含油污泥疏水缔合聚合物调剖剂研究

对含油污泥掺入聚合物交联凝胶调剖剂的可能性进行了实验研究.含油污泥取自靖安油田污水处理站,含泥41.9%,含油33.5%,含水18.7%,含杂质5.9%,粒径峰值70μm,80%分布在20～200μm,用石灰粉调pH至中性.将质量分数为5%的含油污泥与1～3g/L的疏水缔合聚合物AP-P4溶液混合,加入杀菌剂和交联剂,在60℃下观察,加量10～200mg/L的醋酸铬不能使体系成胶.使用乌洛托品+苯酚+间苯二酚为交联剂,加入一种稳定剂和杀菌剂,在60℃下形成的聚合物凝胶黏度随AP-P4浓度增大而增大(0.723～49.9 Pa·s),但均低于不舍污泥的体系.在60℃、60天老化过程中,低AP-P4浓度(1.0,1.5g/L)含污泥凝胶黏度下降快,保留值低且发生失水收缩,较高AP-P4浓度(2.0,2.5,3.0g/L)时凝胶耐热性较好.水测渗透率为1.235～0.561μm2、长30cm的石英砂充填岩心,注入0.3PV AP-P4浓度2.0g/L的含污泥成胶体系并在60℃成胶后,封堵率超95%,水突破压力≥7.35MPa.     

疏水缔合聚合物调剖技术

聚合物驱油技术是非均质油藏提高波及系数的有效技术，是较成熟的提高采收率技术之一，但在高温、高矿化度的油藏或存在高渗透层油藏应用效果较差。为了解决高温高盐油藏聚合物驱油技术问题，研制出了耐温抗盐的缔合聚合物，并且筛选出了适合中原马寨油田卫305块的缔合聚合物配方。2002年11月进行现场试验，取得了显著的效果，为高温、高盐油田探索出了一条改善剖面、降低递减、提高采收率的新途径。     

中原油田疏水缔合聚合物凝胶调剖剂的矿场应用

题示调剖剂由疏水缔合聚合物AP-P4、可生成酚醛树脂的3种单体化合物及酸度调整剂组成,地下成胶,形成的凝胶在高温下长期稳定性良好。在地温80~90℃的中原文、卫、马油田26口注水井用含3.5 g/L AP-P4的该调剖剂实施了调剖,报道了施工情况和结果。发表了16口井的施工数据:单井处理层数4~25,处理厚度9.8~51.9m,注入剂量920~1800 m3,平均1110 m3,处理半径4.6~13.3 m,平均9.4 m。利用1口井的施工压力曲线说明该剂成胶以前在地层内不断发生堵塞形成—破环—再形成过程。6口井取样黏度监测数据(mPa.s)表明,该剂初配时黏度8698~14898,泵前平均12283,泵后平均11069,井口平均9992,泵剪切损失9.9%,沿程损失9.7%,成胶时间20~40 h,地面成胶黏度≥100000。调剖后恢复注水的22口井,平均单井注水量增加8 m3/d,注水压力上升2.8MPa,视吸水指数下降8.2 m3/d.MPa。给出了4口井调剖前后各层相对吸水量变化及堵死层、启动层数据。26口调剖井对应油井共38口,调剖后有30口井产量增加。图3表4参3。     

新型疏水缔合聚合物压裂液性能研究与现场应用

以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂工业品为研究对象,采用红外光谱法(IR)和核磁共振法(1 H NMR)表征了SRFG-1增稠剂分子结构;评价了SRFG压裂液体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能和破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFG压裂液在90℃和120℃条件下具有良好的流变性能;24h和48h内的沉降速率分别为1.2×10-4 mm/s和3.7×10-4 mm/s;在60℃,破胶剂加入量为0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度为4.87mPa·s,破胶液表面张力为27.28mN/m,破胶液残渣为46mg/L;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5m N/m,破胶液残渣为60.3mg/L。最后将SRFG压裂液成功应用于青海民和盆地红6井和红7井,最高砂比为25%。     

注水井调剖剂性能评价

随着油田的进一步开发,油井出水问题成为油田开发中越来越严重的一个问题。而且随着注水量的增加,近井调剖效果变差,所以进行深部调剖就变得越来越重要了。本文通过实验室研究,应用正交实验原理,确定聚丙烯酰胺调剖体系的最佳配比。文中主要以成胶时间和成胶强度作为评价指标,筛选出了最佳配方,对其性能进行了室内评价,并对该体系的现场工艺进行了一定的研究。     

调剖剂GPJ的性能评价

高含水非均质砂岩地层存在高渗透大孔道且层间差异大,常规的小剂量、短半径调剖很难达到增油降水的效果。本文室内考察了合成调剖剂GPJ的基本性能,得到了最佳调剖剂体系的配方:3%GPJ+5%膨润土,着重考察了该调剖剂体系的调剖性能。结果表明,所研制的调剖剂GPJ的水分散性及胶体稳定均良好;1%GPJ悬浮液的电动电位在+54 mV以上,带有较高的正电荷;GPJ的油溶率高达94%;GPJ悬浮液的粒度分布在5 80μm,粒径中值为28μm。当3%GPJ+5%膨润土调剖剂体系的注入量为1 PV时,其对水测渗透率为10.067811.7883μm2的填砂管模型的封堵率高达95%以上。该调剖剂体系封堵率高,耐冲刷性能好,现场应用效果显著。图2表4参4     

低渗油藏缔合聚合物调剖体系

缔合聚合物调剖技术通过添加交联剂,使之与缔合聚合物形成三维网状结构体系,可控制成胶时间及强度,改善了单纯聚合物体系存在的抗盐性、耐温性、抗剪切性差的问题。针对马寨油田油藏特点,对缔合聚合物的黏-浓、黏-温、稳定性、耐盐性、耐剪切性等指标进行评价,试验结果表明,缔合聚合物体系具有良好的抗温、抗盐及剪切恢复性能。在95℃、马寨注入水配制条件下,3000mg/L时体系黏度可达64mPa·s;在同浓度下(1000mg/L),与聚丙烯酰胺、AMPS聚合物常温增黏特性相比,缔合聚合物黏度高于前二者2~30倍。现场实施取得了良好的增油效果,表明缔合聚合物调剖体系适用于低渗透油藏提高采收率的需要。     

两性缔合聚合物/有机铬冻胶调堵剂的性能

用西南石油学院研制的新型水溶性两性缔合聚合物配制了两性缔合聚合物／有机铬冻胶调堵剂,全面考察了成胶体系和形成的冻胶作为调堵剂的性能,探讨了该冻胶的调剖堵水机理,本研究表明,该新型调堵剂具有成胶时间可调,耐盐性极好,抗压强度大,稳定性好等特点,可望在高矿化度和裂缝性复杂油藏条件下使用。     

新型两性聚合物堵水调剖剂研究

两性聚合物由于分子链上同时含有阴离子基团和阳离子基团,因此水化能力强,配伍性好,遇水分子链伸展滞水,遇油收缩,在地层岩石表面吸附能力强,具有较强选择性,耐水长期冲刷。国外自80年代开发以来,广泛用作油水比控制剂处理生产井,取得增油降水[1]的效果。     

中原高温高盐油藏疏水缔合聚合物凝胶调剖剂研究

针对中原油田高温(>80℃)、高盐度(>50 g/L)、高硬度(>1 g/L)砂岩油藏,研制了地下成胶的高热稳定性聚合物凝胶调剖剂。所用聚合物为疏水缔合聚合物AP-P4,M=9.0×106,HD=27%,疏水基摩尔分数0.2%;交联剂为可生成酚醛树脂的3种化合物;调剖剂胶液用矿化度160 g/L的马寨油田污水配制;实验温度95℃。根据形成的凝胶黏度(95℃,1.1 s-1)确定交联剂各组分用量为:MZ-YL 0.429%,MZ-BE 0.060%,MZ-XS 0.012%;酸度调整剂用量0.12%;成胶时间10~15小时。2.5、3.0、3.5 g/L AP-P4的凝胶在95℃老化100天后黏度保持在~40 Pa.s及以上。初配制胶液在3000 r/min下剪切15分钟后黏度降低87.5%~89.0%,但成胶后和老化过程中凝胶黏度只比未剪切样降低17.1%~6.6%。3.5 g/L AP-P4的调剖剂对~1μm2的6支储层岩心的堵塞率在88.1%~95.8%范围,平均93.3%,造成的残余阻力系数在15.2~28.6范围,平均19.8,使渗透率级差2.3~8.0的4组双人造岩心的注水流量比发生不同程度的反转。认为该凝胶调剖剂高温下稳定性好的原因,是强化学交联密度低,因而凝胶脱水收缩作用弱。图2表5参5。     

交联聚合物冻胶调堵剂性能评价指标及方法

交联聚合物冻胶(凝胶)因其独特的结构及优良的性能,而成为国内外油田堵水调剖作业中应用最广泛的堵剂。根据聚合物、交联剂及其它添加剂的不同,交联聚合物凝胶又可细分为多种类别的堵剂,这些堵剂尽管结构、形成路径和使用范围不同,但其基本性能及性能评价指标差异不大,现有的性能评价方法[1]多数缺乏科学性和实用性。本研究以聚丙烯酰胺凝胶堵剂为基准,建立了交联聚合物凝胶堵剂系统的性能评价方法,针对堵剂的溶解性能、成胶性能及在多孔介质中的封堵性能等量化指标进行了探讨,提出了聚合物凝胶调堵剂性能评价指标及定量评价方法。     

无机微粒聚合物凝胶深部调剖体系研制及应用

针对飞雁滩油田开发中存在着注入水易沿优势流场窜进,开发效果变差的实际问题,研制了无机微粒聚合物凝胶深部调剖体系及施工工艺,并在飞雁滩油田埕126区块开展了9井次深部调剖现场应用,工艺成功率100％,对应油井见效率82.6％,累计增产原油30.018 8 kt,降水2.3 ×104 m3,投入产出比1∶8.21,取得了显...     

预交联聚合物调剖剂的室内研究

通过实验室静态与动态实验,对油田提供的一种预交联聚合物进行了性能评价。结果表明,该预交联聚合物在自来水中膨胀倍数可达387,也可根据实际需要通过盐抑制得到合适的膨胀倍数。盐溶液、乙醇及煤油对预交联聚合物膨胀均具有很好的抑制性,乙醇与煤油对预交联聚合物的膨胀抑制性能及清水溶胀恢复效果明显优于盐溶液。通过岩心流动实验发现,预交联聚合物具有良好的耐冲刷与封堵性能,水驱至10.0 PV后,封堵率仍保持在98%以上。     

预交联体膨颗粒类调剖剂性能评价方法研究

预交联体膨颗粒调剖剂作为一种新型的调剖剂已在油田上得到广泛应用,并取得了较好的应用效果。为了保证油田用体膨颗粒类调剖剂的性能稳定和调剖剂的质量,在室内对体膨颗粒调剖剂进行了测定和评价,并建立了一套体膨颗粒类调剖剂的评价方法。     

双组分聚合物复合调剖剂的研究

以聚丙烯酰胺与聚乙烯醇配成聚合物混合溶液,用甲醛和硼砂作为交联剂,形成一种双组分聚合物复合调剖剂体系。考察了两种聚合物的比例、聚合物溶液总浓度、交联剂的配比和用量、温度、盐溶液NaCl的含量等因素对调剖剂体系性能的影响。结果表明,对于单一组分调剖剂体系,成胶时间和胶凝强度难以同时满足要求;对于双组分聚合物复合调剖剂体系,通过改变体系的组成和配比,可以较好地调整调剖剂的性能,使胶凝时间和胶凝强度同时达到要求。同时,矿化度对该体系性能无明显影响。     

深部调剖剂YG聚合物微球性能评价与应用

为考查深部调剖剂YG型聚合物微球在中原油田高温高矿化度油藏中的性能,通过透射电镜显微照相、吸水膨胀实验、岩心驱替实验和现场先导试验对其进行了性能评价与矿场应用。性能评价结果表明：该聚合物微球体积微小,可均匀分散在溶液中,与地层水表现出良好的配伍性;在95℃文留油田回注污水中,吸水膨胀倍数达40倍以上,具有较好的耐温抗盐和吸水膨胀性能;向中、低渗透率岩心注入微球体系过程中,呈现开始压力迅速上升、然后趋于稳定、压力略有下降的波动过程,具有较好的注入性;向中、高渗透率岩心注入微球体系过程中,随溶胀时间的延长,封堵率逐步增加,第10天达到最大,为17.14%。采用YG型微球在文留油田文10东块进行了深部调剖先导试验,取得了较好的开发效果。图6表4参5     

FP-2型粉煤灰类调剖剂的研制与应用

对某热电厂粉煤灰的粒度、化学成分、水化特性等性能进行了分析．据此研制了一种以粉煤灰为主剂的水井用调剖剂。经室内实验分析和现场应用．证明该类调剖剂的堵水调剖效果好．为粉煤灰的综合利用找出了一条新的应用途径。     

聚合物微凝胶调剖剂及其岩心渗流特征

研究由高分子量,低水解度聚丙烯酰胺为主剂和RF树脂为交联剂的聚合物微凝胶调剖剂溶液的交联反应速度,热稳定性能,流变学特性及其在岩心中的渗流特征,在模拟樊家川油田地质条件下,聚合物微凝胶调剖溶液的交联反应速度,热稳定性能,流变学特性及其在岩心中的渗流特性,在模拟樊家油田地质条件下,聚合物微凝胶有较好的岩心注入性能,对高渗透岩心有较高的封堵效率和优异的耐冲刷特性,在低渗透岩心的伤害程度较小,调剖后岩心驱油效率比水驱提高15个百分点以上,这种聚合物微凝胶调剂适宜于非均质厚油层的深部调剖作业。     

注聚前深度调剖井堵剂用量确定方法

通过对新投注聚区块注入井的动、静态资料综合分析，确定出深度调剖井选井原则。结合油藏工程方法，建立了汪聚前深度调剖井堵剂用量计算公式，实现了调剖层痊及堵剂用量的定量化确定。应用该方法对喇嘛甸田南中块东部和北北块聚合物驱的10口调剖井调剖层位及堵剂用量进行了定量计算，确定了合理的堵剂用量，从而有效地提高了注聚前深度调剖井的调剖效果。     

The Research on Cross-linking Polymer Gel as In-depth Profile Control Agent

Abstract

Polymer flooding is one of the most important techniques for enhancing petroleum recovery in China. After the polymer is injected into the petroleum formation reservoir, the producing water ratio quickly increases, while some polymer remains in the petroleum reservoir formation. To make use of the residual polymer, the mixture of polymer and cross-linking agent is injected into the petroleum reservoir formation, and then the chemical mixture will change into a gel that can shut off high permeability petroleum formation. The method can enhance the sweep efficiency of the following water. The gel, as the profile control agent, is cross-linked by the polymer compound and cross-linking agent. The gelation time is qualitatively determined, and the gel strength is quantitatively measured by a breakthrough vacuum method. The gelation time is adjustable from 1 to 20 days, and the gel strength is adjustable from 0.030 MPa to 0.060 MPa. Experimental results indicate that the suitable gel is about 0.1 PV (pore volume), for the proper chemical agent will avoid the petroleum reservoir formation being destroyed. The research shows that the gel as in-depth profile control agent is an effective enhanced oil recovery (EOR) method.