复合堵剂。通过调节主剂、交联剂及添加剂配比，在一定温度和矿化度条件下可以得到不同强度、成胶时间可调的聚合物凝胶堵剂，并分别考察了聚合物浓度、交联剂浓度、温度、矿化度等因素对凝胶体系成胶时间和成胶强度的影响。该体系适合于对矿化度2000—160000mg／L、温度60—140℃的砂岩油藏进行堵水调剖。     

部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬在油田污水条件下的成胶特性研究

为了采用油田污水配制性能优良的聚合物弱凝胶调驱剂, 研究了油田污水中各组分对部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬成胶性能的影响, 优选出适合污水条件下的部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬凝胶体系, 考察了该凝胶体系对岩心的封堵作用。结果表明： 随着 Na⁺、 Mg²⁺、 Ca²⁺浓度及矿化度的增加, 部分水解聚丙烯酰胺/乳酸铬成胶时间缩短、 凝胶黏度增加; 随 S^2-浓度增加, 成胶时间延长、 凝胶黏度降低, S^2-加量大于 30 mg/L时, 体系难以成胶; 含油量对凝胶的成胶无影响; 凝胶最佳配方为： 三氯化铬与乳酸摩尔比 1∶8, 部分水解聚丙烯酰胺、 交联剂和硫脲的质量浓度分别为 2000、 200和 800 mg/L, 该凝胶体系的成胶时间为 25 h, 成胶后的黏度为 20 Pa·s, 对岩心的封堵率达 85%以上, 可用油田采出污水配制。表8参12     

高温高矿化度可动凝胶的研制与性能评价

实验室研制了适合尕斯高温油藏的高矿化度调剖堵剂——可动凝胶体系,确定了其最佳配方:部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)浓度1 200 mg/L,有机酚醛浓度300 mg/L,间苯二酚浓度100 mg/L,硫脲浓度100 mg/L.结果表明,在110℃下该体系成胶时间为2d,在高温高矿化度条件下,该可动凝胶体系膨胀速度快、稳定性好、封堵能力强,能明显改善剖面吸水能力,剖面改善率为90.1％ ～95.2％.     

PMF堵水剂的室内研究

本文主要研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与 DS-2树酯、对苯二酚和甲醛成胶的堵水剂(PMF)的性能,探索了温度、水质、pH 值、聚合物和交联剂浓度等因素对成胶时间及堵剂性能的影响。     

复合凝胶堵剂的研制及应用

简要介绍了复合凝胶堵剂的制备方法.考察了凝胶含量、凝胶体系溶液pH、溶液温度、地层水矿化度对成胶速度和成胶黏度的影响.结果表明,凝胶含量在0.8％ ～ 2.0％,溶液pH 7.0 ～9.0,溶液温度65℃,地层水矿化度达20 000 mg/L条件下,凝胶溶液具有很强的成胶能力,并且成胶速度快,成胶黏度高.岩心封堵模拟实验结果表明,该凝胶堵剂封堵率达96.7％,高渗分流率由堵前82％下降到10％,低渗分流率由堵前18％上升到90％,有效封堵窜流通道,启动低渗通道.现场应用效果明显,压力比措施前上升4.5 MPa,增油量达569.1 t,投入产出比为1∶3.36.     

85 ℃下高矿化度地层化学堵水剂研究

针对高矿化度地层堵水需求,结合油田实际出水情况分析了聚丙烯酰胺结构与耐盐性能的关系,并研制了一种耐高矿化度的阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂,交联剂采用含苯环结构的树脂,并加入保护剂减缓高温下主剂水解。实验评价结果表明:堵剂体系能封堵85 ℃下、NaCl 矿化度220 000 mg/L、CaCl2矿化度10 000 mg/L的地层水,堵剂体系最佳pH值为7~11;有效期长;岩心封堵水突破压力大于45 MPa/m,突破后20 PV体积驱替后封堵强度大于30 MPa/m,封堵率98%以上;并且堵剂对含油饱和度高的地层封堵强度低,具有一定选择性。     

耐温耐盐微凝胶JTY-Ⅱ的研制

针对胜利现河油田河11块油藏条件(温度≤110℃,地层水矿化度≤4.0×104mg/L,高钙镁),研制了聚合物水基微凝胶调驱剂JTY Ⅱ。所用聚合物为疏水化聚丙烯酰胺,交联剂为带碳环或杂环的有机物与带多配体含锆离子的无机物的复配物,用矿化度4.0×104mg/L、Ca2++Mg2+7.0×103mg/L的采出水配制成胶液。聚合物+交联剂质量浓度为500～2000mg/L的成胶液在95℃形成可流动凝胶,成胶时间随浓度增大而缩短。1000mg/L的成胶液95℃、6s-1下的粘度,60d时升至27.5mPa·s,增幅达400%,在110℃时仍能形成稳定微凝胶,其耐温性估计为125℃,耐矿化度超过1.5×105mg/L。成胶液和微凝胶受机械剪切后粘度保留率分别为90%和>75%。在95℃下在天然岩心中注入0.3PV500～1500mg/L成胶液,使采收率在水驱基础上提高12.04%～22.45%(1000mg/L聚合物溶液提高采收率12.64%),阻力系数和残余阻力系数均增大。岩心中形成的微凝胶耐冲刷,累计注水20PV时注水压力略有上升(0.190→0.215MPa)。该微凝胶可用于河11块油藏的调驱。表7参5。     

新型耐温抗盐堵剂的研究

以丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/N-十二烷基丙烯酰胺三元共聚物(NKP)为主剂,与改性的聚乙烯亚胺(PEI-GX)反应制备了一种新型耐温抗盐堵剂NKP/PEI-GX;考察了PEI改性率、堵剂的pH、剪切、NKP相对分子质量(M)和地层岩性对堵剂NKP/PEI-GX凝胶性能的影响。实验结果表明,堵剂NKP/PEI-GX成胶时间随PEI改性率的增加而延长;剪切、地层岩性及pH=6～8时对堵剂NKP/PEI-GX凝胶性能的影响不大,pH>9时堵剂发生沉淀;随M(NKP)的增大,堵剂NKP/PEI-GX的凝胶黏度呈增大趋势,但更易于脱水。当M(NKP)=1.6×107、PEI改性率为80%、pH=6～8时,堵剂NKP/PEI-GX在100℃下的成胶时间(30 h)是堵剂NKP/PEI的7.5倍,老化30 d后其凝胶强度可达H级,有望成为在高温、高盐条件下使用的一种新型堵剂。     

高稳定性壳聚糖凝胶堵剂的制备与成胶性能评价

聚丙烯酰胺类凝胶堵剂在油田调剖堵水、井筒堵漏、修井暂堵等领域应用广泛,但其耐温、抗盐、抗剪切性能不足,在高温高盐油藏条件下难以实现高强度封堵并维持稳定。针对以上问题,以壳聚糖（CTS）、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）为原料制备了一种有机交联壳聚糖凝胶堵剂,研究了原料加量、pH值、温度、矿化度、剪切作用等对凝胶成胶性能的影响。结果表明,CTS与交联剂MBA可通过迈克加成反应形成共价键交联;交联后的凝胶强度及成胶时间随CTS与MBA浓度上升分别增加和降低;矿化度的增加可降低交联反应的活化能,促进交联反应的进行,使成胶时间缩短、凝胶强度增加;pH值会影响CTS的质子化程度,当pH值低于4.2时,胶凝强度急剧降低。CTS-MBA凝胶体系的抗剪切性能较好,凝胶基液在6000 r/min剪切速率下剪切30 min后的成胶强度仅降低2.4%。在120℃及矿化度为30 g/L的条件下,2.0%CTS和0.6%MBA组成的凝胶体系在老化90 d后仍可维持性能的稳定。CTS-MBA凝胶的耐温、抗盐、抗剪切性能和热稳定性好于聚丙烯酰胺类凝胶,同时降低了药剂成本。     

HPAM/Cr^3＋弱凝胶调剖封堵性能研究

在室内研制了一种适用于较高温度、较高矿化度油藏深部调剖的HPAM/Cr^3＋弱凝胶调驱体系。研究了聚合物浓度、交联剂浓度、稳定剂浓度、温度以及pH值对成胶性能的影响。确定了HPAM/Cr^3＋弱凝胶体系的最佳形成条件：HPAM浓度为2000mg/L,K2Cr2O7浓度为900mg/L,Na2SO3浓度为3000mg/L,硫脲浓度为80mg/L,体系pH值为6～7,最佳使用温度范围为55～70℃。HPAM/Cr^3＋弱凝胶体系可实现成胶时间控制,凝胶强度可调。     

聚丙烯酰胺/水溶性酚醛树脂反相乳液水分散液的成胶性能

所报道的反相乳液含25%聚丙烯酰胺、15%交联剂(水溶性甲阶酚醛树脂),可用作深部调驱剂,是将交联剂借助乳化剂分散在采用复合乳化剂制备的白油外相聚丙烯酰胺反相乳液中制得的,储存稳定性良好,其水分散液在加入转相剂后几天内发生转相,交联形成水基凝胶,黏度迅速升至峰值后下降,此后大体稳定至少30～40天,160天后仍有较高值.实验水分散液用矿化度8.476 g/L的孤一联采出污水配制.转向剂加量增大时(0.4～1.6 g/L),20 g/L的聚/交反相乳液水分散液65℃时的转相时间和成胶时间缩短,成胶黏度增大.转相剂加量为0.8 g/L、反相乳液浓度增大时(5～20 g/L),水分散液65℃时成胶时间缩短、成胶黏度增大即成胶性能增强.转相剂加量为0.8 g/L、反相乳液浓度20 g/L的水分散液,25℃和35℃时基本不成胶,在45～65℃范围pH越高成胶性能越好.转向剂加量0.8 g/L、反相乳液浓度20 g/L的NaCl盐水分散液65℃时的成胶性能随含盐量增大(≤20 g/L)而改善,在不含盐的水中不成胶;当配液用水为含聚0.985 g/L、矿化度7.365 g/L的油田污水 清水时,只有当污水比例≥2/3时才能成胶,但凝胶黏度低,为4～8 Pa·s.图7参4.     

蒸汽驱稠油井防汽窜高温凝胶调堵体系试验研究

为了提高腐殖酸钠调堵剂在注蒸汽高温条件下的性能,对控制汽窜高温凝胶调堵体系进行了研究。将腐殖酸钠进行硝化处理,并辅以交联剂,以具有较长的成胶时间和较高的成胶强度为标准,考察了硝基腐殖酸钠、甲醛和间苯二酚的质量分数,盐质量浓度及pH值对凝胶调堵体系性能的影响,从而配制出具有耐高温性能的硝基腐植酸钠凝胶调堵体系,并通过试验对其性能进行评价。控制汽窜高温凝胶调堵体系的最佳配方为1.5%~2.5%甲醛+1.0%~2.0%间苯二酚+8.0%~10.0%硝基腐殖酸钠。该调堵体系具有很好的抗盐特性及耐温性能,质量浓度10 000 mg/L NaCl和质量浓度4 000 mg/L CaCl2对其性能影响不大,最高可耐290℃的高温。该调堵体系对不同渗透率的岩心都具有良好的封堵效果,封堵率在95%左右,能选择封堵高渗透层,起到调剖堵水的作用。这表明该凝胶调堵体系能封堵高渗透层,起到调剖的作用,能满足蒸汽驱稠油井防汽窜的要求。      

高温油藏弱凝胶深部调驱技术室内研究

针对高温油藏特点。采用非离子聚丙烯酰胺与甲醛和苯酚进行了地层条件下的成胶性能研究。结果表明,该体系成胶时间长,在30h后开始大量成胶,苯酚与甲醛比例的增加有利于羟甲基苯酚的生成,交联剂和非离子聚丙烯酰胺含量的增加有利于体系成胶。综合考虑成本,采用苯酚与甲醛比例为1：2,交联剂浓度为1200mg／L,非离子聚丙烯酰胺2000mg／L。最后通过并联驱替模拟试验表明,该弱凝胶能使后续水驱转向,提高低渗透油层的采收率。     

耐盐型泡沫凝胶堵剂的研制与评价

针对春光油田开发生产中存在的问题,研制了一种耐盐型泡沫凝胶堵剂,并对该堵剂的成胶和封堵性能进行了评价。通过室内实验筛选起泡剂、稳泡剂和交联剂及其质量分数,确定泡沫凝胶堵剂配方为:0.5%GM-1+3 000 mg/L X-2+0.04%交联剂A+0.18%交联剂B+0.12%有机酸。实验表明,在春光油藏地层水矿化度10×10~4mg/L条件下,该堵剂起泡能力良好,成胶性能较好,岩心模拟流动试验注入性好,封堵率达90%以上。     

胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标

通过对胜利油田多口压裂井返排液水质指标的分析,确定了瓜胶压裂液返排液的水质特点。在此基础上,分别考察了pH、还原性离子、硬度、矿化度、含油量和悬浮物含量对瓜胶压裂液性能的影响程度,确定了压裂液返排液回收利用需要控制的水质指标:pH值为6.5～7.5,Fe2+含量不超过5 mg/L,S2-含量不超过2 mg/L,Ca2+不超过500 mg/L,矿化度低于100 000 mg/L,悬浮物不超过300 mg/L,悬浮物和原油含量对瓜胶压裂液的基液黏度和耐温耐剪切性能无影响,说明悬浮物和原油与瓜胶和交联剂都不发生反应。因此,在压裂返排液回用过程中,可适当放宽对原油和悬浮物含量的要求。为压裂液返排液的回收利用提供了依据。      

Researches on the PAM／Cr^3＋ Gel for Deep Profile Control

STP强凝胶调堵剂由聚丙烯酰胺、交联剂及延缓剂组成。其中,聚丙烯酰胺的相对分子量为4.00×106—7.00×106、水解度为17.6%;交联剂为Na2Cr2O7 NH4Cl氧化还原体系;延缓剂为加入乙二醇的乳酸/丙酸/乙酸有机酸复配体系。考察了pH值、温度、矿化度及延缓剂用量等因素对STP强凝胶成胶的影响。筛选出STP强凝胶成胶的最佳条件:pH值为5.2,温度为55 ℃、矿化度小于7 g/L。在此条件下调节延缓剂用量可控制成胶时间(12—144 h)。在由3支串联高渗透率岩心和3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上,对STP液典型配方进行深部调剖驱油模拟实验研究。结果表明,在水驱饱和油之后(合层采收率为24.3%),依次用调堵剂封堵第一、第二、第三高渗岩心后水驱,合层采收率分别达46.8%、62.2%和69.1%。由此可以得出,封堵深度越大,提高采收率的幅度越大;深部调剖可增加注水对低渗透层的波及程度,未成胶的调堵剂液通过高渗层时可驱替其中的残余油。