用于油层深部处理的胶态分散凝胶

该文重点介绍了用于油层深部处理的胶态分散混胶物性，阐述了胶态分散凝胶强度的评价方法，分析了胶态分散凝胶性能的影响因素，评价中未采用一般评价凝胶强度的方法，而是采用了转变压力法，文中通过对油田常用的六大类聚合物实验的研究，发现部分水解聚丙烯酰胺和ＡＭＰＳ形成胶态分散凝胶效果较好，其它聚合物则没有形成胶态分散凝胶，并进一步研究了聚合物形成胶态分散凝胶的条件，美国２９个油田对胶态分散凝胶进行现场应用，提     

弱凝胶体系成胶性能影响因素研究

弱凝胶体系调驱作为一种提高采收率的新技术已在国内各大油田得到应用,研究表明弱凝胶体系成胶性能的好坏直接决定调驱效果。通过实验研究了影响弱凝胶体系成胶性能的主要因素。结果表明,聚合物分子量、聚合物/铬交联剂浓度、温度、pH值对弱凝胶体系的成胶性能影响较大,剪切作用对弱凝胶体系成胶性能有一定影响,含油、油砂对弱凝胶体系成胶性能影响较小,水质对弱凝胶体系成胶性能基本没有影响。研究结果为矿场试验中应用弱凝胶体系进行深部调驱提供了依据。     

低渗透油藏调驱用凝胶泡沫体系的应用

以铝盐为主剂,尿素为助剂得到无机凝胶体系,并加入复配泡沫剂在一定条件下反应生成凝胶泡沫体系。分析了影响凝胶体系成胶的因素,考察了成胶后凝胶的性能。实验结果表明,无机凝胶体系随主剂用量的增大,成胶时间延长,凝胶强度增大;随助剂用量的增大,成胶时间缩短,凝胶强度增大;随温度的升高和矿化度的增大,成胶时间缩短。泡沫剂的加入对凝胶的成胶性能没有影响。该凝胶泡沫体系能够耐温130℃,耐盐20×10~4 mg/L,耐钙、镁离子5000 mg/L,成胶时间和成胶强度可控。中原油田采油一厂文13-195等7个井组现场应用表明,该体系具有良好的调驱效果,可用于低渗透油藏深部调驱。利用凝胶成胶强度模型,可指导现场凝胶成胶强度的预测和配方优化,平均相对偏差为0.51%。     

高压注水井带压作业凝胶封堵体系性能评价

为满足高压注水井带压作业对凝胶封堵体系的强度、成胶时间以及可破胶的性能要求,采用丙烯酰胺 （AM）/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）为二元聚合物体系、三羟甲基化合物（Smel30）为交联剂制备了一种 耐温抗盐凝胶封堵体系。研究了温度、无机盐、模拟油含量、剪切时间对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响, 同时研究了破胶剂过硫酸钠用量对凝胶体系破胶效果的影响。结果表明,温度由40 ℃升至100 ℃时,凝胶体系 的成胶时间由23.5 h 缩短至2.0 h、凝胶强度由39.4 Pa 增至88.6 Pa。无机盐可使聚合物链间距离减小,成胶时间 缩短,凝胶强度略有增加;3 种无机盐对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响从小到大依次为NaCl＜MgCl₂＜ CaCl₂。凝胶体系抗油污和抗剪切能力较强。加入1%～10%的模拟油可使凝胶体系的成胶时间由8 h 增至15 h, 凝胶强度的变化较小;在60 ℃、500 r/min 的条件下剪切60 min 后,成胶时间从7 h 增至17 h,但凝胶强度仍能保 持81%。凝胶体系的热稳定性较好,在60 ℃老化15 d 未出现明显脱水,且凝胶强度为67 Pa。过硫酸钠可以高效 低成本破胶,按体积分数为30%的量在凝胶体系中加入质量分数为30%的过硫酸钠,60 ℃下的破胶时间为20 h, 残液表观黏度为64.4 mPa·s,可以通过气体或清水将破胶残液顶替至地面,易于返排,满足现场施工要求。     

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。     

聚合物凝胶封堵剂性能评价及现场试验

高含水油田由于长期注水开发造成注入水无效循环问题非常突出,形成了高渗透条带,采用化学堵剂对高渗透条带进行封堵是一种有效的方法。堵剂的性能直接影响封堵效果,为进一步提高封堵成功率和驱替效率,对聚合物凝胶封堵剂进行了室内性能评价和现场试验。通过岩心试验和三管试验对聚合物凝胶封堵剂体系的封堵性能、耐冲刷性能、流动成胶性能和液流改向能力进行了室内评价试验;采用聚合物凝胶体系和油田污水配制成的聚合物凝胶封堵剂进行了现场试验。试验结果表明,聚合物凝胶体系具有较强的堵塞和耐冲刷性能,形成凝胶强度高,2口井实施封堵后连通油井见到了明显的增油降水效果,为聚合物凝胶体系在封堵高渗透带上的应用提供了成功经验。     

低温带压作业用高强度凝胶性能评价

为满足低温油井带压修井作业对凝胶高强度、成胶时间可控以及可破胶的性能要求,以多羟基聚合物P3600和自制交联剂Smel 30制得一种适用于低温环境(30～50℃)的高强度凝胶。通过SEM分析凝胶微观结构,采用万能材料机测试其抗压强度,并用黏度法研究了凝胶的成胶时间及其影响因素,考察了凝胶体系的稳定性和破胶性。结果表明,由8.75%P3600和2%Smel 30组成的凝胶体系在低温(30～50℃)、pH值为4.5数5.5的条件下稳定成胶,形成三维网状结构,本体强度可达18 N;pH值对凝胶成胶时间的影响较大,现场可通过改变pH值调节凝胶的成胶时间;金属离子可以缩短凝胶的成胶时间,可作为控制凝胶成胶时间的第二因素。该凝胶体系具有良好的抗油性和稳定性,并且在带压作业结束后可迅速破胶为流体,满足带压作业要求。图7表1参23     

高温高盐碳酸盐油藏弱凝胶调驱体系实验研究

针对印尼K油田碳酸盐高温高盐油藏条件,优选出具有良好耐温抗盐性能的弱凝胶调驱体系,并考察了聚合物的剪切作用以及岩心粉的吸附作用对弱凝胶体系成胶性能的影响。研究结果表明,聚合物受剪切作用后其成胶时间延长,且成胶强度有所下降,岩心粉的吸附作用也会使弱凝胶的成胶强度略有降低,但对成胶时间影响不明显。通过优选,适合K油田的弱凝胶体系最佳配方为:P1(1 500 mg/L)+JLJ(750 mg/L)+WDJ(100 mg/L),物理模拟驱油实验表明,该体系具有良好的驱油效率,在水驱基础上可以提高8.17个百分数。弱凝胶体系的SEM照片显示,在溶液中存在致密的三维交联网络结构,从而使得体系具有良好的耐温抗盐性能。     

用于油层深部处理的胶态分散凝胶

该文重点介绍了用于油层深部处理的胶态分散凝胶特性，阐述了胶态分散凝胶强度的评价方法，分析了胶态分散凝胶性能的影响因素。评价中未采用一般评价凝胶强度的方法，而是采用了转变压力法。文中通过对油田常用的六大类聚合物实验的研究，发现部分水解聚丙烯酰胺和ＡＭＰＳ形成胶态分散凝胶效果较好，其它聚合物则没有形成胶态分散凝胶，并进一步研究了聚合物形成胶态分散凝胶的条件。美国２９个油田对胶态分散凝胶进行了现场应用，提高原油采收率１．３％～１８．２％，且所需成本较低     

用于高温高盐油田的非离子聚合物弱凝胶调驱体系

介绍了适用于较高温度及较高矿化度油田地层调剖(驱)需要的非离子聚合物PMN/BW弱凝胶类调驱体系。对PMN/BW弱凝胶类调驱体系的成胶性、粘度变化曲线、抗盐性及凝胶成胶后的热稳定性、成胶前后的抗剪切性等性能进行了室内评价试验,并在华北油田高30-49高温注水井(114℃)进行了现场应用,结果表明:通过调驱处理措施,不仅使该井的压力剖面得以调整,使主力吸水层得到控制,潜力层得到充分启动,而且整个井组也取得了明显的增油效果,8个月内累计增油1462t。     

A Study of the Effect of the Concentration of Constituents on the Characteristics of a Cross-Linked Polyacrylamide Gel

Abstract

Polymer gels have long been used for water shutoff in petroleum production operations. A polymer gel is prepared by a combination of water, polymer, and cross-linker. The gelation or cross-linking reaction between the polymer and cross-linker results in the formation of a three-dimensional polymer network known as gel, which forms a barrier to water flow. Polyacrylamides along with cross-linkers such as metal ions (Al³⁺, Cr³⁺, Zr⁴⁺, etc.) and organic compounds such as resins, glutaraldehyde, phenol/formaldehyde, etc., have been used by the oil industry for this purpose. Most of these gels have been successfully applied in the field and good results have been obtained. In the present study, polyacrylamide (PAM) was cross-linked with hydroquinone (HQ) and hexamethylene tetramine (HMTA). The gel formed by cross-linking HQ and HMTA with PAM had high mechanical strength and was stable for long periods of time. The kinetic parameters of this system were determined by viscosity measurement at a temperature of 85°C.     

影响酸性铬冻胶成冻因素的研究

研究了乏酸条件下 (pH =3～ 5 )影响PAM /Cr(Ⅲ )冻胶形成的因素。冻胶形成用初冻时间 (运动粘度达到 2 0 0mm2 /s的时间 )和突破真空度BV(代表冻胶强度 )表征。根据铬 (Ⅲ )的多核羟桥络离子交联水溶液中PAM分子而成冻的机理 ,基于只有低水解度PAM才能形成酸性铬冻胶的事实 ,认为在乏酸条件下PAM的交联主要是通过酰胺基进行的。所用PAM的水解度为 8.2 8%,相对分子质量为 5 .1× 10 6。对于PAM/Na2 Cr2 O7/Na2 SO3 /水成冻体系 ,当 pH =4～ 6、温度 (4 5～ 90℃ )较高、PAM浓度 (2 .5～ 10 g/L)较大、含盐量约为 4g/L(NaCl,CaCl2 )时 ,初冻时间较短 ;对于PAM/Cr(NO3 ) 3 /水成冻体系 ,Cr(NO3 ) 3 浓度 (0 .1— 1.6 g/L)较小、pH =3～ 5时成冻时间较短。酸性铬冻胶的强度 (BV值 )与初冻时间的关系符合一般冻胶的规律 ,即成冻时间越短 ,则冻胶强度越高。     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

无粘土弱凝胶钻井液的研制开发及应用

常用钻井液中所含的徽细粘土颗粒很容易侵入储层,使储层渗透率大大降低,对保护储层不利,尤其对保护酸敏性储层不利,因为酸敏性储层不能采用酸化的方法来恢复渗透率。因此,研制了一种新型的无粘土弱凝胶钻井液体系,用性能较好的聚合物(PF—Ⅵ)和交联剂(JLJ)作增粘剂,保证无粘土弱凝胶钻井液的粘度;辅以一定量的抑制剂、降滤失剂和润滑剂以防止储层中的粘土分散、膨胀。评价试验结果表明,使用BROOKFIELD DV—Ⅱ粘度计在0.3 r/min下(即剪切速率为0.0636s-1)测定该钻井液的粘度为40000-50000 mPa·s.可满足现场需要;与原油、盐相容性好,不会对储层造成伤害;加入一种氧化剂后,形成的弱凝胶能快速破胶降解;岩心渗透率的恢复值在80％以上。该钻井液在南海涠11-4-Al2b水平井及新疆TK431井的钻井过程中,都取得了很好的效果。     

复合聚丙烯酰胺凝胶性能的研究

通过大量的实验室静态实验 ,研究了阴离子聚丙烯酰胺与阳离子聚合物在抗沉淀剂存在条件下的复合凝胶体系。考察了聚合物浓度、交联剂浓度和体系pH值对凝胶性能的影响。该凝胶体系的成胶时间在不同的条件下从几小时至几十小时的范围内变化。可用于油田大剂量的深度调剂作业     

蒸汽驱用碱木素高温冻胶的研制

碱木素冻胶是一种高温条件下可在地层形成强度较大、耐冲刷性较好和热稳定性强的高温堵剂,可以明显控制蒸汽窜流,调整注汽剖面,提高汽驱采收率。通过正交试验得到碱木素冻胶的最优配方,即W（碱木素）=10％,W（酚醛树脂）=4％,pH值为10。对最佳配方配制的碱木素冻胶性能进行了静态和动态评价,实验结果表明,碱木素冻胶成胶时间在1．5-7．0h内可调,冻胶强度为0．092MPa,抗盐性能好,热稳定性强,岩心封堵率和蒸汽突破压力高,耐冲刷性好,选择性封堵能力强。制备的碱木素冻胶均能满足油田对高温堵剂的要求,是一种良好的蒸汽驱用高温堵剂,具有广阔的应用前景。     

萃取凝胶的合成及性能

合成了离子型及非离子型凝胶共6种,它们是N-异丙基丙烯酰胺及丙烯酰胺各自的均聚物凝胶和共聚物凝胶。着重研究了凝胶的温敏性能和溶胀性能。此外还考察了溶剂、酸、碱、盐等对凝胶溶胀性能的影响。发现,聚(N-异丙基丙烯酰胺-甲基丙烯酸钠)共聚物凝胶具有温敏特性,而且有不连续相变,它在室温下在水中的溶胀比高于文献报道的任何—种温敏凝胶。     

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。     

FCC催化剂胶体连续制备工业试验研究

开发了一种FCC催化剂胶体连续制备技术，设计了连续制胶/连续研磨的工业侧线试验装置，完成了处理量(干基)分别为3 t/h和6 t/h的催化剂胶体连续制备工业试验。结果表明：该系统运行连续稳定，进出料畅通；与间歇制胶方式相比，当连续制胶处理量（干基）为3 t/h时，二者制胶时间相同；当连续制胶处理量(干基) 为6 t/h时，其制胶时间缩短一半，功耗降低56%~67%；与间歇制胶制备的催化剂相比，连续制胶的胶体粒度更小，催化剂平均磨损指数降低0.6百分点，水热处理（100%水蒸气）17 h后活性提高3.0百分点，稳定性更优。     

通过聚合物水溶液流经滤膜的流出曲线计算不溶凝胶含量的方法

本文对聚合物水溶液在通过多孔滤膜时的流动行为进行了数学分析,进而建立了一套在恒压模式下聚合物溶液通过多孔滤膜时的流动曲线分析方法,得到了聚合物水溶液中≥滤膜微孔可封堵尺度的不溶凝胶含量,可以有效评价聚合物溶液的溶解性和溶液的均匀性。与传统的过滤因子测试方法相比,该方法获得的参数与溶液的均匀性和滤膜孔径相关,排除了其他测量条件的影响,同时有更高效的测试效率。对于三次采油中大量使用的驱油剂聚丙烯酰胺,本文设计的方法能有效评价其中不溶凝胶含量。通过该方法计算也可以得到过滤因子与对应的不溶凝胶含量的关系曲线,计算发现,驱油剂用聚丙烯酰胺的通用行业标准中的过滤因子1.5对应溶液中的不溶凝胶含量应在0.4%左右。