油田用聚合物凝胶相对强度表征方法研究

实验研究了动力粘度η、动态储能模量G’、转变压力Pt（TGU值）测量3种方法用于表征油田用特别是提高采收率用聚合物凝胶（弱凝胶和较强凝胶）相对强度的适宜性和准确性。在η和G’测定了使用了3种代表性凝胶：（1)聚合物浓度不同的HPAM／Cr^3 凝胶,即柔性链聚合物弱凝胶;（2）组成固定的PAM／木素磺酸钠／Cr^3 凝胶,为较强凝胶;（3）组成固定的黄胞胶／Cr^3 凝胶,即刚性链聚合物脆性凝胶。在Pt测定中使用聚合物浓度不同的另一种HPAM／Cr^3 凝胶。得到的结论如下。对于柔性链聚合物弱凝胶（1）,当G＜0.1Pa时,η值是相对强度的良好表征值,G’越小,则η测定的重现性越好,G’测定的重现性越差。对于较强凝胶[(2),G‘＞0.1Pa]和刚性链聚合物形成的脆性凝胶（3）,η测定的偏差很大,凝胶越强,则G’测定的重现性越好。对于结构易破坏的脆性凝胶,振荡法测量（G’、G”、η＊）是表征相对强度的适当方法。Pt(TGU值）测定的重现性很差且有不少困难问题。因此不能用作凝胶性能的基础数据。     

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     

不同剪切方式对聚合物溶液及凝胶性能的影响

摘要：考察了吴菌搅拌器、筛网（TGU转变压测定装置）、人造岩心及普通搅拌器等不同剪切方式下,4种驱油体系的动态性能。这4种体系是：抗盐聚合物（梳状聚合物）KYPAM溶液,疏水缔合聚合物AP—P4溶液,KYPAM／醋酸铬凝胶（有机铬凝胶）及KYPAM／间苯二酚／甲醛凝胶（酚醛凝胶）,其黏度分别为139、170、143及260mPa·s（66℃,51／s）。在吴菌搅拌器的高速剪切下,有机铬凝胶和酚醛凝胶的网状结构完全被破坏,抗盐聚合物溶液黏度保留率最高,疏水缔合聚合物其次。聚合物溶液通过筛网后黏度损失很小,有机酚醛凝胶通过筛网时发生剪切变稀,有机铬凝胶堵塞筛网严重。与聚合物溶液及酚醛凝胶相比,有机铬凝胶注入岩心困难,不能在岩心中运移,酚醛凝胶虽能在岩心中运移但黏度损失严重,聚合物溶液从岩心流出后黏度保留率较高。在搅拌器搅拌条件下,有机铬和酚醛凝胶液的成胶受到影响,不能形成整体凝胶。图11表3参4。     

用于胜利高温高盐油藏的聚合物弱凝胶

为满足胜利油田高温高盐及多含高渗透条带油藏提高采收率的需要，研制了可流动的铬凝胶。用矿化度19334mg／L的模拟地层水稀释5000mg／L的聚合物母液，与交联剂以20：1质量比混合，得到成胶溶液，各项测试温度为80℃。铝交联剂Tiorco677N与胜利油田现用6种高分子量聚合物均不能形成好凝胶；铬交联剂Water-Cut684与其中2种能形成好凝胶。聚合物MO-4000在溶液浓度≥600mg／L时可与Water-Cut684形成转变压力〉34．5KPa的凝胶。1200mg／LMO-4000的铬凝胶在K=1．5μm^2填砂管中RF为273，RRF为200。在5μm^2和1．5um^2填砂管组成的并联模型上，水驱采收率为43．4％，聚合物驱（恒聚聚合物，1500mg／L，0．3PV）＋后续水驱提高采收率9．9％。而凝胶（1200mg／LMO-4000，聚交比20：1，0．3PV）＋后续水驱则提高采收率17．6％。高、低渗单岩心的采收率曲线和含水曲线表明，凝胶优先进入水驱后的高渗岩心而使后续注入液转向进入低渗岩心。该凝胶已用于胜二区沙二1～2单元6注13采先导试驱区，注凝肢作业目前已经开始。图6表2参6。     

调剖用聚合物凝胶体系

介绍5种有代表性的聚合物凝胶体系,主要讨论调剖用聚合物凝胶体系的特点和应用范围.指出了聚合物凝胶体系的几个重要性质及两种类型凝胶体系的凝胶机理,举出了聚合物凝胶体系的现场试验及应用情况.     

纳米复合凝胶在循环漏失处理中的应用

钻井过程中由于泥浆漏失导致的费用在钻井费用中占很大的比列,目前借助于交联聚合物来堵漏的方法效果显著,能够在井下的温度和压力下封堵大的裂缝.本文主要描述了用于控制严重井漏的纳米复合有机/无机凝胶的实验研究,这种新型堵漏材料由四种组分组成:水溶性黏性聚合物基、交联剂、可膨胀交联聚合物颗粒以及胶体物质.所形成的纳米复合有机/无机凝胶具有良好的黏着性和伸缩性,承压能力强;实验考察了交联聚合物颗粒浓度、矿化度以及压力对交联动力学的影响;评价了对地层的伤害;设计了特殊的实验设备来模拟现场堵漏,评价凝胶的封堵性能.交联时间、凝胶形成前的黏度、形成凝胶的强度以及这些参数与压力、温度相关性的表征借助于一种可控的切力流变仪Haake RS 150.     

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。     

层状油藏中连续注入工艺凝胶处理

分析了层状油藏中进行深层聚合物凝胶处理的机理。采用二维两相多组分流模拟模型对处理过程进行了计算。在层状油藏中，两种反应物和一种水介质段塞按一定顺序进行的现场凝胶处理取得成功，这个方法可在油藏中不同部分形成凝胶。本内容涉及现场凝胶处理的模拟模型及数学公式的描述，以及对现场凝胶计算结果作了较详细的讨论，特别是讨论了影响段塞处理位置的因素，对注段塞油藏流体产出的影响也在网格中用近似方法加以考虑。     

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     

弱凝胶的特性与影匿现象

对弱凝胶进行定义，分别从螯合理论、离子水化理论和空缺稳定理论分析讨论了弱凝胶的延缓成胶机理、增粘性、易脱水的特点。认为聚合物和交联剂间弱的相互作用力（交联键、配位键、氢键和聚合物分子间的相互缠绕）和水化层的存在使其具有流动性。弱凝胶是一种影匿现象。     

磺甲基间苯二酚－甲醛水凝胶的稳定性

本文报道了磺甲基间苯二酚－甲醛（ＳＭＲＦ）水凝胶稳定性的研究结果。考察了油田应用环境下的一些因素（盐含量、水硬度和ｐＨ值）对该凝胶体系稳定性（成胶时间、沉淀、游离水开始排出时间和排出量）的影响，并与间苯二酚－甲醛（ＲＦ）水凝胶进行了比较     

低浓度HPAM/Cr3+凝胶成胶行为影响因素的研究

研究了聚合物浓度，ｐＨ，温度及Ｃａ＾２＋浓度对低浓度部分水解聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）凝胶成胶行为的影响，实验结果表明，随着体系中聚合物浓度的降低，成胶速度降低，所成凝胶的强度和稳定性降低，成胶的ＰＨ范围变窄，在成胶的ＰＨ范围内，ＰＨ愈高，则成胶速度愈快，所成凝胶的强度愈高，稳定性也愈好，温度增高时成胶速度加快，凝胶的稳定性变并，Ｃａ＾２＋浓度增大时所成凝胶的强度下降。     

基于SR&NI ATRP 引发机理延缓就地聚合凝胶成胶时间

针对热分解引发剂引发就地聚合凝胶成胶时间过快、聚合体系中活性自由基浓度难以控制的问题,提出将正向与反向原子转移自由基聚合方法(SR&NI ATRP)应用于成胶时间控制。在就地聚合凝胶中加入三氯化铁、配体和氯乙酸钠,可使自由基聚合机理转换成SR&NI ATRP引发机理,从而使活性自由基浓度维持在较低水平,达到延长成胶时间的目的。实验结果表明:在50~80℃条件下,使用热分解引发剂的就地聚合凝胶成胶时间小于10 h;相比于乙二胺四乙酸四钠(EDTA四钠)和1,10-菲罗啉(phen),2,2’-联双吡啶更适合充当SR&NI ATRP的配体,在60℃条件下,当加入其质量分数为0.05%~0.09%时,可使成胶时间达到25 h以上;另外,通过调整三氯化铁、2,2’-联双吡啶和氯乙酸钠的质量分数,可控制就地聚合凝胶成胶时间为20~40 h,满足就地聚合凝胶深部调剖的要求。     

聚合物地下交联调整注水剖面的数学模型及其应用

建立了一个两维两相五组分聚合物地下交联调剖的数学模型.该模型综合考虑了影响此过程的各种因素,包括各组分在孔隙介质中的运移,聚合物与交联剂的地下交联反应,聚合物和凝胶的流变性、吸附滞留、不可及孔隙体积、降解等特性以及阻力系数和残余阻力系数,可用于模拟单一的水驱、调剖及这两者的任意组合.根据该数学模型研制了模拟器,在给定的油藏模型上进行了一系列计算,得到了一些对实施调剖有指导意义的结论.     

影响醛冻胶成冻因素的研究

本文研究的醛冻胶是聚丙烯酰胺（PAM)被甲醛交联而形成的,研究了PAM的羟甲基化时间,pH值,甲醛和PAM的浓度,温度,矿化度,HF的浓度等因素对醛冻胶的成冻昨冻胶强度的影响,成冻时间和冻胶强度分别用转子旋转法和突破真空度法测定,研究结果表明,在本实验条件范围内,羟甲基化时间越长,pH值越低,温度越高,PAM和甲醛的逍度越大和水的矿化度越低,成冻时间的越短,醛冻胶的成冻时间与冻胶强度的关系符合一般冻胶所遵循的规律,即成冻时间越短,冻胶的强度则越高,配合冻胶在调剖堵水,酸化压裂,防砂等方面的有重要应用。     

污水配制聚合物交联体系在江苏油田的应用

通过室内实验和油田先导性试验研究了污水配制聚合物交联体系的应用可行性。室内实验证明助凝剂可在较宽的 pH范围内促进污水配制HPAM 酚醛交联体系的交联反应。凡是可与聚合物交联体系组分或凝胶发生作用的污水特殊组分在达到一定浓度后 ,均可造成交联体系的凝胶强度降低或导致不成胶。凝胶强度随 pH、矿化度和聚合物水解度的增加而降低 ,聚合物的分子量和浓度的影响则反之。可使成胶时间变长的因素均会导致凝胶强度变弱。在真 1 2区块使用污水配制聚合物交联体系进行调驱处理的先导性试验获得了成功。真 4 9井的注入压力从 1 1 .5MPa升至 1 5.5MPa ,吸水剖面获得了明显调整。在弱凝胶处理后的约 6个月中总增油量达到了 1 30 0t,获得了较好的经济效益。图 5参 8     

聚合物地下交联调剖数学模型

本文建立了一个两维两相多组分聚合物地下交联调剖数学模型。它除了考虑了聚合物驱本身的各种物化现象(粘度,阻力系数,残余阻力系数,聚合物的吸附滞留,扩散,不可及孔隙体积,流变特性,含盐量及其变化的影响等),还考虑了聚合物和交联剂在地下经过交联反应后,产生胶结物质封堵高渗透层过程所涉及的各种物化现象(交联反应及其动力学规律,残余阻力系数增加,胶结物封堵特性等),较好地描述了聚合物驱及地下交联调整驱动剖面的过程。模型的使用,表明它对于辅助研究调剖机理及特性,设计实施方案(如堵剂种类,浓度,用量,注入方式,各种操作参数的选取),预测调剖后的驱替动态及采收率等,是一个非常有用的工具。文中算例表明对于纵向渗透率差异较大的层状非均质油藏,利用调剖技术与水驱或聚合物驱相比,效果都得到了改善,而这种改善的程度则与封堵地层的深度有直接的关系。     

红河油田水平井置胶成坝技术

针对红河油田长8油藏储层致密、裂缝发育导致水平井注水井组水窜严重的问题,进行了水平井置胶成坝技术研究及现场试验。在模拟长8油藏的条件下,以堵剂成胶后的黏度为指标,优化了聚合物冻胶堵水剂的配方,评价了其抗老化性、耐盐性、抗剪切性、封堵性和抗冲刷性。结果表明,聚合物冻胶堵水剂的成胶时间4~10 d可调,耐盐能力达1×105 mg/L,耐Ca2+能力达8 000 mg/L,抗剪切及抗冲刷性能较好,封堵率大于95%。2井次的现场试验结果表明,红河油田水平井注水井组应用水平井置胶成坝技术后,受效井产油量升高,含水率降低,累计增油102 t,含水率由99.0%降至92.3%,有效期超过了217 d。研究与试验表明,采用水平井置胶成坝技术能满足封堵深部注水优势通道的要求,可以解决红河油田水平井注水井组水窜的问题。      

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。     

PERFORMANCE AND PROPERTIES OF KUSP1-BORIC ACID GEL SYSTEM FOR PERMEABILITY MODIFICATION PURPOSES

Blocking high permeability zones of reservoirs by hydrogels, and diverting the injected fluid towards the unswept zones of the reservoir is a promising method for improving the overall oil recovery in waterflooding and carbon dioxide flooding processes. A polymer gel treatment typically involves the injection of a solution of a medium to high molecular weight polymer and crosslinking agents into the high permeability zones or fractures. The polymer reacts with the crosslinker to form a three-dimensional gel network. KUSP1 biopolymer in sodium hydroxide solution produces a delayed gel system with orthoboric acid. The gelation time varies depending on the concentration of the orthoboric acid and temperature. Syneresis of this gel was studied in bottle tests as well as in the porous media. Samples of KUSP1-boric acid gel lost more than 80% of their initial volume in bottle tests after 250 h. Also, it was observed that this gel, when placed in a sandpack, lost up to about 50% of its initial volume. However, the high values of syneresis did not have a severe effect on the performance of the gel in porous media. KUSP1-boric acid gel was tested for reducing permeability to carbon dioxide and water in a series of tests conducted in a Berea sandstone core. It reduced the carbon dioxide permeability from 164 to 26 md and brine permeability from 420 to 90 md.