二氧化硫脲用于油井堵水剂的新配方研究

针对目前国内使用的油井堵水剂聚丙烯酰胺铬凝胶存在可泵入时间短、堵剂用量小及有效期短等缺点,提出用二氧化硫脲代替铬凝胶配方中的硫代硫酸钠作为还原引发剂。通过试验,探讨了二氧化硫脲对聚丙烯酰胺(PAM)和水解聚丙烯酰胺(HPAM)凝胶化过程的影响,结果表明,用二氧化硫脲取代硫代硫酸钠后,PAM和HPAM体系的初凝时间可分别达到3h和7h,混胶强度均很高,适合于大面积、深地层堵水施工采用。     

高强堵剂JB-H的室内研究与评价

针对聚合物凝胶堵水剂存在凝胶强度低、耐温耐盐性差等缺点,研究出了一种新型高强堵剂.通过红外光谱、黏度、凝胶强度、岩心流动试验等对JB-H堵剂体系配方进行了测试.结果表明:该堵水体系JB-H堵剂可应用温度为110℃以下的中低温油藏层;在矿化度小于100 g/L的盐水中,封堵性能无较大影响,抗盐性能良好;对高渗透裂缝封堵率...     

耐高温高盐水平井堵水剂的研究与应用

研发了一种适合水平井先期堵水的堵水剂体系,以丙烯酰胺基-甲基丙磺酸为单体,亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,甲醛合次硫酸钠-过硫酸铵为引发剂,考察了单体浓度、交联剂浓度、引发剂浓度、温度以及矿化度对堵剂体系性能的影响。结果表明,适合水平井先期堵水的堵水剂体系为8%单体丙烯酰氨基-甲基丙磺酸+0. 08%交联剂亚甲基双丙酰胺+0. 08%引发剂甲醛合次硫酸钠-过硫酸铵的复合聚合物,该堵剂体系具有较好的堵水性能,可以实现水平井段脚跟部堵水,适用矿化度可达10 000 mg/L,耐温性可达160℃,突破压力梯度可达9. 65 MPa/m,180℃以上完全破胶。现场实验表明,井日产液量从35. 2 m3下降到18 m3,日产油量从0. 5 t上升到4. 5 t,综合含水从98%下降到75%,目前累积增油达3 212 t,取得了比较好的结果。     

一种耐温型聚丙烯酰胺凝胶堵水剂的室内研究

一种以聚丙烯酰胺、苯酚、甲醛为主要原料制备的耐温型凝胶堵水剂。考察各组分以不同比例配制时,对凝胶堵水剂各种性能的影响,确定凝胶堵水剂各组分的最佳基本配比。室内研究结果表明,该堵水剂耐温性好,黏度较高,成胶时间可调,适应温度宽,封堵能力强,并且组分简单,原料易得,可用于油田的调剖堵水作业。     

裂缝型油藏三维堵水剂研发及应用

针对裂缝型油藏堵水施工过程中堵水剂易沿着裂缝向地层漏失这一问题,提出了三维网状堵水剂的堵水工艺,研发出了适合裂缝型油藏的三维网状堵水剂.选定了酚醛树脂交联剂凝胶体系,并研究其与聚丙烯酰胺匹配的性能.结果表明:该三维网状凝胶堵剂发生交联反应后,能形成牢固的三维网状结构,实现裂缝型油藏封堵作用.该体系配方为6 g·L-1部分水解聚丙烯酰胺+9 g·L-1酚醛树脂交联剂+3 g·L-1碳酰胺,该体系组成的凝胶成胶强度高达90 Pa·s,30 d黏度保留率大于90％,对人工造缝岩心的封堵率高达95％以上,具有一定的高温适应性,并且该药剂对平台流程破乳剂处理效果没有影响,具有较好的压制底水锥进的能力,现场施工井综合含水率下降了55％,取得了较好的堵水效果.     

酚醛-聚丙烯酰胺弱凝胶堵剂性能测试

弱凝胶是一种由低浓度聚合物和交联剂形成的凝胶体系,所用聚合物浓度略低于聚合物驱溶液,加入少量交联剂,可以大大的提高这种弱凝胶粘性。从而在油田调剖堵水过程中发挥效能。本文通过实验对氯化铵、间苯二酚以及六次甲基四胺含量对弱凝胶黏度影响进行研究,同时研究了在一定温度下体系黏度随时间的变化并最终确定了堵剂的最佳配方为:氯化铵含量0.2%,间苯二酚含量为0.02%,六次甲基四胺含量为0.1%。在最优解处的弱凝胶黏度一周后测试达到15317mPa·s,两周后的黏度为18996mPa·s。     

低温时间可控冻胶堵水调剖剂的制备

以交联有机聚合物为骨架、无机聚合物为刚性填充物、催化剂控制成胶时间,制备低温时间可控冻胶堵水调剖剂。利用单因素控制法研究有机聚合物、交联剂、无机聚合物、催化剂对冻胶强度、成胶时间及初始黏度的影响,对冻胶耐盐性、黏弹性、封堵性进行评价。结果表明有机聚合物质量浓度0.2%,无机聚合物质量浓度为12%,交联剂质量浓度0.3%,催化剂质量浓度为0.05%时,制得强度好、黏弹性好、封堵率高、时间可控等优点的冻胶堵水调剖剂。     

一种抗温抗盐调剖堵水剂的研究

用木质素磺酸钠丙烯酰胺接枝共聚物与苯酚/甲醛交联,制成了抗温抗盐凝胶型堵水剂,考察了聚合物质量浓度、交联剂浓度、反应pH值、聚合物的接枝率等对凝胶成胶的影响,并对堵水剂的抗温抗盐性能进行了评价。结果表明,聚合物质量浓度为10 g/L,交联剂浓度为0.8%,pH=7,聚合物接枝率51.4%为堵剂最优化方案。堵水剂能抗温160℃,抗盐达20%。采用红外光谱、扫描电镜分析了堵水剂结构、接枝共聚物及凝胶状态、作用机理。     

低温时间可控冻胶堵水调剖剂的制备

以交联有机聚合物为骨架、无机聚合物为刚性填充物、催化剂控制成胶时间,制备低温时间可控冻胶堵水调剖剂。利用单因素控制法研究有机聚合物、交联剂、无机聚合物、催化剂对冻胶强度、成胶时间及初始黏度的影响,对冻胶耐盐性、黏弹性、封堵性进行评价。结果表明有机聚合物质量浓度0.2%,无机聚合物质量浓度为12%,交联剂质量浓度0.3%,催化剂质量浓度为0.05%时,制得强度好、黏弹性好、封堵率高、时间可控等优点的冻胶堵水调剖剂。     

一种高含硫气井堵水剂研究

针对高含硫气井堵水一系列技术难点通过室内实验对堵水剂体系配方优化并进行了堵水剂耐腐蚀材料优选,堵水剂流变性能、稠化性能评价,堵水剂固化水泥石耐压差、耐腐蚀性能评价,开发出一套适用于超深、高温、高含硫化氢气井用的低摩阻的耐温耐压耐蚀的堵水剂体系,满足普光高含硫气井连续油管堵水要求。该体系成功应用于普光气田103-1等3口井,堵水成功率大于97.9%,增产纯天然气3.5×108m3,取得了显著的经济效益,促进了川东北地区的经济发展。     

油田用延时性高黏凝胶制备方法研究

基于改性淀粉凝胶于调剖堵水、封堵、钻完井等方面优异的使用性能及应用前景。以淀粉、丙烯酰胺(AM)为原料,偶氮二异丁腈(AIBN)为引发剂,利用淀粉同烯类单体进行接枝共聚,通过交联剂来实现共价键交联,在实验室条件下合成一种适用于中、高温油藏,成胶时间延时至2 h内可控的高强度的改性淀粉凝胶。研究了引发剂的用量、交联剂的用量、反应温度、p H值对胶体成胶性能(体系黏度和成胶时间)的影响。结果表明:在引发剂质量分数介于0.04%~0.06%,交联剂质量分数在5.1%左右,反应温度为80℃,体系p H为10时所制得的聚合物胶体性能最佳,其体系黏度对应为1 950×103 m Pa·s。     

Gelation performance of poly(ethylene imine) crosslinking polymer–layered silicate nanocomposite gel system for potential water‐shutoff use in high‐temperature reservoirs

Polymer gels have been widely used for water shutoff in mature oil fields. In this paper, polyacrylamide (PAM)–montmorillonite (MMT) nanocomposites (NC) were prepared through in situ intercalative polymerization. Fourier transform infrared spectroscopy and X‐ray diffraction were conducted to characterize the prepared PAM/MMT nanocomposites. The gelation performance of poly(ethylene imine) (PEI) crosslinking PAM/MMT nanocomposite gel system (NC/PEI gel system) was systematically investigated by bottle testing and viscosity measurement methods. The results showed that the gelation performance of the NC/PEI gel system was greatly affected by the total dissolved solids, PAM/MMT nanocomposite concentration, and PEI concentration. The NC/PEI gel system exhibited much better thermal stability and gelation performance than the PAM/PEI gel system at the same conditions. The gelation performance after flowing through porous media of the NC/PEI gel system before injection and that of the subsequently injected gel system was different. The gel strength decreased and the gelation time was delayed after the gel system before injection was flowed through porous media. However, the gel strength of the subsequently injected gel system did not decrease, and only the gelation time was delayed after flowing through porous media. This study suggests that the NC/PEI gel system can be used as a potential water‐shutoff agent in high‐temperature reservoirs. © 2016 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2016 , 133, 44243.     

表面活性剂在油田中的应用

综述了表面活性剂在油田中的应用。在钻井中 ,表面活性剂用作起泡剂、乳化剂、页岩抑制剂、润滑剂等 ;在采油中 ,表面活性剂用作驱油剂、培水剂、酸化添加剂、压裂添加剂、防蜡剂、乳化降粘剂、解堵剂等 ;在原油集输中 ,表面活性剂用作破乳剂、消泡剂、除油剂、防垢剂、缓蚀剂、杀菌剂等。同时介绍了油田用表面活性剂的发展趋势。     

新型硅酸凝胶深部堵水剂的研究与应用

研究一种用水玻璃为主剂、甲醛为活化剂以及其他添加剂制备堵水剂。通过对该堵水剂的配方进行筛选,使堵水剂凝胶时间长,凝胶强度高。在对实验配方筛选的过程中,以胶凝时间和凝胶强度等技术指标来衡量堵水剂的效果。最终确定出最佳配方:10%~15%水玻璃,2%~4%甲醛,0.5%~1.2%表面活性剂A,0.6%~0.7%螯合剂B和0.02%~0.03%助凝剂C。     

化学剂组分浓度对聚合物凝胶成胶性能影响研究

为了更好的揭示聚合物凝胶体系的成胶规律,利用布氏粘度仪对不同化学剂浓度下聚合物凝胶体系成胶粘度及成胶时间进行表征。研究结果表明:凝胶体系随着聚合物以及铬交联剂浓度的增加成胶时间下降、成胶强度增加,硫脲作为稳定可以有效的延缓成胶时间而对成胶强度影响较小。综合考虑成胶时间及成胶强度,最佳的聚合物凝胶体系配方为浓度为2 500 mg/L的聚合物+质量分数为为0.3%的铬交联剂醋酸铬+质量分数分别为0.03%的硫脲。     

JHXD油溶性聚合物选堵剂的研究

针对注水开发油田选择性堵水的急需,研制了一类新型油溶性聚合物选堵剂JHXD。试验结果表明：JHXD具有良好的油溶性,其堵水率大于99％,而堵油率仅为10％左右,是一类优良的选择性堵水剂。     

国内油田堵水调剖的研究与应用现状

概述了国内油田应用的堵水调剖技术与各类堵水调剖剂的性能、作用机理研究以及在油田的应用现状,重点介绍了化学堵水调剖剂,对今后堵水调剖剂的研究及发展提出了建议。     

硅烷表面处理对粉体悬浮液流变性的影响

以液体石蜡为溶剂,研究了有机硅烷偶联剂表面处理对于悬浮体系(云母／石蜡)流变特性的影响。以粘度为衡量指标,定量预先评价粉体表面处理的效果。实验发现：粉体经过表面处理,其粉体悬浮液流变性产生显著的变化,但悬浮液的剪切稀化特性在有机改性后仍然存在,不受温度的影响;悬浮体系的流变曲线采用Casson模型进行拟合,优于Bingham,Herschel—Bulkley模型。粉体表面处理效果与偶联剂用量,偶联剂溶液浓度、溶液溶剂、搅拌反应温度等处理工艺条件有关,而与搅拌反应时间关系不大。     

诱导作用在油田二次采油中的应用

介绍了诱导作用的概念 ,首次提出了诱导作用存在与否的两种并列关系的判断模式。W 1选择性堵水剂及FW 1高效调剖剂具有胶凝时间可调 (3h～ 4 0h)、凝胶强度高 [(10 0～ 4 0 0 )Pa·s]等特点 ,在大庆、辽河等油田使用后获得了较高的经济效益和社会效益。以诱导作用的判断模式为标准 ,对W 1选择性堵水剂及FW 1高效调剖剂延缓胶凝机理进行了分析 ,证实了诱导作用是该两种油田化学助剂延缓胶凝作用的关键。提出了研制具有延缓胶凝作用的新型二次采油助剂的思路