缓交联高强度封堵剂研究进展

综述了目前油田主要应用的封堵剂的发展情况,介绍了含水率较高的油田实施窜流封堵技术,分析了不同类型的深部封堵剂优劣特性及适用情况,总结和展望了未来缓慢交联的封堵剂技术的发展趋势。

缓交联高强度凝胶的制备和性能研究

为平衡注入性与封堵性间的矛盾,需选择初始黏度低、成胶时间长、成胶后强度高的凝胶堵剂,鉴于铬冻胶成胶时间调控难度大、酚醛交联剂毒性大等问题,采用聚乙烯亚胺为交联剂、聚酰胺-胺为主剂、硫脲为除氧剂、硅溶胶为增强剂制备凝胶。实验结果表明,该凝胶可在70℃、总矿化度为26205 mg/L的储层条件下使用,成胶时间为4 d,凝胶强度可达到H级,封堵率可达90%以上,对实现深度堵水有一定的指导意义。

渤海海上疏松砂岩油田大通径分层注水一体化工艺管柱设计

渤海海上疏松砂岩油田注水井采用机械筛管防砂,造成井眼内通径小,易出现管柱拔不动、拔断等复杂情况,导致注水井大修费用高、工期长、工序复杂等问题。通过分析机械防砂注水管柱问题,设计了大通径分层注水一体化工艺管柱,该工艺管柱关键工具包括穿线缆顶部封隔器、穿线缆隔离封隔器、缆控智能配水器、伸缩短节、液压油管锚,并对管柱进行了安全校核。所设计的大通径分层注水一体化工艺管柱可通过一次打压实现所有封隔器坐封、上提管柱,实现整体管柱逐级解封,井筒内无需留防砂工具,提高了完井时效,扩展了井筒内通径,降低了水井后续大修风险和大修难度。大通径分层注水一体化工艺管柱在渤海P油田成功应用,实现了?177.8 mm套管大通径分6层有缆智能测调注水,完井工期提效21.8%,有效避免机械防砂管柱后期复杂情况处理尺寸受限的问题,应用效果良好,可作为配合瘦身后小井眼注水井的首选工艺技术推广应用。

低伤害固砂用乳液树脂的制备与评价

采用固化剂乳化法,以缩水甘油醚环氧树脂和香兰素/六亚甲基-1,6-二胺/丙烯酰胺三元聚合物固化剂为主体,加入一定量的偶联剂KH-550和控制剂氢氧化钠,制备了一种低伤害固砂用树脂体系。考察了树脂、固化剂、偶联剂、控制剂用量对该体系固砂效果的影响。结果表明,优选配方组成为m(树脂)∶m(固化剂)∶m(偶联剂)∶m(控制剂)∶m(水)=10∶12.5∶1∶2.5∶74。该体系在室温25℃条件下,静置24 h未固化且黏度保持在6 mPa·s;在80℃恒温水浴下固化72 h,固结体的抗压强度可达到5.8 MPa,渗透率保留率可达85%以上。

两性离子聚合物合成及盐敏机理研究

利用两性离子单体在高盐环境中分子链更舒展的特殊性能,即反聚电解质效应,设计合成一种两性离子聚合物。该聚合物以两性离子功能单体和丙烯酰胺(AM)合成,优选1,4-丁磺酸内酯与N-(3-二甲基丙基)甲基丙烯酰胺合成的甲基丙烯酰胺丙基-N,N-二甲基丁磺酸盐(NS-2)为功能单体。优化聚合物合成条件为:反应温度40℃,溶液pH值=7,引发剂质量分数为0.05%,单体占溶液总质量的40%,反应时间10 h,m(AM)∶m(NS-2)=9∶1。进而利用流变仪探究盐浓度对聚合物溶液黏弹性的影响,并用动态光散射法探究不同盐浓度和盐离子类型下分子形态和展布规律,结果表明随着盐浓度增加合成聚合物的黏弹模量和复合模量增大,分子链在高盐环境下呈现更舒展的形态和展布,流体力学半径增大,链内/链间的疏水缔合作用增强,分子链间相互缠绕出现大尺寸缔合峰,且盐离子特异性影响程度表现为Mg^(2+)>Ca^(2+)>Na^(+)。

强氧化剂对固结支撑剂固结性能影响

为考察强氧化剂对树脂固结支撑剂的固结强度影响,室内开展了在地层温度条件下,覆膜支撑剂固结体与强氧化剂的耐受性实验,分析比较了固结体经强氧化剂溶液浸泡前后的表观形貌及单轴抗压强度的变化情况。结果表明:强氧化剂对固结后岩心的抗压强度影响甚微,可以实施强氧化剂解堵措施。

硫化钼纳米片对油水界面特性的影响

新型纳米材料2-D纳米黑卡已被证实可有效提高低渗-致密油藏采收率,并展现出优异的油水界面特性。但是其主要成分硫化钼纳米片对油水界面微观特性影响仍不明确。应用Lammps建立硫化钼纳米片模型,首先就硫化钼纳米片尺寸进行优选。在常温常压(298 K,1 atm)条件下,针对优选出的硫化钼纳米片尺寸对油水界面影响进行分子动力学模拟研究,分析硫化钼纳米片在油水界面的吸附形态、纳米片与油水界面交角对界面的影响以及纳米片应力分析。模拟结果表明:30A×40A尺寸的硫化钼纳米片在油水界面作用时效果最佳;硫化钼纳米片的存在,影响油水界面密度、厚度、界面交角、界面覆盖率;明确了硫化钼纳米片在油水界面作用机理:纳米片上各点位应力影响其交角,交角影响界面覆盖率,但交角与界面覆盖率之间又存在相互竞争关系影响油水界面张力的波动。本研究明确硫化钼纳米片对油水界面特性的影响,为2-D纳米黑卡驱油机理研究奠定理论基础。

中高渗疏松砂岩水力喷射压裂水动力封隔特性

为确定海上疏松砂岩高渗透条件下水力喷射孔内流体增压特性是否满足岩石定点起裂条件,采用了计算流体力学方法,基于达西定律推导出速度与渗透率关系方程,建立了考虑岩石孔眼边界高渗条件下水力喷射孔眼内流体动力学模型,实验验证模型可靠,得出了地层渗透率、喷嘴压降、环空围压等关键参数对孔内流体增压的影响规律。结果表明,疏松砂岩高渗透性是降低其水力喷射压裂水动力封隔能力的关键因素,孔内流体增压值随储层渗透率升高呈现非线性递减;喷嘴压降与孔内流体增压值呈线性增加关系,但孔内流体增压值的增长斜率随储层渗透率升高而降低;环空围压对孔内流体增压值无显著影响;敏感性分析表明,影响孔内流体增压的参数排序:储层渗透率>喷嘴压降>环空围压。研究结果可为海上水力喷射压裂水力学参数优化设计提供理论依据。

疏松砂岩储层过筛管新型防砂管柱结构研究及应用

渤海油田储层地质特性以疏松砂岩为主,随着开采时间的增加,油气井会出现垢堵、砂堵、产量下降等问题。目前在对其疏松砂岩储层进行压裂增产改造后,需重新对疏松砂岩储层作防砂处理,由于受到小筛管机械防砂自身特性的限制,最终的防砂工程通常会出现防砂效果稳定性差、有效期短等问题。文章通过防砂筛管性能对比优选、管柱结构设计、数值仿真可靠性分析和地面实验,成功研制了一套适用于海上油田的新型双向膨胀悬挂预充填筛管的防砂管柱,为射孔压裂后的筛管建立挡砂屏障。经过现场试验,该型管柱具有悬挂牢靠、密封效果好、防砂性能稳定等优点。新型防砂管柱结构不仅能够提升海上过筛管射孔压裂增产措施的效果,而且对筛管破损井治理具有很好的指导借鉴意义。

共聚物钻井液降滤失剂的合成与性能评价

以丙烯酰胺(AM)、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为原料,采用氧化还原引发体系合成了一种四元共聚物水基钻井液降滤失剂。确定了最佳合成条件:单体配比为AM/AMPS/AA/DMC=55∶30∶10∶5(质量比),引发剂加量各为0.3%(单体浓度为1),单体总浓度为20%(质量分数),反应温度为50℃,溶液p H值为7,反应时间为4 h。对聚合物进行了红外表征,合成产品与设计结构一致。钻井液性能评价结果显示:淡水基浆中聚合物加量为0.7%时,常温中压滤失量为6.0 m L,经过180℃老化后,API滤失量为8.2 m L,高温高压滤失量为11.6 m L;聚合物加量为1.0%时的页岩相对回收率达到99.4%。说明AM/AMPS/AA/DMC聚合物降滤失能力强,且热稳定性和抑制性能好。

阴离子型双子表面活性剂GMAS-14的合成与性能

本文以乙二胺、溴代十四烷和顺丁烯二酸酐等为主要原料,通过亲核取代、开环、中和等系列反应合成了一种阴离子型双子表面活性剂GMAS-14,采用红外光谱(IR)对中间体N,N′-双十四烷基乙二胺和目标产物GMAS-14进行了结构表征,并测试了GMAS-14的表面活性和起泡性能。红外光谱结果表明:合成的中间体及终产物的结构与设计相一致,可以确定合成的物质即为目标产物。GMAS-14性能测试表明:在25℃时,GMAS-14的临界胶束浓度c_(cmc)为0.048mmol/L,对应的表面张力(γ_(cmc))为27.5mN/m;当临界胶束浓度下,10mL的GMAS-14溶液的最大起泡体积为23mL,泡沫半衰期为590 s,表现出良好的起泡与稳泡性。

一种具有优良抑制性能降滤失剂的合成与评价

采用水溶液聚合的方法,合成一种两性离子三元共聚物,用于钻井泥浆。所用单体分别为丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)。通过单因素变量考察确定反应的最佳条件为:单体质量分数为25%,引发剂〔过硫酸铵(APS)和亚硫酸氢钠(SS)〕的用量为0.5%(以单体质量计),反应温度60℃,单体n(AM)∶n(DMDAAC)∶n(SSS)=8∶1∶1,反应时间为6 h。对产物进行了红外光谱分析,与设计的一致,并进行了性能评价。结果表明,该产物具有良好的降滤失效果,常温中压下API为7 mL,抑制效果很明显,具有一定推广价值。

连续油管负压解堵技术在渤海油田的应用探索

针对渤海部分油田注水井重复酸化效果差的问题,提出了一种针对注水井的连续油管负压解堵方法,利用连续油管连续/段塞气举造负压返吐地层堵塞物,并辅以少量非酸化学药剂溶解的作用,可有效解除近井地带污染,实现水井降压增注。经渤海某油田现场应用取得显著效果,作业井B1注水量由措施前的108 m^(3)·d^(-1)增加到130 m^(3)·d^(-1),日增注22 m^(3),有效期持续7个月;作业井B2措施前因堵塞无法注入,措施后成功恢复注水,日注水量达到105 m^(3)。该技术的成功应用为渤海油田注水井降压增注提供了一条新思路。

一种三元疏水缔合聚合物的合成及性质分析

采用水溶液聚合法,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为单体,甲基丙烯酰氧乙基二甲基十六烷基溴化铵(C_(16)DM)为疏水单体合成了一种两性离子聚合物。通过单因素实验确定了聚合反应的较佳条件是:单体总质量分数25%、体系pH值8、n(AM):n(AA):n(C_(16)DM)=77.7:21:1.3、引发剂(n(APS):n(SS)=1.2:1)用量为0.2%、反应温度60℃、反应时间5h。实验表明:聚合物溶液的临界缔合浓度是2g/L;1.0%聚合物溶液黏度在90℃时为62 mPa·s,黏度保留率为64.6%;0.8%聚合物溶液在NaCl浓度为0.6 mol/L时黏度为40 mPa·s,黏度保留率为47.6%;在1 70 s^(-1)的剪切速率下,经过1200 s的剪切后,0.8%的聚合物溶液的黏度稳定在70 mPa·s,黏度保留率为82.3%。

一种钻井液降滤失剂的合成与室内评价

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、丙烯基吡咯烷酮(NVP)为单体,亚硫氢酸钠-过硫酸铵(质量比为1∶2)为引发剂,制备了丙烯酰胺-2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钾-二甲基二烯丙基氯化铵-丙烯基吡咯烷酮共聚物(PAADN)。得到的最优合成条件为:m(AM)∶m(AMPS)∶m(DMDAAC)∶m(NVP)=51∶40∶3∶6,总单体质量分数为20%,反应温度为55℃,p H=7,引发剂用量为单体质量的0.5%,反应时间为5 h。并对该聚合物进行红外和热稳定性测试。红外光谱图中未显示双键特征峰,并且含有各个单体特征官能团峰,证明单体全部参与反应;热重-热差分析结果显示,该聚合物初始热分解温度为326.5℃;该降滤失剂对淡水、盐水、人工模拟海水基浆均表现出良好的降失水效果。

聚合物微球与储层岩石孔喉的匹配关系

渤海Q油田储层非均质强,注水开发又加剧了其非均质性。为满足该油田深部液流转向技术的需求,文中利用激光粒度仪、生物显微镜、扫描电镜分析以及人造岩心驱替实验,研究了3种聚合物微球(简称微球)水化膨胀性能、微球与人造岩心孔喉的匹配关系及微球液流转向效果。结果表明:在磨口瓶中缓膨8 d后,微球A粒径中值从0.59μm增大至2.21μm,微球B粒径中值从3.80μm增大至28.02μm,微球C粒径中值从9.18μm增大至31.40μm,均表现出良好的缓膨效果;扫描电镜分析显示,提纯后的3种微球均呈球形堆积结构;微球A适用储层渗透率范围为100×10^(-3)~1000×10^(-3)μm^(2),微球B为200×10^(-3)~1500×10^(-3)μm^(2),微球C为500×10^(-3)~1800×10^(-3)μm^(2);与微球B,C相比,微球A粒径较小,界面能较高,容易在注入过程中发生聚并现象,微球A的岩心孔喉直径/微球粒径值较高,这与“架桥”理论确定的值相差较大。

AM/AMPS/DM-16疏水缔合聚合物的合成及性能

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为主要反应单体,甲基丙烯酰氧乙基二甲基十六烷基溴化铵为疏水单体,采用水溶液聚合法合成了一种新型疏水缔合聚合物,适宜的反应条件是:反应温度50℃,单体质量浓度20%,疏水单体加量1.3%(物质的量分数),引发剂加量0.2%(以单体质量计),pH值为7。对聚合物的结构进行了表征,评价了聚合物溶液的性质。结果表明:聚合物结构与设计的分子结构一致;聚合物在170s-1下剪切2h后黏度保留率为78.2%;临界缔合质量浓度为0.4g/dL;90℃黏度保留率为61.2%;抗盐效果一般,NaCl加入量为0.5mol/L时,黏度保留率为38.2%。

AM/AMPS/DMC酸化用稠化剂的合成研究

用非离子单体丙烯酰胺(AM),阳离子单体甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC),阴离子单体2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)作原料,采用水溶液聚合法合成了两性离子的三元共聚物。通过单因素变量法确定了最佳反应条件:所用单体占总反应体系的质量30%,且n(AM)∶n(DMC)∶n(AMPS)=6∶1∶3,引发剂(过硫酸铵和亚硫酸氢钠)用量占单体质量0.4%。在反应体系pH为7,反应温度45℃,反应6 h得目标产物,并对产物进行了性能评价。结果表明,该稠化剂的酸溶时间约为20 min,增黏能力良好,稠化剂质量分数为2.5%+盐酸质量分数为20%的溶液在170 s-1下进行剪切实验,表现出良好的抗剪切能力,稠化酸溶液与地层水有良好的配伍能力和很好的缓速性能。

泡沫压裂液常用起泡剂研究综述

本文主要介绍泡沫压裂液中起泡剂、稳泡剂的实验室评价及实验室配方。对满足常见地层要求的泡沫压裂液配方进行了总结。介绍几种特殊地层条件下泡沫压裂液的设计思路及研究方向。

渤海油田泡沫堵水效果影响因素实验研究

泡沫堵水效果受到不同工艺参数的影响较大,针对渤海油田油藏条件开展泡沫堵水技术研究,通过室内模拟实验,评价不同工艺参数对泡沫堵水效果的影响,主要包括气液注入方式、气液比、注入泡沫量等,综合考虑采收率提高幅度、含水率降低幅度、驱替压力改变值等参数,对泡沫堵水工艺参数进行优化。结果表明:气液混合注入方式优于段塞注入工艺,当注入气液比为1∶1~1.5∶1、注入段塞量为0.3~0.5PV时,泡沫堵水效果较好。