深部调剖驱油交联剂的研究

为提高非均质性严重的地层原油采出率 ,合成了用于聚合物驱油的 4种交联剂 ,并对聚合物种类、用量和其与交联剂组成的体系进行了评价。 4 0℃下铝交联剂凝胶粘度低 ,酚醛树脂交联剂低温下不成胶 ,而有机铬交联剂 (J2 )和有机复合胺 (J3)交联效果好。当选用HPAM/有机铬交联剂 /有机酸交联体系时 ,其中HPAM相对分子质量为 2 1× 10 7,可通过改变体系pH值调节成胶速度 ,pH值 6 5时 ,14 0 0mg/LHPAM和 4 0 0mg/LJ2组成的体系在 4 0℃、30d可形成粘度为12 0mPa·s以上的凝胶 ,且热稳定性好 ,成胶时间能满足现场施工需要。 14 0 0mg/LHPAM和10 0 0mg/LJ3交联剂组成的体系 ,成胶时间长 ,有利于油田深部调剖驱油     

有机铬／HPAM交联体系的室内研究

介绍部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）与自制系列有机铬交联剂的成胶作用,研究成胶体系中HPAM的用量,pH值,温度,有机铬交联剂的类型及其用量对凝胶时间及强度的影响,通过选择不同的交联剂及浓度,可以有效地控制凝胶时间及强度,以适应油田的实际需要。     

低温高矿化度油藏弱凝胶调驱体系的研制及性能评价

针对GY油田裂缝性低渗低温高矿化度的油藏特征,以三氯化铬、氢氧化钠、乙酸、胡萝卜酸为原料合成交联剂JL-1。以成胶时间和成胶强度为评价指标,通过筛选聚合物（HPAM）相对分子质量以及HPAM、JL-1浓度,得到低温高矿化度油藏弱凝胶调驱体系KY-1,并测定KY-1体系的抗盐性和耐剪切性,对KY-1体系封堵驱油效果进行评价。结果表明,适用于GY油田KY-1弱凝胶调驱体系的最佳配方为:T114油区地层水+3000 mg/L HPAM（M=1400×10⁴）+500mg/LJL-1。地层水矿化度为40g/L时,弱凝胶体系在60h内迅速成胶,成胶黏度达30Pa·s,耐盐性较好。在剪切速度200 s^-1、27℃条件下剪切120 min后,体系成胶黏度为25600 mPa·s,成胶黏度损失率为18.99%,抗剪切性较好。对裂缝性岩心的平均封堵率为88.7%,采收率增幅平均值为12.1%。     

用于海外河油田调驱的有机铬交联聚合物弱凝胶体系及性能评价

为降低海外河油田油井含水率,改善水驱开发效果,针对油藏条件用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和有机铬交联剂配制了有机铬交联聚合物弱凝胶,研究了弱凝胶的耐温、耐盐、抗剪切性、注入性、封堵性及吸水剖面改善能力。研究结果表明,在油藏温度70℃下,配方为2000 mg/L HPAM+100 mg/L 有机铬交联剂弱凝胶调驱体系的成胶时间为3 d,成胶强度为C级。弱凝胶具有较好的耐温性、抗盐性及抗剪切性,耐温可达90℃,抗盐可达3621.2 mg/L。岩心流动实验结果表明,弱凝胶体系的注入性和封堵性良好,可提高采收率10.4%～12.7%;吸水剖面改善能力较好,对非均质性岩心的吸水剖面改善率大于90%。图2 表8 参15     

耐温抗盐交联聚合物驱油体系研究

针对胜利油田油藏温度高和地层水矿化度高的特点 ,研制了有机交联剂系列。交联剂由酚类和能产生醛的物质以及添加剂组成 ,聚合物为部分水解聚丙烯酰胺 (HPAM)。聚合物和交联剂浓度均在5 0 0～ 1 5 0 0mg/L范围内时 ,驱油体系可以形成流动性好的凝胶 ,成胶时间和凝胶强度的调节可以通过调整添加剂和聚合物及交联剂浓度实现 ,成胶时间可以控制在 1 0h到 8d。根据地层不同部位进行驱油体系配方调整 ,在地层中起到堵驱结合的作用。通过试验确定了最低成胶浓度为 3 0 0mg/L的聚合物和 3 0 0mg/L的交联剂 ;成胶时间随浓度的升高而缩短 ,凝胶强度随浓度的升高而增大。     

一种低温条件下酚醛交联剂的研制

针对低浓度铬（Ⅲ）交联凝胶体系在低温油藏中调剖堵水中粘度低及抗盐性差等问题,在室内研制了一种聚合物／有机铬／酚醛复合体系。给出了HPAM,酚醛交联体系在加入促凝剂的条件下在低温下成胶的影响因素,影响其成胶的主要因素为聚合物浓度和pH值;并对单一的HPAM／铬（Ⅲ）凝胶体系和HPAM／酚醛／铬（Ⅲ）复合凝胶体系进行了对比实验,HPAM／酚醛／铬（Ⅲ）复合凝胶体系在45℃时成胶时间约为10h,形成的调堵剂其抗温性能、凝胶强度明显优于单一铬（Ⅲ）凝胶交联体系,且岩芯封堵性好。     

聚丙烯酰胺／有机铬聚合物凝胶体系的制备与评价

以聚丙烯酰胺（PAM）为原料，有机铬为交联剂，制备了PAM／有机铬聚合物凝胶体系。考察了交联剂三氯化铬与醋酸钠质量比及加量、聚丙烯酰胺加量、温度及稳定刺加量对聚合物凝胶体系性能的影响。确定了PAM／有机铬聚合物凝胶体系最佳配方：交联剂加量为3．0％-4．0％，其中三氯化铬与醋酸钠质量比为l：3．5，PAM加量为0．2％-0．3％，稳定剂加量为0．1％-0．2％，甲醛加量为0．2％。性能评价表明，该凝胶体系可适用较宽的温度范围，具有较好的耐温抗盐性，及对不同裂缝性地层的良好封堵能力，具有较好的实际应用价值。     

锦90块弱凝胶深部调驱配方体系的筛选

通过实验筛选适合锦90块的弱凝胶深部调驱剂配方,对调驱体系中聚合物的增黏性、热稳定性和抗剪切性,以及不同交联剂体系的成胶性能进行了考察,确定最佳配方为：0．2％阴离子型聚丙烯酰胺CY＋1．0％酚醛类交联剂FQ1。该弱凝胶体系稳定性好,凝胶以整体形态存在,在单管岩心实验中可提高驱油效率6．21％。     

HPAM/wy-316乳酸铬凝胶体系的室内研究

在室内研制了一种可供不同温度油藏调剖用的HPAM/wy-316乳酸铬凝胶体系。考察了聚合物浓度、wy-316乳酸铬交联剂浓度、温度以及pH值对成胶性能的影响。确定了HPAM/wy-316乳酸铬体系的最佳形成条件:HPAM聚合物1000～1500mg/L;wy-316乳酸铬系列交联剂(以Cr3+计)浓度600～1200mg/L;体系pH值6～9;使用温度40℃～60℃。通过调节pH可以实现HPAM/wy-316乳酸铬凝胶体系成胶时间可控,凝胶强度可调。可以耐受较宽范围的温度和PH条件,能适应不同交联时间的要求。     

一种高强度复合凝胶体系的室内研究

通过实验室静态试验,研究了以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和无机铬交联剂为主体与固体微粒形成的复合凝胶体系。考察了固体微粒、温度、pH值、交联剂用量和热稳定剂对凝胶性能的影响。通过岩心封堵率实验,测得体系的封堵率〉98％,突破压力梯度〉30MPa／m。     

低温高渗透油藏调堵剂ZJ-1的室内研究及评价

研制了一种适用于低温高渗透油藏调堵剂ZJ-1,确定了调堵剂ZJ-1最佳配方：2000mg／LHPAM、1％有机铬交联剂、1％有机酚醛交联剂、1％稳定剂及淡水。结果表明,调堵剂ZJ-1能在低温成胶,具有较好的稳定性、封堵性和耐冲刷性。     

异步交联调驱体系影响因素及性能评价

为改善目前常规交联聚合物体系成胶时间短、成胶强度不佳的问题,使用聚合物、有机铬和有机酚醛为主剂制备了一种异步交联聚合物调驱体系,通过成胶强度测试及扫描电镜等方法考察了体系的交联特性、影响因素及调驱性能。结果表明,异步交联体系交联时,体系成胶强度呈双“台阶”式变化,生成的冻胶微观结构致密,结构硬朗。异步交联体系可在地层温度50~90 ℃、Na+质量浓度≤35 000 mg/L、Ca2+质量浓度≤1 500 mg/L、pH为4~8条件下稳定成胶,封堵率高达95.33%,且体系具有较好的选择性封堵性能,水驱后体系能较大幅度地提高采收率。低于60 ℃时异步交联体系的成胶时间在300 h以上,其“异步”和“多次”交联特征使其适用于深部地层调驱。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型,分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果;研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验,测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数,研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明:聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数,聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍;经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶;在并联岩心中,当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后,注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组(6注12采)深部调剖现场试验结果表明,注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa;8口连通油井日产液量下降16.2%,阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合...     

耐高温弱凝胶体系的室内研究

以聚合物HPAM为主剂,加入有机酚醛类交联剂和有机复配稳定剂,制备了高温弱凝胶调驱体系。考察了聚合物浓度、交联剂浓度、稳定剂浓度、温度、矿化度及pH对成胶性能的影响。确定了弱凝胶体系的最佳适用条件：聚合物HPAM浓度1200-1800mg／L,交联剂浓度800mg／L;稳定剂浓度80mg／L,体系pH为6～8,在此条件下可耐油藏高温达110℃。弱凝胶体系可实现成胶时间可控,凝胶强度可调。     

复合交联聚合物调堵剂的研制

介绍了复合交联剂的交联机理,考察了聚合物水解聚丙烯酰胺（HPAM）浓度、单交联剂有机铬、复合交联剂有机铬与酚醛、温度等因素对凝胶体系的影响。结果表明,在聚合物HPAM浓度1500mg／L,采用复合交联剂,其中有机铬浓度50mg／L,酚醛浓度150mg／L,多羟基酚和除氧剂浓度均为100mg／L,温度45℃条件下,可配制出粘弹性好、强度高、粘度保持率达95％以上的复合交联聚合物调堵剂。该调堵剂可用于温度低于50℃的中低温油藏条件。     

高效聚合物调驱体系的实验研究

通过正交试验,配制了由阴离子型水解聚丙烯酰胺HPAM 0.3％+有机铬0.06％+YG-103 0.80％+六亚甲基四胺0.06％组成的高效聚合物调驱体系.考察了地层水矿化度、溶液温度,溶液pH等因素对体系成胶性能的影响.结果表明,该调驱体系在小于4000 mg/L低矿化度、溶液pH小于7及70℃以下的中低温条件下可高...     

复合交联聚合物弱凝胶体系的研制与性能评价

由于弱凝胶调驱体系抗剪切性能弱而限制了其在油藏中的应用,以共聚物丙烯酰胺/丙烯酸/N-乙烯基吡咯烷酮为主剂,加入甲醛–苯酚复合交联剂和高温稳定剂,制备了调驱性能较好的弱凝胶体系。考察了聚合物质量浓度、稳定剂质量浓度、交联剂/聚合物质量比、交联剂配制摩尔比、温度、pH值以及矿化度对成胶性能的影响。确定了弱凝胶体系的最佳使用条件:聚合物AM/AA/NVP质量浓度2 000 mg/L,交联剂/聚合物质量比2/1 000,交联剂(甲醛/苯酚)摩尔比4∶1,稳定剂(硫脲)质量浓度100 mg/L,pH值为7,温度60℃。室内调驱性能评价表明,该体系具有良好的抗剪切性能,黏度保留率达到91.38%,同时封堵率在99%以上,突破压力大于7 MPa,并且还具有一定的选择封堵能力,剖面改善率达到80%以上。     

东辛油田低渗透油藏堵调技术的研究与应用

根据辛50北断块中孔低渗透油藏的特点,研制了适合该区块的低黏度冻胶堵剂,其配方为:0.8%乳液聚合物+0.2%酚醛交联剂。物模实验评价结果表明,研制的低黏度冻胶堵剂在低渗岩心中易注入,且具备较高的封堵强度和耐冲刷性,水驱9 PV时封堵效率仍>96%。在辛17斜更5井区开展调剖试验,从2010年9月14日至2011年年底累计增油1 466 t,对类似低渗透油藏的水井调剖的油田具有推广意义。     

Synthesis, characterization and evaluation of polyacrylamide graft starch/clay nanocomposite hydrogel system for enhanced oil recovery

In this paper the suitability of a graft polymer nanocomposite hydrogel system for enhanced oil recovery was examined using polyacrylamide graft starch/clay nanocomposite (a laboratory synthesized product) and chromium (III) acetate (crosslinker). X-ray diffraction analysis, Fourier transform infrared spectrometry analysis, field-emission scanning electron microscopy and transmission electron microscopy were carried out to reveal the laboratory synthesized product as a nanocomposite. The effects of various parameters like salt concentration, pH, temperature, polymer concentration and crosslinker concentration on the properties of the developed gel system were systematically evaluated. The thermal stability of the nanocomposite gel and the conventional gel system were also determined by thermogravimetric analysis. The graft polymer nanocomposite gel system exhibited acceptable gel strength, gelation time and gel stability compared with the conventional gel system. The nanocomposite gels prepared using a low crosslinker concentration showed higher gel strength and required longer gelation time than the conventional gel which is more desirable properties for the effective placement of gel during enhanced oil recovery operations. In addition, sand pack flooding experiments show that the graft polymer nanocomposite gels had better plugging capacity than the conventional gel systems under reservoir conditions. Hence, this gel system may be suitable in the water shutoff treatments required for enhanced oil recovery from oilfields.     

耐温抗盐型HPAM／酚醛树脂冻胶体系研究

由水解聚丙烯酰胺（HPAM）与酚醛树脂交联,制备了HPAM／酚醛树脂冻胶体系。该体系中,m（苯酚）：m（乌洛托品）：m（四乙烯五胺）=1：1．5：1,聚合物HPAM浓度7000mg／L。考察了氯化钠和氯化钙浓度、溶液pH、温度对HPAM／酚醛树脂冻胶体系成胶性能的影响。结果表明,HPAM／酚醛树脂冻胶体系耐温可达120℃,当氯化钠浓度为15000mg／L,氯化钙浓度为2000mg／L时,该冻胶体系成胶时间和冻胶强度影响不大,溶液pH值控制在8．0较合适。考察了该冻胶体系的封堵性能,结果表明,该冻胶体系封堵率达99．42％,并具有一定的选择性堵水作用。