堵水用聚合物冻胶失水研究进展

综述了交联密度、无机盐、温度以及pH值对失水的影响规律与作用机制,探明过交联是冻胶失水的主要原因;总结了抑制冻胶失水的方法,指出添加无机盐助剂是抑制冻胶失水的有效措施,选用新型冻胶体系是解决冻胶失水问题的根本途径;提出了今后冻胶失水问题研究的工作重点。     

稠油热水驱用耐温纳米冻胶堵剂室内研究

针对稠油热水驱水窜问题,研究了一种耐温高强度且具有长期稳定性的环保型纳米冻胶堵剂,并从微观形貌、冻胶中水相存在状态角度分析了纳米二氧化硅增强冻胶稳定性机理,对其封堵性能进行了评价。结果表明：最优冻胶组成为0.5%（质量分数）阳离子丙烯酰胺类共聚物+0.1%（质量分数）潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂(A/B)+0.3%（质量分数）硫代尿素类除氧剂+0.5%（质量分数）纳米二氧化硅,冻胶采用潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂作为交联剂,毒性小,安全环保,150℃下冻胶成胶强度0.094 MPa,180 d脱水率小于3%,成胶强度高,稳定性长;冻胶微观结构是带有小孔的板状结构,孔洞中结合水含量较少,同时,纳米二氧化硅的加入使得冻胶的结合水含量上升,这说明纳米二氧化硅可以提高冻胶的亲水性,抑制冻胶脱水;150℃老化2 d后冻胶的封堵率高于98%,耐冲刷性能和长期封堵性能显著。该研究对于提高稠油热水驱开采效果具有重要意义。     

用无机酸对钠水玻璃进行耐水改性的探讨

一般的水溶性无机盐,当它遇水后溶解,形成溶液。此溶液失水后原无机盐析出,析出物遇水仍再溶,即它的水溶性是可逆的。如能将一般的水溶性无机盐改性成为水溶性为不可逆的产物,即改性后的产物是溶于水中的,当溶有这种改性产物的溶液失水后,析出的该产物遇水不再溶,无疑会对这种原无机盐的应用范围开辟一个新的领域。我们以钠水玻璃为对象,进行了探索,已制出了水溶性为不可逆的具体产物,现分述如下:     

塔河油田高温特高盐油藏冻胶堵水剂研究

针对塔河油田高温特高盐缝洞油藏堵水困难的技术难题,通过配方优选获得了一种耐温抗盐选择性堵水冻胶,从微观形貌、亲水性角度分析了耐温抗盐机理,并对其封堵效果进行了评价。结果表明,最优冻胶由聚丙烯酰胺磺酸盐共聚物和低浓度的3种交联剂(苯酚、间苯二酚、六亚甲基四胺)组成,冻胶强度为G级、成胶时间为12 h、130℃、30 d脱水率为8.9%;该冻胶微观网格中的孔洞较小,分布密集,且冻胶骨架粗壮,冻胶中的水易于存留在孔洞中,同时,冻胶中的结合水含量较高,说明冻胶体系对水具有较强的亲和能力,因而冻胶不易脱水失稳;老化30 d后,冻胶经过5 PV地层水的冲刷其残余阻力系数和封堵率仍然分别高于5和80%,由此表明冻胶具有优异的耐冲刷性能和长期封堵能力,有利于延长堵水有效期。该研究填补了塔河油田耐温抗盐选择性堵水冻胶的技术空白,对于塔河油田堵水技术的发展具有重要的指导意义。     

抗稀释耐温耐盐冻胶堵剂的制备及其性能评价

针对塔河油田高温高盐缝洞油藏堵水困难且堵剂易被地层水稀释导致有效封堵段下降,从而降低封堵效果的技术难题,选用两种类型的聚丙烯酰胺(P-71、P-9)为主剂,海藻酸钠作为助剂,氯化钠为降粘剂,对苯二酚、六亚甲基四胺作为交联剂制备了具有耐温耐盐性能的抗稀释冻胶堵剂(SA-PAM),并对其封堵效果进行了评价。结果表明,最优配方为0.5%P-71+1%P-9+0.5%对苯二酚+0.5%六亚甲基四胺+0.5%海藻酸钠+4%氯化钠。该堵剂在高温高盐条件下成胶时未被地层水稀释,抗稀释效果明显;130℃下成胶时间为4 h、老化28 d达到最大失水率6.95%,同时,冻胶内结合水的占比较高,从而说明其对水具有很强的亲和性能;SA-PAM冻胶老化30 d,经过5 PV地层水(2.1×10⁵ mg/L)冲刷后其封堵率仍然大于85%,表明该冻胶体系在高温高盐条件下不易脱水失稳且具有优异的耐冲刷性。     

油田化学耐盐堵剂研究进展

综述了目前国内外耐盐调剖堵水剂的应用开发情况和研究现状,从总体上讲可以分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。选择性堵水剂有聚合物堵剂、体膨体堵剂和吸水膨胀型堵剂等;非选择性堵剂可划分为树脂型堵剂、冻胶型堵剂、凝胶型堵剂和无机盐堵剂等。针对目前研发现状提出了不足之处并对对以后的发展方向提出了建议,具有一定的指导意义。     

纺丝溶液浓度对UHMWPE冻胶纤维萃取及拉伸性能的影响

通过冻胶纺丝法制备了纺丝溶液质量分数为8％～16％的超高相对分子质量聚乙烯(UHMWPE)冻胶纤维.研究了不同浓度冻胶纤维的相分离、萃取动力学、结晶性能、热性能和拉伸性能.结果表明:冻胶纤维成形之后的相分离过程开始60 min内较为剧烈,在约2000 min达到相分离平衡;冻胶纤维的萃取除油率随浴比的增大或萃取时间的延...     

CaCl_2对HPAM溶液流变性能的影响机制研究

无机盐离子特别是二价无机盐离子能显著降低HPAM溶液的粘度,对HPAM溶液流变性能产生重要的影响。考察了CaCl_2对HPAM溶液粘度、HPAM流体力学半径、HPAM微观形貌的影响,并通过核磁共振技术分析了CaCl_2对HPAM溶液流变性能影响的作用机理。结果表明,高浓度CaCl_2会加剧HPAM溶液粘度的降低,而低浓度CaCl_2(0. 5 mmol/L)具有抑制HPAM溶液粘度降低的作用,流体力学半径增大是低浓度CaCl_2抑制HPAM溶液粘度降低的主要原因; CaCl_2具有提高HPAM流体力学半径的作用,该作用与CaCl_2、HPAM羧酸根离子的浓度密切相关,随着体系中羧酸根离子浓度的升高,Ca~(2+)的最低交联浓度降低,对C(COO-)-C(CaCl_2) min的关系曲线进行拟合,得到关系式y=8. 82×10~(-8)x~(-0. 73),线性相关系数R~2 0. 99。该研究阐明了CaCl_2对HPAM溶液流变性能的影响机制——Ca~(2+)/COO~-螯合作用,对我国西部高盐高钙油藏利用廉价HPAM研制耐抗性冻胶堵剂具有重大的参考意义。     

高强度冻胶体系的室内研究

使用聚合物冻胶对注水井进行调剖是油田实现控水稳产的一项重要措施。室内研制了一种以部分水解聚丙烯酰胺、有机铬和水溶性酚醛为主剂的冻胶体系。在65℃条件下考察了主剂浓度、矿化度、温度、pH值、热稳定剂等对体系成胶性能的影响。结果表明,该体系在矿化度<16 000 mg/L、温度<80℃、pH值为6～8时,生成的冻胶突破真空压力达到0.070 MPa以上。由岩心封堵试验得到,该冻胶体系对模拟岩心的封堵率>96%,突破压力梯度>34 MPa/m。     

聚合物冻胶类堵剂在油田堵水中的应用

在油田堵水作业中聚合物类堵剂得到了广泛的应用,美国FOR方案设计中有35％采用聚合物,而其中的60％采用的是冻胶处理;在国内,聚合物冻胶类堵剂在油田八大类堵水体系中也占有较大的比例。文章描述了聚合物冻胶类堵剂在国内外的发展现状,根据聚合物类型的不同对该类冻胶进行分类,并介绍了其作用机理、应用情况、施工工艺以及理论研究情况,其中PI决策技术已经被广泛地用于指导油田调剖作业,最后指出针对深层、高温油藏聚合物冻胶类堵剂仍有广阔的发展前景。