耐温抗盐交联聚合物调驱技术

针对中原油田油藏高温高盐特点,室内研制了EOC系列交联调驱体系配方,室内评价结果表明该体系在温度90℃,矿化度25×10^4mg/l条件下具有稳定的成胶性能,岩心试验表明：与同浓度聚合物溶液相比,孔隙阻力增大 100％以上,在注入0．2PV交联聚合物调驱体系后,提高采收率幅度达9．04％。     

耐温抗盐交联聚合物驱油体系性能评价

研究了部分水解聚丙烯酰胺(聚合物)与耐温抗盐交联剂所形成的流动凝胶体系的性能,并进行了物理模拟试验。结果表明,体系对聚合物本身的性能要求宽松,水解度为4％-30％、相对分子质量大于900×104的聚合物干粉成胶性能均较好;体系对温度敏感,温度较低时。体系不发生反应,所以有足够的时间配制溶液,且耐高温(90℃),可用于地层水矿化度为50000mg／L的地层。该体系由有机试剂组成,与岩石接触后不产生离子交换、沉淀反应;吸附小,与聚合物以共价键结合,形成的凝胶性能稳定,具有较高的粘弹性,可大幅度提高采收率。     

耐温抗盐交联聚合物调驱体系的研制与试验

针对中原油田油藏高温高盐的特点,研制出能够适用于高温高盐油藏的EOC系列交联剂和交联体系。使用普通的高分子聚丙烯酰胺和EOC系列交联剂,用油田污水配制的交联聚合物溶液具有较宽的成胶范围和较强的成胶强度,在pH=4～11范围内成胶情况良好。现场试验配注简单易行,在文101块现场试验取得了良好的效果。该交联聚合物体系可用于油藏温度≤90℃、矿化度≤15×10~4mg/L(其中Ca~(2+)+Mg~(2+)≤7000mg/L)油藏的驱油。     

高温低渗油藏用耐温抗盐调驱体系的研究与应用

中原油田文东、文南属于深层低渗、异常高温、高压复杂断块油藏。针对该油藏研发的耐温抗盐凝胶体系,以含有五元环结构和强亲水基团-SO3M的共聚物PSLF-1200为主剂,以酚醛树脂和有机铬的复合物为交联剂,外加两种功能性添加剂。对各个组分及用量进行了实验筛选,得到了凝胶驱油体系配方:2000 mg/L PSLF-1200+500 mg/L稳定剂MT-I+1000 mg/L调节剂JN+2000 mg/L复合交联剂。形成的凝胶体系在温度110℃,矿化度20×104mg/L下,黏度达6.1 Pa.s以上,转速120 r/min下剪切60 min后凝胶黏度保持率在90%以上,具有较好的抗剪切性。110℃下长期热稳定达90天以上。人造岩心封堵实验显示该凝胶体系可使岩心渗透率降低80%,最高可提高采收率13%。采用该凝胶体系在中原油田实施30井组,冀东油田实施52井组,工艺成功率100%,措施有效率85%,取得了较好的经济效益。     

新型耐温抗盐聚合物驱油体系设计评价及应用

针对胜利油田油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子质量浓度高、地层原油黏度高等实际问题,设计具有较强耐温抗盐和抗钙镁能力的新型耐温抗盐聚合物驱油体系,以满足胜利油田Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱流度控制需求。在常规聚合物性能评价的基础上完善新型耐温抗盐聚合物驱油性能评价体系,并总结新型耐温抗盐聚合物在岩心中的渗流规律。以油藏数值模拟为手段,开展聚合物驱油流度控制模拟。室内物理模拟实验结果表明,新型聚合物抗钙镁离子能力超过800 mg/L,室内提高采收率15.0%以上;在合理流度比界限下,数值模拟预测提高采收率7.0%。在胜坨油田二区东三4单元开展Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱先导试验,综合含水率由96.5%下降到88.4%,日产油量从86 t/d增加到273 t/d,矿场降水增油效果显著。     

一种耐温抗盐的交联聚合物调驱体系

题示可用于高温高盐油藏的调驱体系由聚合物HPAMAX-73、含Cr3 ≥4.5g/dL的羧酸铬交联剂XL-Ⅲ及添加剂组成。通过组分用量筛选确定AX-73用量为1700mg/L,XL-Ⅲ用量为42mg/L,配液用水为含钙镁离子1512mg/L、矿化度8.0×104mg/L的盐水。该体系在80℃静置3天生成的弱凝胶,粘度η*(80℃,0.422Hz)超过200mPa.s,为1700mg/LAX-73溶液粘度ηp(80℃,7s-1)的17倍多。该体系在10~80℃范围的交联速度随温度升高而增大,在45~80℃范围成胶时间小于10小时。矿化度在4.0×104~8.0×104mg/L范围时,生成的弱凝胶粘度随矿化度减小而增大。在储层油砂存在下由于一部分聚合物和交联剂被吸附,该体系生成的弱凝胶的粘度有所下降。该体系在80℃反应3天生成的弱凝胶经受1~5min剪切后,粘度下降48.0%~68.8%,在80℃静置时粘度逐渐恢复,180小时后恢复率为84.2%~72.3%。在80℃、氮气保持下生成的弱凝胶,在相同条件下老化90天后,粘度保持率高达73.0%,保留的粘度值为150mPa.s。图3表5参1。     

耐温抗盐的低浓度交联聚合物体系研究

低浓度交联聚合物技术,可以解决聚合物驱技术中所存在的聚合物用量高,耐温抗盐性能差的问题,成为EOR技术领城中一个新的技术发展方向。采用改进的醛类有机交联剂和高相对分子质量的部分水解聚丙烯酸胺(HPAM),开展了以改善聚合物驱为目的的低浓度交联聚合物体系研究。研究结果表明,该体系具有很强的成胶能力,HPAM浓度为150~300mg/L,交联剂浓度为50~130mg/L的体系,75~90℃条件下老化180d,粘度值保持在40.6~94.6mPa·s。与聚合物驱技术相比,可以大幅度地降低化学剂用量。该体系耐温可达90℃,耐矿化度可达100000mg/L,并且可以用污水(油田产出水)配制,表现出优异的耐温抗盐性能,可以在更高温度和矿化度的油藏使用,扩展了HPAM的应用领域和范围,显示出良好的应用前景。同时对交联反应机理进行了初步探索,认为交联剂和HPAM之间的反应主要是HPAM分子间的交联反应,HPAM分子链卷曲收缩有利于分子间交联反应发生。因此,选用低水解度HPAM和提高水的矿化度有利于提高交联HPAM溶液的性能。     

中国石化河南油田耐温抗盐交联驱油取得进展

<正>中国石化河南油田分公司经过5年科技攻关,成功研发出适合80～105℃高温油藏条件下耐温抗盐交联聚合物驱油技术,先导实验取得进展。先导实验区已累计增油14.5 kt,阶段提高采收率1.35%,中心油井阶段提高采收率     

文中油田耐温抗盐微球深部调驱技术研究

文中油田进入高含水开发后期,主力油层水淹严重、剩余油分布高度零散、水驱效果差。受油藏高温、高盐的影响,常规颗粒型调驱剂存在粒径大、不能有效实现地层深部封堵、有效期短的难题。据此开展了冻胶微球深部调驱机理研究,采用微乳聚合方法合成了纳米级的交联聚合物冻胶凝胶,具有水中均匀分散、易进入注水地层后缓慢吸水膨胀的特性,达到了调（堵）、驱协调同步的目的,形成了耐温抗盐的冻胶微球深部调驱剂体系。该体系先后在文10块、文25块试验应用11个井组,并在现场实施过程中配套建立了“PI+FD”调驱注入参数综合调整方法,增加水驱动用储量21.35×104 t,对应油井累计增油3 562 t,取得了较好的应用效果。     

耐温抗盐交联聚合物体系的研制与评价

通过对适合辛50油藏高温高盐条件下的交联聚合物体系的研制与评价实验,表明该交联聚合物体系具有良好的耐温抗盐性、剪切恢复性及热稳定性,达到了进行现场先导试验的技术条件,可为改善高温高盐油藏开发效果、提高原油采收率提供技术储备.     

耐温型冻胶泡沫调驱体系的性能研究

通过气流法制得了稳定性好、强度高、封堵能力强的耐温型冻胶泡沫体系,考察了体系pH、无机盐、温度、原油等对冻胶泡沫稳定性的影响,评价了冻胶泡沫破坏后水化液的洗油能力;通过与常规氮气泡沫和弱冻胶的对比试验,考察了冻胶泡沫的调驱性能。结果表明,冻胶泡沫体系在phi〉8时,稳定性几乎不受pH影响,在80℃时稳定性最好;冻胶泡沫起泡前加入原油,体系稳定性变化很小,起泡后加入原油,体系稳定性变差;冻胶泡沫水化液使采收率提高;冻胶泡沫调驱后,低渗岩心的采收率提高了47．91％,比弱冻胶和常规氮气泡沫调驱效果好。     

国内提高采收率用交联聚合物驱油体系研究进展

综述了国内提高采收率用交联聚合物驱油体系研究进展.用于交联聚合物驱油体系的驱油剂主要有含耐温抗盐单体的聚合物、两性离子聚合物、疏水缔合水溶性聚合物、聚合物复合体系和梳形聚合物.交联聚合物驱油体系主要包括过渡金属有机交联聚合物驱油体系、醛类交联聚合物驱洫体系、复合交联聚合物驱油体系.指出了交联聚合物驱油体系的发展方向.     

海上油田深部调剖体系的研究与应用

海上油田采用深部调剖技术来改善水驱开发效果、提高采收率。速溶聚合物在简单设备条件下能够快速溶解于海水中,释放粘度。对该速溶聚合物速溶性及速溶后的海水基溶液与交联剂形成的深部调剖体系性能进行了评价,结果表明,各项性能指标能满足海上油田深部调剖的要求。把该深部调剖体系应用到海上CB6C平台上进行现场先导性试验,实现了速溶聚合物的速溶、调剖体系的均匀混合、调剖体系的连续注入。施工不受海况影响,从而满足了海上油田深部调剖的需要,取得了预期的效果。     

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...     

耐温抗盐稠油降黏剂的室内实验研究

本文针对中原油田稠油油藏地质及稠油特征,应用正交实验设计方法,实验筛选出了耐温抗盐稠油乳化降黏剂体系,最佳配方如下:0.05%聚氧乙烯壬基苯酚醚NP-10+0.1%两性离子表面活性剂CS-B+0.1%十二烷基苯磺酸钠ABS,即在复配降黏荆体系中NP-10、CS-B、ABS的质量比为1:2:2时的降黏效果最佳。研究了pH值、含水量、水矿化度,二价阳离子浓度、温度、配伍性等稠油降黏剂性能的影响。结果表明:在油水比7:3、50℃下所筛选的最佳降黏剂体系对稠油的降黏率达99%,耐温110℃,耐盐,可满足于中原油田的稠油井的降黏需要。     

新型微凝胶深部调驱体系研究进展

微凝胶是一种微米级颗粒溶液或分散凝胶溶液,主要用于油藏深部调驱,具有控水和驱油双重功能。微凝胶主要依靠微米级颗粒吸水膨胀封堵地层孔喉,而且当一定数量的颗粒在喉道处堆积时,可产生封堵,使水完全绕流,实现逐级深部调驱。在调研国外微凝胶深部调驱体系研究现状的基础上,介绍了微米级微凝胶宏观形态及内部高度交联结构、受热膨胀性能以及在孔喉中的逐级封堵机理,分析了温度、盐等因素对微凝胶膨胀性能的影响,最后研究了在多孔介质中的运移及其对油藏的适应性,证实微凝胶是一项具有良好应用效果和应用前景的调驱技术。      

温8区块复合深部调驱体系的制备与评价

针对温米油田温8区块油藏地质条件,采用水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱技术。选用粒径为3～5mm水驱流向改变剂2^#用于复合调驱体系;并研制了适合该油藏条件的弱凝胶体系,确定了其最佳配方：聚合物HPAM浓度1000～1500mg／L,交联剂FO浓度300mg／L,交联剂GR20mg／L,稳定剂WD浓度100mg／L,除氧剂CY浓度100mg／L。通过岩心流动实验,评价水驱流向改变剂／弱凝胶复合深部调驱体系对吸水剖面的改善能力。结果表明,该复合调驱体系可大幅提高吸水剖面改善率,适用于温8区块的调驱作业。     

影响低度交联AMPS共聚物驱油体系性能因素的探讨

探讨了影响2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)共聚物交联体系热稳定性和凝胶时间的各种因素。实验结果表明,AMPS共聚物交联体系的热稳定性主要由聚合物分子结构和交联剂种类决定,同时也受到温度的影响;AMPS共聚物交联体系的凝胶时间受温度和pH值因素影响明显。     

一种耐温抗盐堵剂的组成及性能研究

将聚合物/酚醛冻胶和聚合物/铬冻胶结合在一起,用共聚原料苯酚+乌洛托品代替酚醛树脂,制成了耐温抗盐的冻胶堵剂。选用非水解聚丙烯酰胺(PAM)为主剂,分别确定两种交联剂的最佳加量,确定堵剂的基本配方(g/L)为:PAM8～10+乌洛托品1～4+苯酚1～3+有机铬1～10(折合Cr3+0.05～0.5)。用不同矿化度的水配制、加入增强剂的该体系,在110℃下密闭放置90天,室温粘度分别为>8Pa·s(清水),～6Pa·s(TSD=1×105mg/L),～9.5Pa·s(2×105mg/L),～7Pa·s(3×105mg/L),分别为初始值(5天测定值)的70%,68%,62%,60%。图3参2。     

耐温抗盐酸液稠化剂的合成及性能

以丙烯酰胺(AM)为主单体,与阳离子单体二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)及改性单体2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)进行三元水溶液聚合,合成了一种酸化用稠化剂,并对其性能进行了评价。结果表明,该稠化剂在室温下能迅速溶解于20%的盐酸溶液中形成稠化酸。室温条件下,稠化酸粘度随着稠化剂加量的增加而增加,且增加趋势明显;随着养护温度的升高,稠化酸粘度略有下降,但粘度保留率高,温度达到120℃时,粘度保留率为78%,具有良好的耐温性;矿化度增加时,稠化酸粘度降低,矿化度达到1·6×105mg/L时,稠化酸粘度保留率为67·5%,具有一定的抗盐性。与不加稠化剂的盐酸相比,稠化酸与石灰石反应具有更低的反应速率,缓速性能良好。