预交联体膨聚合物性质特征研究

颗粒状预交联体膨聚合物由淀粉接枝聚丙烯腈的碱性水解产物交联而成,已用于大庆长垣北部地区高含水(93.1%)油藏注水井深部调剖.对该聚合物的应用性能进行了实验研究.该体膨聚合物的吸水倍率(m/m)和溶胀倍率(v/v)受粒径影响小而受介质影响大,在清水中最大,在500和1000 mg/L HPAM溶液中次之,在污水中最小,2 h和48 h值相差不很大,48 h值已接近平衡值,分别在10.55～7.21和16.74～12.64范围.将不同粒度体膨聚合物的0.3%清水悬浮液注入渗透率5.2 μm2的人造岩心,阻力系数Fr和残余阻力系数Frr均不大;在0.44～10.6 μm2的人造岩心中注入粒度＞200目体膨聚合物在粘度24.8 mPa·s HPAM溶液中的0.3%悬浮液,测得Fr值为13.10～6.13,Frr值为6.95～4.87,均大大升高,其注入曲线复杂化,表明岩心中发生了颗粒运移、捕集、再运移、再捕集过程,岩心中间点和入口压力同步升高,显示悬浮液具有良好传输能力.溶胀2 h、剪切、测定粒度分布的结果表明,污水中溶胀的聚合物比清水中溶胀的聚合物具有较强的抗剪切破碎能力.图3表3参7.

缝洞型碳酸盐岩油藏堵水技术室内研究

为了遏制塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏油井含水上升过快的趋势,针对塔河油田储集层条件,对两种有效堵剂(改性栲胶堵剂和柔性堵剂)进行了实验研究。研究结果表明,改性栲胶堵剂高温稳定性好、耐高矿化度盐水侵蚀;柔性堵剂在高温和高矿化度环境中可长期稳定,且易解堵,是封堵塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏出水缝洞的可选材料。利用两种堵剂进行缝洞型碳酸盐岩岩心封堵实验,结果表明:增大堵剂用量的初期主要使封堵层深度变大,突破压力梯度升高;当封堵层达到一定的深度后,堵剂堆积使流动通道变窄小,可大幅度提高残余阻力系数。

新型选择性堵水剂的研究与应用进展

生产井特别是水平井和分支井采用笼统注入法实施堵水作业时,堵剂的选择性对预防产层伤害十分重要。综述了国内外主要是国外近期选择性堵水剂的研究和应用进展。选择性堵水剂按作用原理分为两类。一类是聚合物类相渗（透率）调节剂,通过大分链在水相中伸展、在油相中收缩降低水相渗透率,包括以DMDAAC为阳离子的两性聚合物poly-DMDAAC和性能更好的乙烯基单体/酰胺三元共聚物（后者在60℃、6.89-27.56 kPa压降下水、油相流动阻力比高达270-13）,实施堵水作业后油井产油能力逐渐提高。另一类是选择性水相封堵剂,除硅酸盐类、沥青类、乳化稠油外,主要介绍了由阴离子表面活性剂、反离子盐（钾盐）、缓冲溶液组成的黏弹性表面活性剂（VEAS或VAS）体系,该体系一般与相渗调节剂共同使用。介绍了两类选择性堵水剂在国外一些油田的应用情况。讨论了选择性堵水效果评价问题和选择性堵水剂研发方向。图2表1参12。

改性栲胶高温堵剂的性能评价

研发了适用于高温低渗油田调剖堵水的改性落叶松栲胶堵剂。基础配方（以质量计）为：6．0％磺化落叶松栲胶＋2．5％～3．0％甲醛＋1．0％～1．5％促进剂＋水．pH值8～10。基础配方堵剂溶液25℃、35001／s黏度为1．5mPa·s；温度由120℃升至180℃时，成胶时间由7．5h缩短至约4h；从成胶时间和代表凝胶强度的突破真空度确定其适用的pH值范围为4～10；外加NaCI特别是CaCl2使其成胶时间缩短，突破真空度在NaCI加量≤50g／L时下降幅度很小。NaCl加量为100g／L时仍不低于66kPa。减少任一组分用量而保持其他组分用量不变，均使堵剂溶液成胶时间缩短，通过改变各组分用量和加盐量可在很大范围内调节堵剂溶液的成胶时间。堵剂在120℃放置48h后质量变化小于5％，在180℃放置120h后质量变化小于8％。堵剂凝胶在250℃的5％盐酸、5％苛性钠、10％NaCl溶液中至少可稳定存在6h。加入原油量超过10％的堵剂溶液不能成胶，因而该堵剂有一定选择性。在2支填砂管封堵实验中，封堵率为98．5％和97．6％，突破压力梯度为25．3和36，4MPa／m。讨论了栲胶与甲醛的交联反应。图7表1参5。

两次成胶的聚合物凝胶堵剂的研制及应用

采用2种不同的交联剂,研制了在地面温度下形成流动凝胶,注入地层后形成强凝胶的聚合物水基凝胶堵剂,通过组份用量优选得到了最佳配方:聚合物HPAM(M=1.9×107,HD=25%)8.0g/L+有机铬交联剂(以Cr3+计)0.5g/L+20%有机树脂溶液5.0g/L+增强剂(无机盐)1.0g/L,以淡水配液。该优化配方堵剂液在20℃下2h内第一次成胶,粘度升至5～6Pa·s,在72℃下4～12h第二次成胶,强度达到G级。将优化配方堵剂液1.0PV注入含1.7～2.0mm宽裂缝的人造砂岩岩心,在72℃候凝72h后突破压力梯度为32～61MPa/m。介绍了在克拉玛依油田八区下乌尔禾组裂缝性油藏一个一注六采井组,用该堵剂实施注水井调剖和采油井(2口)堵水的良好结果。图2表5参6。

岩心中硅酸凝胶堵剂突破压力的研究

在不同渗透率k(0.7～1、3～4、11～13μm2)的人造石英砂岩心上,测定了4个配方实验硅酸凝胶堵剂(4%、6%、8%、10%水玻璃+10%盐酸)的突破压力pt。堵剂用矿化度1.12×104mg/L、含Ca2++Mg2+377.8mg/L的注入水配制。堵剂注入岩心后在80℃下密闭放置24h使之凝胶化,测得对水的比突破压力p′t(单位岩心长度的突破压力)的对数值与岩心初始平均渗透率k的对数值之间有线性关系,lgp′t随lgk的增大而降低。设水在岩心内的流动为稳态单相流,导出了lgp′t与lgk之间的线性关系式,利用该式计算了4种实验堵剂的lgp′t～lgk直线斜率。当凝胶化温度升高时(40℃→60℃→80℃),测得的p′t值增大。在岩心渗透率0.7～1μm2,凝胶化温度80℃时,用蒸馏水配制的4种实验堵剂,其突破压力普遍大大低于用注入水配制的4种实验堵剂。图2表4参1。

稠油热采氮气泡沫固化调堵技术

通过组分及其用量筛选,得到了可固化的氮气泡沫调堵剂的基础配方：有机硅改性油井水泥（改性水泥）140 g＋发泡剂AEO-SI 4 g＋水80 g。实用配方中加入缓凝剂酒石酸＋硼酸和降滤失剂羧甲基纤维素。考察了65℃固结、350℃养护后的改性泡沫水泥的吸水率、密度随每一基础组分用量的变化及密度随温度（20-80℃）、压力（0-13 MPa）的变化。改性泡沫水泥的抗压强度随发泡剂用量的增大而线性降低,在水灰比约为0.57时有最大值,350℃时失重率小于2%,部分溶于5%盐酸,可抗耐油田污水、煤油和5%NaOH溶液。在长0.5 m、水测渗透率6.2-19.6μm2的填砂管内注入0.3 PV改性泡沫水泥浆,固化后封堵率大于98%,突破压力5.7-7.3 MPa。现场应用配方中加入三乙醇胺＋烷基苯磺酸钠作为稳泡剂,气液比0.5-2∶1。2007.3-2008.3在10口蒸汽吞吐井用改性泡沫水泥浆实施调剖堵水,单井平均注入量96.5 m3,9口井有效,增油降水显著,有效期可超过吞吐周期。

JST耐温抗盐聚合物冻胶体系的研究

所报道的JST聚合物冻胶体系 ,由分子量 1.2× 10 7～ 1.4× 10 7、单体质量比 7∶3的AM /AMPS二元共聚物、含有低分子量呋喃树脂、酚醛树脂、脲醛树脂及有机硅的交联稳定剂JL及潜在有机酸催化剂JC组成。由 90℃下的实验结果得到适宜配方如下 :0 .1%～ 0 .6 %共聚物 +0 .5 %～ 1.0 %交联稳定剂 +0 .0 2 %～ 0 .0 6 %催化剂 ,用淡水配制的胶液粘度 (室温 ,6 .6s-1)为 30～ 78mPa·s,成胶时间 4 8～ 12 0h ,冻胶粘度 4 .8～ 5 5Pa·s。实验配方胶液在 80～ 130℃下的成胶时间随温度升高而缩短 (96～ 6h) ,冻胶粘度则基本不变 (4 7.8～ 5 1.6Pa·s) ,耐温达 130℃(90d) ,抗盐 (NaCl)达 2 0 0～ 30 0 g/L ,抗钙达 2～ 3g/L。体系成胶时间可通过改变催化剂加量进行调节。在渗透率0 .15 6～ 2 .5 3μm2 的填砂岩心上 ,在 12 0℃下 ,低浓度 (0 .2 %～ 0 .3% )共聚物冻胶的堵水率为 90 %～ 95 % ,堵塞物的突破压力为 5 .0MPa/m ,高浓度 (0 .6 % )共聚物冻胶的堵水率为 99.99% ,堵塞物的突破压力达 14MPa/m。该冻胶体系可用于深水井调剖和深油井堵水。表 5参 3。

油田堵水、封窜用改性氰凝材料

氰凝是一种聚氨酯类的化学灌浆材料。由于它与水反应速度快，在应用于油田堵水和封窜时施工较为困难。为此。

改性氨基树脂堵水剂SXK-01的研究与应用

堵水剂SXK 0 1是以改性氨基树脂为主剂 ,复合以聚丙烯酰胺胶乳和消泡剂等形成的新型树脂类堵水剂。研究确定了堵剂最佳配方组成 ,考察了温度、交联剂用量与堵剂液固化时间的关系 ,进行了岩芯封堵试验。SXK 0 1自 1996年以来已在华北、中原油田多口井进行了多种目的的现场试验。本文介绍了中原文南油田两口油井堵水和一口注水井调剖的情况和良好效果。

互穿聚合物网络型油田堵水剂——在不同井深下最佳配方筛选

报道以TDG—IR和TF—3为主要组份的选择性堵水剂,在不同井深下最佳配方的筛选。实验证明,该堵水剂温度适应范围宽(室温至150℃),成胶时间适宜,凝胶强度大,基液粘度小,可泵性好,是目前国内性能较好的一种堵水剂。

聚合物增韧脲醛树脂封堵剂的研究与应用

所报道的封堵剂用于封堵高渗透出水孔道、层间窜槽、套管漏失、射孔及底水 ,可用于 6 0～ 110℃的油水井 ,固化时间在 1～ 16h之间可调。该封堵剂为脲素、甲醛、固化组分A和B(二者反应生成路易斯酸 )及聚合物 (通常为HPAM ,增韧剂 )的水溶液。实验考察了固化组分A和B加量、聚合物加量及温度 (80℃ ,90℃ )对固化时间的影响 ,A和B加量对固化物抗压强度和岩心突破压力的影响。适当配方的固化物强韧 ,在抗压强度测定中发生变形 ,外力撤除后可恢复。该封堵剂在中原油田已应用 2 0多井次 ,效果良好。详细介绍了用该封堵剂封堵 1口油井的套管漏失 ,1口水井的管外窜槽和套管漏失的情况和效果。

用于蒸汽吞吐井的热沉积无机凝胶堵水技术

所报道的热沉积无机凝胶堵剂,又称地层涂层堵剂,由A、B两液混合而成,黏度25mPa.s,pH=9,含有轻悬浮无机颗粒与有机添加剂,固体物含量31.0mg/L,在40℃以上可生成固化物,其耐温性达400℃。pH为9和12时固体物含量相同,pH为2时固体物含量减少。在人造砂岩岩心中注入该堵剂,在90℃反应4小时后测40分钟驱出液体积,结果表明在含油饱和度相同(2%,20%)的堵塞岩心中,水、油的流动阻力相同,水、油在低(2%)含油饱和度堵塞岩心中的流动阻力大大高于在高(20%)含油饱和度堵塞岩心中的流动阻力。堵塞岩心经100PV水或油驱替后,渗透率增加幅度很小。该堵剂固化时间约8小时。矿场施工中处理半径一般为1.5～2.0m。堵水作业中堵剂从套管挤入,调剖作业中堵剂从注汽油管挤入。2008年在辽河锦45、锦25块蒸汽吞吐井用该堵剂实施堵水作业16井次,调剖作业18井次,增油减水效果显著。

耐高温无机非金属胶凝材料堵剂

采用湿法预均化工艺并细磨加工,由质量比7∶1的金属尾矿熟料和粉煤灰制成了水硬气硬性无机非金属胶凝材料,用作耐高温的调剖堵水剂。室内考察了胶凝材料/水化抑制剂/活化剂/水浆液的有关性能。实验用胶凝材料粒度一般为270、325目,最小的为400目;室温下浆液不析水,离析现象轻微,粒度减小时浆液放置稳定性增大,稠化时间缩短,固结体抗压强度增大。浆液可泵性好;1 L水中加入150 g胶凝材料配成的浆液,常压、25℃黏度为320mPa.s,至少可维持3-4天不增大;浆液20℃下40天不固结;不加活化剂的浆液60℃下15天不稠化;胶凝材料用量增大（50-150 g/L水）或温度升高（40-80℃）时稠化时间减小,抗压强度增大。组分用量影响和填砂管封堵实验结果均表明,抑制剂和活化剂用量有上限,分别为胶凝材料质量的5%和10%。分析了出现用量上限的化学反应机理。电镜照片显示固结后的浆体含有孔隙。该胶凝材料已用于辽河大洼油田一口注蒸汽井的调剖,共注入浆液120 m3,初步结果良好,4口井采出井中有2口增油又降水,2口井降水。

低温调堵剂SAMG-Ⅰ的岩心封堵特性

针对油藏注水开发中后期常出现的高渗条带或窜流通道难以封堵的问题,用新研制的SAMG-Ⅰ低温调堵剂进行了室内高渗透岩心封堵特性实验研究.SAMG-Ⅰ调堵剂由5%～7%的淀粉,4.5%～7%的丙烯酰胺,0.05%～0.2%的有机交联剂,0.1%～1%的引发荆,0.1%～0.5%的缓聚剂以及吉林油田地层水配制而成,在30℃地层温度下,具有成胶时间可调,凝胶强度大,成胶稳定性好、抗剪切、抗老化能力强等特性.SAMG-Ⅰ调堵剂在高渗透岩心中运移特性好,运移深度可控,与砂岩孔隙骨架粘结强度大,封堵强度高,段塞厚度达10cm时测得突破压力为2.5 MPa,封堵率达99.91%.SAMG-Ⅰ调堵剂具有较好的封堵选择性,适用于低温油藏大孔道、窜流通道的封堵.图2表2参6.

吸水膨胀型膨润土/交联聚丙烯酰胺颗粒堵剂

使丙烯酰胺、少量N ,N 亚甲基双丙烯酰胺在钙膨润土存在下进行水溶液引发接枝共聚合 ,聚合产物经造粒、粉碎、筛分 ,得到粒径 0 .5～ 1.0mm的颗粒堵剂。根据颗粒堵剂吸水量大小确定丙烯酰胺与膨润土最佳质量比为7∶1,引发剂最佳用量为 5 0 0 g/t,交联剂最佳用量为 30 0 g/t,吸水量与这 3个参数之间的关系曲线都经过最大值 ,颗粒堵剂在去离子水中的吸水量为 5 6 0～ 6 5 0mL/ g。该堵剂已大规模生产 ,在胜利、中原油田许多采油厂已用于调剖、堵水和调驱施工 ,在青海、江苏、大港、冀东等油田也已开始使用。在胜利东辛采油厂的一个井组 ,连续 3个月在 3口井注入该堵剂共 2 7t,使井口压力上升 3MPa,产油量大幅度增加。表 1参 1。

水平井选择性堵剂的室内性能评价及矿场应用

针对目前胜利油田筛管完井水平井堵水现状,对水分散乳液聚合物凝胶、相渗调节剂和油溶性树脂选择性水平井堵剂进行了性能评价及矿场应用。其中,水分散乳液聚合物为聚丙烯酰胺,相渗调节剂为阴阳离子表面活性剂,油溶性树脂为改性酚醛类树脂。结果表明,水分散乳液聚合物凝胶可用于非均质油藏点状出水或部分井段出水水平井堵水,油溶性树脂可用于高渗油藏多点出水水平井堵水,相渗调节剂可用于低渗油藏多点出水水平井堵水。