微孔滤膜评价弱凝胶封堵性能方法研究

弱凝胶是由低浓度部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与柠檬酸铝形成的交联体系.提出了一种新的快速有效的评价弱凝胶的方法,即用核微孔滤膜模拟油藏的微孔介质,以弱凝胶通过核微孔滤膜的能力对其形成机理及封堵性能进行评价.研究了在聚铝比(HPAM质量与Al质量比)确定的情况下,HPAM的相对分子量、矿化度、钙镁离子含量对弱凝胶封堵性能的影响.实验结果表明,随着HPAM的相对分子质量的增大,HPAM与AlCit反应形成的弱凝胶通过核微孔滤膜过滤的时间延长,对核微孔滤膜的封堵程度增大.不含有电解质同样可以对多孔介质形成有效封堵,但其封堵效果低于含有适量电解质的弱凝胶体系的封堵效果.     

如何认识制动液/水溶液的液态不溶物

一般认为制动液/水溶液中的液态不溶物是矿油。红外光谱发现,其液态不溶物除了矿油外还有其它的化学物质。矿油和这些化学物质是被原料或在生产和使用中带入制动液中的。     

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。     

驱油聚合物过滤因子测试方法的研究

采用聚碳酸酯核孔滤膜对驱油聚合物聚丙烯酰胺(PAM)过滤因子的测试方法进行了研究。利用SEM等方法分析了滤膜孔径与相对分子质量的匹配关系及配制水矿化度对测试过滤因子的影响。实验结果表明,对同一孔径的滤膜,随PAM相对分子质量的增大,过滤时间延长。测试PAM过滤因子时,孔径3μm的滤膜适于相对分子质量小于28×106的PAM;相对分子质量大于28×106的PAM使用孔径10μm的滤膜较适宜。相对分子质量为18×106的PAM在不同矿化度下通过孔径3μm的滤膜均可测得过滤因子。对于相对分子质量为35×106的PAM,当配制水矿化度大于300 mg/L时,孔径3μm的滤膜已不适用;如采用孔径10μm的滤膜,当配制水矿化度小于1 000 mg/L或当矿化度为30 000 mg/L时,均可测得过滤因子。在油藏的实际地质条件下进行聚合物过滤因子测试,可更真实地反映聚合物溶液的溶解性与注入性。     

一种用于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

由分子量3×106～5×106、水解度25%的聚丙烯酰胺(5～6 g/L)、重铬酸钠的氧化还原体系、延缓剂(100～600 mg/L)组成的聚合物强凝胶堵剂,可用pH值6.5～8、矿化度＜1×105 mg/L的水配制,温度20～75℃范围内成胶时间可在0.5～8天范围内调节.报道了典型配方实验堵剂液的性能研究结果:在50℃时,在人造砂岩岩心中的成胶时间为44小时(由突破压力曲线测得),岩心封堵率＞99.9%,经注水50 PV冲刷后仍不低于99.8%,突破压力梯度在高渗透率(87.9 μm2)岩心中不低于30 MPA/m,在低渗透率(9.0 μm2)岩心中较低,为23 MPA/m,显示了一定的选择性.在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,在水驱饱和油之后(合层采收率18.8%),依次用实验堵剂封堵第一、第二、第三高渗透岩心后水驱,合层采收率分别达到41.8%,61.5%和74.8%.由各个岩心和岩心组的采收率得出结论:封堵深度越大,采收率提高幅度越大.讨论了有关的驱油机理.     

丁二烯橡胶凝胶含量测量不确定度的评定

利用生胶碎颗粒在甲苯溶液中溶解一定时间后,留在一定孔径过滤器上的不溶物即为凝胶,通过计算来测定丁二烯橡胶的凝胶含量,依据JJF 1059-1999对丁二烯橡胶(BR)9000凝胶含量测试过程中的测量不确定度分量进行了分析和评定。该测定过程中所产生的不确定度主要由测定重复性的不确定度所决定。丁二烯橡胶(BR)9000凝胶含量测定结果的扩展不确定度为0.05%。     

盐产品中水不溶物含量测定方法的探讨

根据国家标准GB/T13025.4-91,本文指出了制盐工业中水不溶物含量测定时存在的一些问题,分析了在具体实施国家标准过程中存在的诸多不便。通过分析这些问题,提出了一些改进建议,最后给出了相应的解决办法。并对改进方法和实验结果进行了叙述,经改进后,该方法的测定结果与常规滤纸法基本一致,实验结果表明,该方法简便、快速,结果准确可靠。     

聚合物弱凝胶在高盐中低渗条件下的渗流特性及影响因素

为提高长庆高盐油藏采收率,以长庆油田油藏地质特征和流体性质为模拟对象,研究了聚合物弱凝胶的渗流特性及影响因素,分析了作用机理。结果表明,影响聚合物弱凝胶渗流特性的因素较多。随聚合物浓度、相对分子质量、注入水矿化度和Cr³⁺浓度增加,聚合物弱凝胶的阻力系数(F_r)和残余阻力系数(F_rr)增大,驱替过程中注入压力增加;随岩心渗透率减小,F_r和F_rr增加,注入压力增加。不同类型聚合物交联生成的弱凝胶对岩心的封堵效果不同。与相同浓度的聚合物溶液相比,尽管聚合物弱凝胶视黏度略为减小,但其F_r和F_rr较大,且F_rr大于F_r,液流转向能力良好。水稀释引起弱凝胶分子链舒展和吸水水化膨胀是造成弱凝胶分子聚集体尺寸增大、岩心孔隙内滞留和封堵作用增强的主要原因。图6表9参25     

适于裂缝-孔隙型油藏的聚合物凝胶调堵剂试验研究

针对裂缝-孔隙型储层特性,用不同交联剂、聚合物配制出了新型聚合物凝胶调堵剂,对凝胶流变性?凝胶强度进行了室内考察,分析了温度、聚合物浓度、剪切速率、成胶时间、振荡频率等对调堵剂性能的影响。结果表明,聚合物浓度增加时,凝胶体系粘度增加,凝胶强度也增加;对部分成胶体系,体系粘度随温度升高而增加;剪切速率增加时,粘度降低。交联剂J3/HPAM-2配成的凝胶在10d时成胶强度大,3d内成胶强度不高,说明该体系可用于深部调剖堵水。     

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     

缓冲法控制交联聚合物弱凝胶成胶时间

弱凝胶调驱技术是将聚合物与交联剂以及添加剂以单液法的形式注入地层，从而达到深部调驱的目的。针对现有交联聚合物弱凝胶体系的成胶时间过短、不能满足现场深部调驱的要求，通过采取在交联聚合物弱凝胶体系中加入缓冲溶液，借助缓冲溶液对弱凝胶体系ｐH值的调节作用，来达到调节交联剂的成胶时间的目的。通过L9正交实验，并将得到的数据进行极差分析和归一化处理，得出各个反应条件对成胶时间影响程度顺序为：溶液的pH值（因素B）＞交联剂用量（因素A）＞温度（因素C），并且酸性（pH＜7）条件下,成胶时间较长。最后选用５种不同pH的HAc-NaAc缓冲溶液对L-2/HPAM交联聚合物弱凝胶体系的成胶时间进行调节，可以将这一体系的成胶时间从42～384 h进行控制，而成胶强度基本不变化。这达到了用缓冲法来控制交联聚合物弱凝胶体系成胶时间的目的。     

污水配制的Al3+交联聚合物凝胶性能特征

用大庆采油二厂的污水(矿化度4013mg/L)配制不同HPAM浓度的Al3 交联聚合物凝胶,在气测渗透率1 25μm2的人造岩心上,按清水(矿化度729mg/L)—凝胶—污水或清水的注入程序,注入量>5PV,测得凝胶中HPAM浓度为0 6、0 5、0 4g/L时,残余阻力系数FRR(368 6～277 4)大于阻力系数FR(266 7～246 0),二者均随HPAM浓度减小而减小;后续注入清水时FRR较低;凝胶中HPAM浓度为0 3g/L时FRRFR;聚合物溶液的粘度略低,在放置过程中FR和FRR大体不变,FR和FRR值很小且FRR相似文献   

疏水缔合两性聚合物NAPs水溶液的渗流性质

实验测试了疏水缔合两性聚合物NAPs水溶液在大庆油层条件下通过孔隙介质渗流时的阻力系数，残余阻力系数和有效粘度，并与大庆自产聚合物HPAM的相应值进行了比较，实验结果表明，在大庆油层条件下，NAPs水溶液的有效粘度比HPAM的大22．3－38．7％，聚合物驱过程中有效粘度的最佳发挥，对提高采收率具有十分重要的意义。有效粘度不仅取决于聚合物浓度和孔隙结构性质，而且取决于聚合物分子结构特性，NAPs水溶液具有较高的有效粘度可能是由其特殊的缔合结构决定的。     

采油污水中保留聚合物对污水配制聚合物溶液黏度的影响

采用常规絮凝技术处理油田采出水,带负电荷的聚合物会形成含油絮集体,不仅造成聚合物的浪费,而且在油水处理系统形成劣化油(BS层)和含聚合物油泥沉积,影响原油脱水和污水净化,并滋生硫酸盐还原菌.为充分利用采油污水中的聚合物,首先采用综合破乳清水剂处理含聚合物采出液,在保证原油脱水和污水除油的同时,以分子形态原位保留采油污水...     

油田开发初始经济产量计算方法研究

在油田开发经济评价中，主要对油田开发分析指标如内部收益率、财务净现值、投资回收期的计算。而在对中后期油田开发评价中，侧重研究油田的经济产量，对油田开始投产的初始经济产量研究较少。文中运用净现值分析方法，结合油田投入与产出情况，通过对原油产量变化规律的认识，建立油田初始经济产量的数学模型，以确定油田应达到的最低投产数量，才能保证目标收益率的实现。     

聚合物凝胶与微生物调驱联作技术应用研究

采用不同微生物,研究了调驱剂中主要添加剂、聚合物浓度、调驱剂溶液、调驱荆的成胶体及破胶液对微生物性能的影响。并就营养液、微生物对调驱剂性能的影响进行了研究。试验结果表明,聚合物凝胶体系与微生物具有良好的配伍性,具备技术联作的可操作性。并进行了大直径长管填砂岩心驱替试验,结果表明,调驱联作技术能够明显地提高岩心采收率。在相同的试验条件下,调驱联作技术能够比弱凝胶调驱提高岩心采收率7．7个百分点,比微生物驱油提高近6．2个百分点。该项技术不仅能够有效提高油藏采收率,而且也将会成为二次采油向三次采油过渡的技术先导,有广阔的发展前景和应用价值,也为发展三次采油技术奠定了良好基础。     

盐浓度对交联聚合物线团形态的影响

用核孔膜过滤法 (过滤体积对过滤时间作图 )、动态光散射法 (DLS)和扫描电镜法 (SEM )研究了交联反应前后盐 (NaCl)浓度变化对低浓度HPAM与AlCit形成的交联聚合物溶液 (LPS)中交联聚合物线团 (LPC)形态的影响。所用HPAM相对分子质量 1.1× 10 7～ 1.4× 10 7,LPS中HPAM与Al的质量比 2 0∶1,HPAM浓度 0 .1或 0 .2 g/L ,交联反应温度 40℃ ,时间 7天。实验结果表明 :①LPC的平均水力半径Rh(DLS测定值 )随交联反应时盐浓度的增大先减小后增大 ,盐浓度由 0 .5 g/L增加到 2 g/L时Rh 由 45 0nm迅速减小到 2 5 0nm ,盐浓度增加到 2 0 g/L时Rh达到最小值 16 0nm ,此后随盐浓度的继续增加Rh 有所增大 ;盐浓度 0 .5和 2 .0 g/L时Rh 的SEM测定值分别为45 0和 2 5 0nm ,与DLS结果一致。②交联反应完成后改变LPS的盐浓度 ,也可改变LPC的Rh 值 ,但改变幅度较小 ;盐浓度 0 .5 g/L时形成的LPS ,当盐浓度增加至 2 g/L时 ,Rh 值由 45 0nm减小至 35 9nm ,大于盐浓度 2 g/L时形成的LPS的Rh 值 (2 46nm) ;盐浓度 2 g/L时形成的LPS ,当盐浓度减少至 0 .5 g/L时 ,Rh 值由 2 46nm增大至32 6nm ,小于盐浓度 0 .5g/L时形成的LPS的Rh 值 (4 5 0nm)。用盐浓度改变引起LPC水化层厚度改变 ,线团收缩或舒张解释盐浓度改变时Rh 测定值的     

考虑管储效应的电缆地层测试器的近似解析解

目前的电缆地层测试器的解释模型没有考虑管线存储效应对压力曲线的影响，因此，只能利用压降和压力恢复过程计算渗透率。考虑管线存储效应的模型能够描述压力测试的全过程，可以利用压力曲线的各个部分的测试数据反演地层渗透率，或用于实时的渗透率反演。可以采用非线性参数估计的方法反演地层的渗透率；采用部分数据对难以获得压力恢复数据低渗透率地层进行的渗透率计算，大大提高了渗透率的计算精度。     

基于曲线重构的高伽马地层泥质含量计算方法

在缺少自然伽马能谱测井信息时,高铀地层泥质含量计算一直是测井定量评价的一个难题.通过对研究区8口自然伽马能谱测井资料进行分析,建立CGR和GR、CNL等的相关关系,构建了新的无铀伽马曲线,并通过反褶积提高分辨率,再平滑滤波处理,消除不正常的抖动和突跳,最终得到了新的CGR曲线.计算结果与实测无铀伽马曲线进行对比验证,吻合较好.构建的CGR曲线模型推广应用至研究区其他未进行自然伽马能谱测井的井中,较好地解决了高铀地层泥质含量计算问题.