弱凝胶成胶性能影响因素研究

弱凝胶是由低浓度的聚合物和交联剂形成的以分子间交联为主、分子内交联为辅的弱交联体系，通过实验考察了影响弱凝胶成胶性能的几大因素。结果表明：弱凝胶成胶强度和成胶时间不仅受聚合物浓度、交联剂浓度以及聚合物交联剂浓度比等内部因素的控制，同时还受到地层水矿化度和pH值等外部因素的影响。     

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。     

聚丙烯酰胺相对分子质量对冻胶稳定性的影响研究

聚丙烯酰胺冻胶堵剂是目前较为常用堵水调剖剂,现场应用存在聚合物相对分子质量过大、支链过多,导致过炮眼剪切严重、交联效果差,影响堵调效果。对聚丙烯酰胺相对分子质量对冻胶稳定性的影响进行了室内试验研究。用现场污水配制不同浓度的聚丙烯酰胺溶液,与酚醛交联剂交联,测试成胶前后黏度变化、成胶强度、热稳定性、抗剪切性及封堵性能。结果表明,聚合物相对分子质量为800万~1 500万,聚合物初始黏度低,成胶后强度高,热稳定性好,抗剪切能力高,封堵效果好。     

低温交联弱凝胶体系的室内研究

在室内用HPAM/Cr<'3+>体系研制一种低温(50 ℃)交联的弱凝胶体系.通过改变聚合物浓度、交联剂的老化时间以及交联剂的配制比例等测定了弱凝胶体系性能的影响因素.确定了H,PAM/Cr3'弱凝胶体系的形成条件:聚合物的适用浓度为1000～3 000 mg/L;交联剂为乙酸钠,与三氯化铬的质量比为2:1,并且需要老化32 h;交联剂的浓度范围为50～200 mg/L.在50℃下所形成的弱凝胶体系成胶时间可控.成胶强度可调.     

柠檬酸铝交联剂的制备及其缓交联体系研究

室内研制开发出一种性能良好的高铝含量液体有机铝交联剂.该交联剂不含硫酸根、硝酸根及金属铁,铝离子质量分数大于4.17%.在一定的聚合物浓度范围内,HPAM/柠檬酸铝交联体系均能形成较高强度的聚合物冻胶,同时在较低聚合物浓度和较宽的聚铝比条件下(20:1～80:1),该体系容易形成胶态分散凝胶(CDG).室内实验结果表明,低浓度下的胶态分散凝胶可使人造岩心的阻力系数达到100～400,残余阻力系数大于50.通过测量该溶液放置不同时间后的转变压力证实,该交联体系是具有一定强度的交联聚合物溶液,完全不同于未交联的聚合物溶液,可应用于油田二次和三次采油过程中的大剂量深度调剖、调驱工艺措施,进一步提高油井采收率.     

S2-离子对凝胶体系成胶影响及检测方法研究

在开展深部调驱应用乙酸铬凝胶体系过程中,现场凝胶体系多采用油田回注污水配制,污水中S2-质量浓度影响调驱凝胶体系的成胶效果。实验研究表明,S2-质量浓度在1 mg/L以上,会致深部调驱凝胶体系强度下降50%,高于3 mg/L凝胶体系就不成胶。针对油田配制污水需要低浓度含硫离子水,研究出了快速简便地检测低浓度硫离子的方法。     

延缓交联深部调剖剂YHT的成胶性

本文介绍了一种延缓交联的聚丙烯酰胺HPAM水基凝胶 ,研究了HPAM、缓释交联剂、促进剂的浓度及 pH值对凝胶形成时间、凝胶粘度的影响。成胶溶液用大庆油田聚合物驱配液水配制 ,成胶时间可调 ,凝胶强度高 ,与大庆油田目的油层配伍性好 ,残余阻力系数高 ,适用于大庆油田聚合物驱前注入井的深部调剖     

裂缝型凝析气藏调剖剂成胶性能的影响因素

针对裂缝型凝析气藏调剖剂封堵强度不够、调剖深度有限的难点,通过试验找出了一种新型、性能更加稳定的弱凝胶调剖剂,该调剖体系形成的弱凝胶稳定性好。在对其成胶性能的研究后认为聚合物浓度、交联剂浓度、温度、pH值和矿化度是影响该调剖体系成胶性能的主要因素：聚合物浓度增加,体系成胶时间缩短,强度增强;交联剂浓度增加,成胶时间缩短,强度增加;随着温度升高,成胶时间缩短,强度增加,当温度高到一定值时,弱凝胶强度变弱;该调剖剂在中性至弱碱性环境下利于成胶;聚合物分子具有盐敏性,但矿化度较低时,矿化度对交联体系成胶时间和强度的影响并不大。     

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。     

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。     

延缓交联弱凝胶调剖剂的室内研究

用聚丙烯酰胺(HPAM)和聚乙烯醇(PVA)共混,采用柠檬酸铝(AlCit)和硼砂为交联剂制备弱凝胶,其配比为:聚合物HPAM质量浓度3 g/L,PVA质量浓度2.4 g/L,聚铝比(g/g)为15,硼砂用量为0.20%。通过对主剂、交联剂、成胶温度等因素进行考察,得到适用于胜利油田油藏的环保型弱凝胶体系。并借助热重分析仪(TGA)对交联前后样品耐温性能做了比较。通过扫描电子显微镜(SEM)对聚合物溶液和弱凝胶结构的变化进行观察。结果表明:通过改变反应条件,体系成胶时间可控(3～52 h),凝胶强度可调(转变压力10～73 kPa),与聚合物驱相比更能适宜于高渗透层调剖处理。     

交联聚合物溶液的微观形态结构研究

用扫描电镜和偏光显微镜研究了聚丙烯酰胺／柠檬酸铝交联聚合物溶液在盖玻片上形成的聚集体微观形态，并与相同浓度的部分水解聚丙烯酰胺水溶液、有机铝弱凝胶和有机复合弱凝胶的扫描电镜图片进行了对比研究。结果表明，聚丙烯酰胺／柠檬酸铝交联聚合物溶液是以单个部分水解聚丙烯酰胺大分子内交联为主，几个颗粒间以相互连接较弱的分子间交联为辅的胶态分散体系。形态为近似球形的颗粒。     

延缓交联弱凝胶调驱剂的研制与性能评价

现有交联聚合物凝胶体系成胶时间短,调驱剂不能深入油藏实现深部放置,导致了水驱开发效果较差。考察了在一定温度、热稳定剂作用下,延缓有机复合交联剂NQJ与聚合物的交联反应,形成了适用于大庆萨尔图北部油田油藏的延缓交联弱凝胶体系。该体系地面黏度较低,便于现场注入,且具有较好的延缓交联效果,可实现大剂量深部调驱。研究结果表明:抗盐聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%~0.25%、0.15%~0.2%与0.015%~0.025%时,形成的凝胶黏度大于5 000 mPa·s,成胶时间3~6 d可调,能够满足现场深部调驱要求。     

一种聚合物驱后深部调剖用HPAM/Cr3+冻胶体系

针对孤岛油田砂岩油藏的地质特点,用可延缓释放Cr3 的一种有机铬交联剂与延缓剂配合,研制了深部调剖用的一种聚合物(HPAM)/有机铬冻胶体系,由冻胶强度级别的划分定性地测定成冻时间和突破真空度的方法定量测定冻胶强度,并作出了成冻时间及强度等值图。实验结果表明HPAM/Cr3 冻胶交联时间可调,冻胶体系成冻时间可调1~18d,成冻后强度高。聚合物驱后,继续向地层中注入一定量的组合深部调剖剂,能有效地提高采收率。     

交联聚合物溶液深部调驱先导试验

聚丙烯酰胺柠檬酸铝交联聚合物溶液(LPS)深部调驱先导试验结果表明,低浓度的交联聚合物溶液可以堵塞聚合物驱、水驱形成的水通道,提高注水井的注入压力,起到深部调剖、液流改向的作用,使驱替液进入聚合物驱、水驱未波及的含油层(层内或层间),增加生产井的产油量,降低含水率,进一步提高聚合物驱油藏的采收率。LPS深部调驱技术可作为聚合物驱的接替技术用于聚合物驱后油田的开发.     

交联聚合物溶液深部调驱先导试验

聚丙烯酰胺柠檬酸铝交联聚合物溶液(LPS)深部调驱先导试验结果表明,低浓度的交联聚合物溶液可以堵塞聚合物驱、水驱形成的水通道,提高注水井的注入压力,起到深部调剖、液流改向的作用,使驱替液进入聚合物驱、水驱未波及的含油层(层内或层间),增加生产井的产油量,降低含水率,进一步提高聚合物驱油藏的采收率。LPS深部调驱技术可作为聚合物驱的接替技术用于聚合物驱后油田的开发.     

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。     

高温高矿化度油藏聚合物调驱技术研究

江苏油田具有高温、高矿化度和非均质性严重等特征,目前油田已处于特高含水开发阶段中后期,迫切需要采取进一步提高原油采收率的技术措施。近年来,随着Cr3+/HPAM凝胶调驱技术的日益成熟,开发出适合高温、高矿化度油藏的Cr3+/HPAM凝胶,已具备了物质和技术基础。针对江苏油田开发的实际需求,利用仪器检测和现代物理模拟方法,对适合江苏油田流体性质和油藏特征的Cr3+/HPAM凝胶配方进行了筛选,并对凝胶在多孔介质内的流动特性和调驱效果进行了实验研究。结果表明,聚铬比、聚合物质量浓度和岩心渗透率是影响凝胶注入的主要因素,"调剖+聚合物驱"要比单一的聚合物驱增油效果好。     

Delayed gelation in corefloods using Cr(III)-malonate as a crosslinker

Flow experiments have been conducted using a hydrolysed polyacrylamide (HPAM) or an acrylamide-AMPS copolymer crosslinked with chromium malonate. Retention of the chemicals prior to gelation has been studied at different temperatures and injection rates. The retention of the polymer was independent of the crosslinker concentration. The two polymers gave different results; the acrylamide-AMPS copolymer showed very low retention; the HPAM gave quite high retention values.At low temperatures, malonate with a ratio 1:3 (CrMa₃) and 1:4 (CrMa₄) protected the chromium against precipitation in Berea cores. At high temperatures, chromium precipitation was observed; retention increased with decreasing injection rate. An excess of malonate has some protecting effects on retention. Reducing the initial pH from 7 to 5 lowered the retention. In quartz sand and Bentheim sandstone the retention of CrMa₃ was very low even at high temperatures; no precipitation was observed before gelation. After a shut-in period, gel formed at pH less than 7 in the sand and the Bentheim cores. However, no gel formed in the Berea cores.     

海上聚合物驱油田污水处理剂的开发利用

聚合物驱污水中含有大量水解聚丙烯酰胺,由于带有大量的羧酸根而带负电荷,处理难度大。目前,主要的商用清水剂为聚阳离子类,如阳离子聚丙烯酰胺、聚铝等,其机理是利用静电中和作用,实现油滴聚集上浮从而净化水质,但在处理的同时会导致大量含聚合物的油泥产生,引起生产流程的堵塞。为了解决该问题,研制了非离子类清水剂,并在海上平台污水处理流程中进行了加注,观察处理效果,加注后水质稳定,满足回注要求。下一步将扩大试验规模,评估并指导新型药剂的研制。