温敏型凝胶堵漏剂的室内研究

针对凝胶堵漏成胶可控性差、高温下结构强度弱的问题,以为基础,制备了一种温敏型凝胶堵漏剂BZ-WNJ,并对其成胶性能进行了综合评价。室内研究表明,BZ-WNJ在80～180℃之间均可形成固态凝胶,具有广谱温敏效应,凝胶强度较可得然胶提高137%,同时BZ-WNJ解决了大颗粒固相对高温成胶的影响,可与其他颗粒状、纤维状堵漏剂复合使用,封闭漏层裂缝同时提升漏失通道内黏滞阻力,提升地层承压能力。      

温度对凝胶堵漏剂性能影响的室内研究

优选出在中原油田和川东北油田得到广泛应用的凝胶堵漏剂进行室内实验研究,分别考察了温度对低倍、中倍和高倍凝胶性能的影响。结果表明,温度对凝胶堵漏剂的影响呈现出一定的规律,温度升高,膨胀倍数也随之增加。从微观结构、平衡常数和渗透压等3个方面分析了温度影响凝胶性能的作用机理。     

浅层堵漏剂的室内研究

以脲醛树脂为主剂,加入聚丙烯酰胺,研制了一种改性脲醛树脂堵漏剂,用于封堵浅层套管漏失。确定了堵漏剂的基本配方,其中固化剂A用量0．100％,固化剂B用量0．001％。堵漏剂最佳配方经调整可在任意固化时间下固化,该堵漏剂具有较好的封堵性,原料价廉易得。     

高分子凝胶堵漏剂的研究

漏失井、长封固段井固井过程中,易发生井漏,造成水泥浆低返,进而漏封油层,固井施工难度大。为此以聚丙烯酸钠（PAANa）和壳聚糖（CTS）为原料,以过硫酸钾（KPS）为引发剂,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺（NMBA）为交联剂,碳酸钙（CaCO₃）作为增强剂,通过优化PAANa和CTS二者比例,以水溶液聚合接枝共聚法制备高分子凝胶堵漏剂（CPA）。确定了最佳制备条件:单体配比CTS:PAANa=1:7,引发剂加量为3.3%,交联剂加量为2.1%,反应温度为60℃,碳酸钙加量为1%。利用红外光谱方法评价PAANa和CTS共聚接枝化学反应,并开展了CPA在不同盐溶液、温度、pH值下的吸水性能。结果表明,高分子凝胶堵漏剂的抗盐性较好;在不同盐溶液中的吸液能力依次为NaCl < MgCl₂ < CaCl₂;温度越高,吸水速率越快,但最大吸水倍率基本相同,温度对吸水倍率影响不大;pH值在5～9时其吸水能力最强。      

PMN凝胶堵漏剂的研究

本文研究了一种由部分水解的丙烯酰胺-丙烯腈共聚物、羧甲基纤维素与交联剂组成的堵漏剂。探讨了共聚物的分子量、水解度和用量,羧甲基纤维素、交联剂类型与用量,含盐量、体系pH及温度对凝胶时间及性能的影响。现场试验表明,该堵漏剂具有良好的封堵性能及效率。     

交联聚合物堵漏剂室内性能研究

介绍了一种吸水膨胀性很强的交联聚合物堵漏剂GWS-1。对该堵漏剂进行了室内实验研究,分别评价了其在不同基液中的膨胀性能、耐温抗盐性能以及与水基钻井液的配伍性能,并分析了其堵漏机理。结果表明,GWS-1在几种基液中的体积膨胀倍数基本一致,常温下约为5~6倍;随着温度的升高,膨胀倍数相对增大,盐水矿化度对其膨胀性能没有明显影响,且与水基钻井液配伍性好。对GWS-1进行模拟堵漏实验得知,其配合常规桥塞材料能成功封堵3 mm裂缝,承压能力达到4 MPa以上,具有良好的堵漏效果。     

高强度预交联凝胶堵漏剂研究

常规桥塞堵漏材料由于可变形性较差且不具有膨胀性或只有微小的膨胀量,堵漏效果较差。本文合成了高强度预交联凝胶堵漏剂GYN-1,并对其性能进行了评价。实验结果表明,GYN-1的抗挤压强度大于0.3 MPa,韧性好,不易破碎;吸水膨胀速率较慢,具有一定的延迟膨胀特性;对岩心具有较好的封堵作用,岩心封堵率达95%以上,封堵层抗...     

抗高温复合凝胶堵漏剂的研究

以钠膨润土、硅酸钠、氢氧化铝、氧化钙、氢氧化镁、矿石粉等为主体材料,并添加黄原胶作为增黏剂,硼砂为交联剂,以重晶石调密度,形成一种新型的无机有机复合凝胶堵漏剂体系,简称CGPLUG。常温下CGPLUG具有良好的流变性能,尤其具有优良的剪切稀释性和触变性,有利于钻井漏失通道中停留,适合不同类型漏失通道堵漏。CGPLUG具有很高的凝胶成胶强度,在80～200 ℃下成胶后,凝胶强度均可达到5000 g/cm2以上,抗温能力可达240 ℃。CGPLUG对不同粒径的石英砂床（4～10目,10～20目,20～40目）均具有良好的堵漏效果,承压强度可达8.0 MPa以上。      

凝胶水泥堵漏剂的制备与性能

针对大裂缝、孔洞性恶性漏失以及含水层的恶性漏失,为了解决水泥浆堵漏存在水泥浆无法驻留、易被水 稀释、胶结强度差、堵漏效果差的问题,以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷 酮（NVP）和疏水单体MJ-16 的共聚后水解方式制备了四元高分子凝胶,将凝胶加入水泥浆中形成凝胶水泥浆复 合堵漏体系,研究了复合体系的抗水稀释性能、流变性、驻留能力以及抗压强度。结果表明,该凝胶高温下具有 良好的流变性能,表现出较好的抗温性能。凝胶与水泥、缓凝剂、消泡剂形成的凝胶水泥体系流动度达21 cm、稠 化时间可调,可安全泵送;体系入水仍为一体,在150 r/min 的搅拌速度下未被水稀释,具有良好的抗水侵性能;体 系通过1 mm裂缝的时间是普通水泥浆的10 倍以上,具有良好的滞留能力,能够停留在漏层入口处堆积,且抗压 强度达到7 MPa以上。该凝胶水泥体系特别适用于大孔道、大裂洞、暗河及含水层的漏失堵漏。     

LB-01液体堵剂在模拟孤岛油田馆5地层条件下性能评价

针对孤岛油田中二北馆5单元含水大幅度上升,开展了模拟该单元地层条件下的室内实验研究。单管岩心封堵实验结果表明:LB-01液体堵剂对高、中、低渗岩心均具有良好封堵性能和残余阻力系数RRF,对注入参数进行了评价,发现随注入段塞的增加、注入浓度的增大,封堵性能逐渐增强,小段塞高浓度堵剂的封堵率和耐冲刷能力更强;通过双管并联岩心分流实验,发现低渗岩心分流率从封堵前的10%左右上升到70%,说明该堵剂具有良好的分流能力。     

配套暂堵实现强凝胶堵剂的选择性堵水实验研究

针对笼统堵水作业时非目的层易被污染问题，利用产水层的高压、高能有利于流体进入低压低渗透非目的层原理，提出堵水作业前配套使用弱凝胶暂堵保护剂，从而实现高强度凝胶类堵剂笼统作业时选择性堵水的目的。同时，还简述了配套暂堵选择性堵水原理、高强度凝胶剂与弱凝胶暂堵剂性能，评价了堵剂与暂堵剂配套使用时相互性能影响以及选择性封堵性能。     

胜坨油田凝胶类堵剂综合性能评价

在设计堵水调剖工艺时,应根据堵水调剖的目的,优化堵剂类型和剂量,提高针对性。通过对胜坨油田所使用的各类凝胶类堵剂的溶解、成胶、剪切恢复、封堵等性能的综合评价,建立了凝胶类堵剂的应用模式。研究表明, 对于胜坨油田中远井地带调堵,适于采用弱凝胶、有机交联、SYD,YG系列等凝胶堵剂,选择中大剂量调堵模式;对于近井地带调堵,适于采用有机交联、SYD,YG系列、木钙、F908系列等凝胶堵剂,采用小剂量模式。     

裂缝性储层暂堵规律的模拟试验研究

为了研究固相颗粒在裂缝性储层中的暂堵规律,利用表面生成和合成原理建立了裂缝宽度的数学模型,依据固相粒子在裂缝中的堵塞机理对粒子在裂缝中的架桥规律做了模拟试验,并用函数逼近和数据拟合的方法对试验结果进行了处理。基于模拟试验得到的架桥规律,可以在已知裂缝参数的情况下根据架桥距离选择粒子尺寸,从而为通过中性粒子实现裂缝性储层的暂堵提供定量依据。     

高温深井微裂缝封堵评价方法及其应用——以松辽盆地徐深气田为例

松辽盆地徐家围子断陷深层白垩系营城组火山岩地层微裂缝发育,钻进过程中经常发生井壁剥落、坍塌和恶性漏失等 井下复杂,而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此,提出了有针对性 的高温深井微裂缝封堵评价方法：使用与岩石成分接近的硅铝酸盐材料制作了一种新型微裂缝岩心模型,微裂缝开度介于1 ～ 50 μm,重复性好,缝面粗糙度、孔隙发育情况及缝面形态与天然裂缝更加接近,弥补了传统方法的不足;自主设计了微裂缝封堵评价 装置,工作温度达200 ℃,工作压力介于3.5 ～ 5.0 MPa,可模拟井下工作液的流动状态,具有钻井液用量少、操作简便及成本低等 优点。XSP-3 井现场试验结果表明,采用上述评价方法优选的钻井液配方有效地解决了微裂缝发育的火山岩地层难以安全钻进的难题, 改善了钻井液的粒度分布,提高了钻井液封堵防塌能力,保证了该区深层裂缝性地层的安全钻进。     

顺北油田上浮剂封堵及泵注参数实验研究

塔里木盆地顺北油田碳酸盐岩储层埋藏深、温度高且厚度大,采用常规酸压工艺难以实现有效纵向改造及安全高效开发,为此提出了上浮剂隔挡控缝高酸压工艺.基于现场地质参数及酸压施工要求,优选了漂珠作为目标工艺的上浮剂;利用上浮剂隔板性能评价装置,明确了颗粒组合和最优质量比;基于大型可视化平行板颗粒运移铺置模拟装置,优化了相应的泵注...     

修井液用新型油溶性暂堵剂DFA的室内性能评价

为解决渤海湾海上油田渗透性漏失"能堵不能解"的技术难题,研制出新型油溶性暂堵剂DFA.DFA为有机低分子量化合物,不溶于水,但极易溶于煤油,在煤油中的油溶率高达99.9%,而且对原油粘度基本无影响.试验表明,在堵漏修井液(海水 (1.0%～1.2%)增粘剂DFZ 2.0%粘土稳定剂HCS)中加入3%～5%的DFA暂堵剂,流变性能满足工程泵送需要,能在渗透性砂床上形成有效封堵,堵漏层承受的最大压力达到7.0 MPa;也能自行解堵,2 h内渗透率恢复值在92%以上.     

顺北油田缝内转向压裂暂堵剂评价实验

缝内暂堵压裂是开发断溶体油藏的关键技术之一,该工艺可以使新裂缝在已压出裂缝的其他位置起裂,从而大幅度提高井周弱势通道的动用程度,增加裂缝复杂度,达到增产的目的。顺北油田奥陶系油藏埋深大,缝洞特征明显,温度可达到160℃,导致普通可降解型堵剂快速失效,为此优选了一种油溶性树脂粉,开发了一种自降解颗粒。基于桥堵机理明确了粒径配比和有效暂堵厚度要求,对堵剂稳定性及高温下的降解、吸水后的膨胀情况进行了评价;通过改进的驱替装置对堵剂在裂缝中形成的暂堵隔板强度进行了评价;最后反向注入,记录解堵情况。实验结果表明：油溶性树脂粉不溶于水和酸、碱,但任何温度下都可溶于油,厚度为14 cm的油溶性树脂粉暂堵隔板在不同粒径颗粒质量比为1.0：2.0：2.3时,可耐受10 MPa的压力;A型自降解颗粒不溶于酸、碱、盐,且不溶于油,在高温油相或水相中均可自我降解,厚度为16 cm的A型自降解颗粒暂堵隔板在不同粒径自降解颗粒质量比为1.0：1.3时,可耐受10 MPa的压力。该研究成果为顺北油田提供了2种暂堵压裂时使用的暂堵剂。     

油田堵剂最佳注入时间的研究

堵水剂包括注水井调剖剂和油井堵水剂,前人已对堵水剂进行了大量的研究^[1-4],并注意到堵水剂的性能对堵水工艺的重要性,要充分发挥油田堵剂的堵水作用效果,十分关键的因素在于控制堵剂,使它全部进入高含水层,不进入低渗透层或油层,并不伤害地层,然而并非如此^[5,6],张贵才[7],Seright^[8],白君^[9]等人的工作都已认识到低渗透层的污染对油层的伤害,并且提出通过控制堵剂不入压力及在低渗透层形成表面堵塞等方法来消除或减轻这种伤害,除了堵剂的注入压力外,还有一个十分重要的影响因素,即关井时间对堵剂在不同渗透层分配量的影响,这一点尚未引起人们的注意,本文就此进行探讨。