高温抗盐化学堵剂的研制与应用

针对河南油田对高温高盐地层的封堵需要,研制了一种新型堵剂,并对堵剂的性能进行了评价,包括温度、盐度、剪切、pH值对固化时间和强度的影响。室内实验表明,随着温度升高,成胶时间迅速缩短,凝胶强度急剧增大;盐度对成胶时间影响很小;对pH适应范围很广。热稳定性、动态模拟及耐冲刷试验表明,该堵剂抗剪切、耐冲刷、热稳定性强,各项指标均满足使用要求。经现场2口井的应用,封堵效果良好。     

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。     

适用于高温高矿化度条件的聚乙烯亚胺冻胶堵水剂

针对高温高矿化度地层堵水需求,研制了一种耐高温高矿化度的以阴离子聚丙烯酰胺为主剂的冻胶型堵剂,交联剂采用水溶性聚合物聚乙烯亚胺(PEI),并加入保护剂减缓高温下主剂的水解。实验考察了主剂质量分数、主剂分子量、PEI质量分数、PEI分子量、矿化度和p H值等因素对PEI冻胶成胶性能的影响。实验结果表明:随着主剂和PEI相对分子质量增加,主剂和PEI质量分数的增加,成胶时间缩短,但交联剂质量分数过高易发生过交联现象,造成冻胶过早脱水;成胶时间随着p H值的增加而缩短,随矿化度的增加而变长。在110℃条件下,对于Na Cl含量为50 000 mg/L的地层水,该冻胶强度高,耐温性好,封堵效果好且至少120 d不脱水。堵剂体系最佳配方为:0.6%~0.8%阴离子聚丙烯酰胺+0.3%~0.7%PEI+0.8%~1%高温保护剂。     

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%。     

高温下PAM/PEI体系延缓成胶技术研究

使用一种氨基保护剂与3种商品聚乙烯亚胺反应,制得了钝化率不同(50%,70%,95%)的3个系列改性聚乙烯亚胺PEI-Sc,通过红外光谱和1H核磁共振谱确认了改性物的化学结构。考察了1.25%PAM(相对分子质量1.0×107)+0.625%PEI-Sc水溶液在120℃的成胶时间(形成Sydansk相对强度代码D级凝胶所需时间)。结果表明成胶时间随PEI-Sc钝化率的增大而大幅度增大,最大值超过40小时,为使用未改性PEI时的30倍以上;减小原料PEI的相对分子质量,增大配液用水的矿化度(由0增至6、20 g/L),均可增大成胶时间;在较低温度下(90℃,100℃),成胶时间大幅度增加。PEI-Sc/PAM体系可用于高温高盐油藏的堵水剂。图9表5参8     

改性淀粉-丙烯酰胺接枝共聚调堵剂的动态成胶性能

深部封堵技术是改善窜流型油藏开发效果的关键技术之一。改性淀粉-丙烯酰胺接枝共聚体系是新型的聚合物凝胶调堵剂。采用30m超长填砂管,模拟了吉林扶余油田的基质和高渗透条带,研究了这种调堵剂在油藏运穆过程中的动态成胶性能。研究结果表明,该调堵剂在运移过程中仍能形成凝胶,其初始成胶时间与在静态条件下基本相同,但完全成胶时间比在静态条件下长;调堵剂完全成胶后,具有很强的封堵能力,封堵系数高达30000。     

一种抗剪切的新型改性弱凝胶调剖体系

针对延长油田Z区长6低渗储层含水量高、产量低、油水流度差异大的特点,制备了以共聚改性聚丙烯酰胺为主剂、低聚酚醛树脂为交联剂、多羟基酚为促进增强剂的弱凝胶调剖体系。通过黏度测试评价了弱凝胶的耐盐性、耐温性和动态剪切下的成胶性能。实验结果表明,弱凝胶的成胶时间、成胶强度可以通过调节聚合物、交联剂和促进增强剂的含量来控制。最佳成胶体系配方为:0.3%(w)改性聚丙烯酰胺+0.4%(w)低聚酚醛交联剂+0.2%(w)促进增强剂。该弱凝胶体系具有良好的耐盐性、低温稳定性、抗剪切性和成胶过渡时间短的特点,裂缝-基质岩心组合平均封堵率为82.4%,中大孔-基质岩心平均封堵率为96.6%,4组岩心组合实验驱油效率平均提高了24.3百分点,有效地提高了采收率。     

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.     

胜坨油田污水水质对聚丙烯酰胺凝胶堵剂成胶影响研究

水质对聚丙烯酰胺凝胶堵剂的成胶有较大的影响,该文通过分析不同水质中的pH值,矿化度中钙离子、镁离子、钠离子,以及机械杂质、含油量、不同离子浓度等各种因素,对聚丙烯酰胺凝胶堵剂的成胶强度和时间影响进行试验,得到了聚丙烯酰胺的最佳成胶条件和成胶时间,即pH值范围5～7,钙离子浓度范围2 000～3 000 mg/L,镁离子浓度范围2 500～4 000 mg/L,钠离子浓度范围为10 000～30 000 mg/L,污水中机械杂质对成胶也有很大影响,但含油量对成胶影响较弱。通过一系列的研究实验,用不同区块水质配制的堵剂,达到了现场堵水调剖施工工艺的要求。     

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。     

抗盐型调堵剂的室内研究及评价

以丙烯酰胺、阳离子单体为主要原料,加入丙烯酸、交联剂及其他添加剂,制得抗盐型调堵剂。考察了调堵剂中各组分用量和反应温度对膨胀性能的影响,确定了抗盐型调堵剂的最佳合成条件,进行了岩芯模拟封堵试验。室内研究结果表明,该调堵剂抗盐稳定性好,具有较好的堵水效果,而且对改善剖面也有很好的效果。     

预交联AM／AA／DMDAAC堵剂的性能评价

以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（从）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为原料,N、N’-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,进行溶液共聚反应,制备了预交联AM／AA／DMDAAC共聚物堵剂。对该堵剂进行了耐酸碱性、抗盐性、耐温性及水恢复性评价。结果表明,在温度为80℃、100000mg／L的NaCl溶液中,堵剂吸水倍数达42g／g;在pH值为3—12酸碱液中,吸水倍数为26～933g／g;在高温120℃下,10000mg／L NaCl溶液中其吸水倍数仍达40g／g;水恢复率最高达96．4％。此堵剂具有良好的耐温抗盐性、耐酸碱性和水恢复性。     

改性淀粉强凝胶堵剂的研制

利用改性淀粉的优越性能,开发出了一种适用于中、低温油藏的改性淀粉强凝胶堵水调剖剂.研究了该堵水调剖剂各组分浓度对成胶时间与凝胶强度的影响,考查了pH值、温度、水质等作用对堵水调剖剂性能的影响,并采用填砂管模拟实验方法评价了该堵水调剖剂的作用效果.结果表明,该堵水调剖剂强度高,耐盐、耐冲刷,堵剂成胶时间可调,适于中、低温油藏的深部调堵,并且施工成本较低.目前此体系已在吉林油田推广使用,取得了良好的增油效果.     

耐温耐盐选择性堵水剂的研究

用多羟基化合物作成胶剂与交联剂BF配制了选择性堵水剂。试验考察了影响堵水剂性能的因素，得到该堵水剂的优化配方为：成胶剂多羟基化合物0．4％～1．2％，交联剂BF0．08％～0．12％。对该堵水剂的性能评价表明，它具有耐温、耐盐、吸附性强、选择性好的特点。     

高温高盐油藏堵剂的研制与性能评价

针对常规堵调用聚合物冻胶类堵剂在高温高盐油藏中存在强度低、稳定性差、成胶时间短等问题,研制了一种由磺化栲胶、延缓交联剂和稳定剂组成的适用于高温高盐油藏的堵剂体系。通过室内静态评价实验,优化了130 ℃下配方：（4%~7%）磺化栲胶+（1.8%~2.2%）交联剂ZY-1+（1.8%~2.2%）交联剂ZY-2+（1.5%~3.0%）稳定剂FY-1+（0.04%~0.08%）稳定剂FY-2,该堵剂体系的成胶时间在9~14 h可控,冻胶强度在0.06~0.08 MPa可调。实验结果表明,该堵剂在高温（130 ℃）高盐（矿化度大于2.0×105 mg/L）条件下老化60 d后,体积保留率和强度保留率皆在90%以上,封堵率仍在92%以上,显示出较好的耐温抗盐性能和持续封堵能力。     

地层内聚合丙烯酰胺凝胶堵水技术的改进

介绍了用亚硫酸盐作前置预处理液的丙烯酰胺－甲叉双丙烯酰胺地层内聚合形成 的新堵水方法以及该方法在封堵油井管外窜槽，松散地层出砂形成的鼠洞及出水层等方面的现场应用实例。使用该方法可减少堵剂用量，大大提高封堵成功率，封窜成功率为１００％．     

插层聚合物凝胶深部液流转向剂的研制与性能评价

为了开发出一种新型低成本、高性能的深部液流转向与调驱剂,利用现代插层复合技术,对目前调剖调驱中常用的聚丙烯酰胺进行聚合物合成改性,采用原位聚合合成方法,研制了一种新型插层聚合物凝胶转向剂,其插层聚合物、交联剂和助剂的浓度分别为0.15% ~0.35% 、0.15% ~0.22% 、0.005% ~0.220% ,其成胶时间为6~100 h可调。实验研究表明,该插层聚合物凝胶转向剂具有较好的抗剪切性、与油田水的配伍性、热稳定性及封堵性能,可满足油田条件下的深部调驱和改善水驱开发效果的需要。其与现有的常规聚合物体系相比成本可降低10% ~15% ,表明该体系具有良好的应用前景。     

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。     

适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂的研究

针对常规冻胶堵剂溶解时间长、高温高盐油藏中稳定性差等问题,研制了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂。通过室内静态评价实验,优化了130℃下冻胶堵剂配方:2.0%~3.0%乳液聚合物+0.6%~1.2%交联剂+2.0%~3%稳定剂PE,该堵剂体系30℃下溶解时间20 min左右,成冻时间4~11 h可控,成冻强度级别D~F可调。实验结果表明,该冻胶堵剂在高温(130℃)高盐(矿化度33 351 mg/L,Ca2+、Mg2+离子含量达1 613 mg/L)条件下老化90 d后未脱水,显示出较好的耐温抗盐性能及抗剪切性能。典型冻胶堵剂配方的室内封堵和耐冲刷评价实验表明,优选出的冻胶配方封堵率达到96%以上,封堵效果较好,并且具良好的耐冲刷性能。