特种凝胶ZND成胶强度影响因素研究

针对油井恶性漏失的特种凝胶ZND在部分油田处理井漏问题上已经得到应用.通过室内实验研究了受ZND质量分数、交联剂质量分数、交联温度、交联时间及pH值等因素对特种凝胶ZND的成胶强度的影响.实验表明:质量分数1.5%ZND+0.04%间苯二酚+1.0%苯酚+1.0%六次甲基四胺+0.1%硫脲,经125℃高温交联16h形成的凝胶体系具有最佳成胶强度,并能在高矿化度和弱碱性环境中保持稳定性能,但当pH小于4时,凝胶将被破坏.研究结果对现场应用工艺的优化具有一定指导作用.

ZND特种凝胶成胶强度影响因素的研究

以ZND固体干粉和交联剂制备了ZND特种凝胶体系,确定了最佳交联剂配方:0.04%间苯二酚+1.0%苯酚+1.0%六次甲基四胺+0.1%硫脲;确定了ZND特种凝胶最佳制备条件:ZND固体干粉加量1.5%,成胶温度125℃,成胶时间14h。在此条件下,ZND特种凝胶体系具有较好的成胶强度和抗盐性,在弱酸和弱碱性环境中具有稳定的成胶性能,这对现场应用工艺的优化具有一定指导作用。

Cr^3＋/HPAM凝胶体系成胶强度影响因素研究

本文章研究了不同影响因素对Cr^3＋／HPAM弱凝胶体系的影响规律，结果表明HPAM种类、HPAM浓度、Cr^3＋交联剂浓度、pH值、矿、化度、温度、剪切等诸多方面因素对Cr^3＋／HPAM弱凝胶体系成胶强度都有较大的影响。

高强度冻胶体系的室内研究

使用聚合物冻胶对注水井进行调剖是油田实现控水稳产的一项重要措施。室内研制了一种以部分水解聚丙烯酰胺、有机铬和水溶性酚醛为主剂的冻胶体系。在65℃条件下考察了主剂浓度、矿化度、温度、pH值、热稳定剂等对体系成胶性能的影响。结果表明,该体系在矿化度<16 000 mg/L、温度<80℃、pH值为6～8时,生成的冻胶突破真空压力达到0.070 MPa以上。由岩心封堵试验得到,该冻胶体系对模拟岩心的封堵率>96%,突破压力梯度>34 MPa/m。

低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价

为了提升低渗透油藏调驱剂的注入性和封堵性,开发了一种水凝胶体系,以成胶强度为指标优选了水凝胶配方及制备条件,并评价了其封堵性能和调驱性能。优化的水凝胶配方如下:丙烯酸用量为20 g/L、丙烯酰胺用量为5 g/L、过硫酸铵用量为0.07 g/L、改性淀粉用量为5 g/L、交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺用量为0.08 g/L,最佳合成条件为中和度75%、反应温度9℃,所生成水凝胶的成胶强度为35~37 Pa·s。通过机械剪切、烘干得到微米级粒径的水凝胶调驱剂。封堵实验表明,质量浓度为0.1~0.7 g/L的水凝胶调驱剂对渗透率为1600×10^(-3)~1900×10^(-3)μm^(2)的填砂管的封堵率在92%以上,随着水凝胶质量浓度的增大,阻力系数增大,注入压力爬升较快,但残余阻力系数和封堵率变化较小。水凝胶作为驱油剂使用建议采用低浓度注入,在水驱基础上可提高采收率10%左右。低浓度微颗粒水凝胶调驱剂可有效解决低渗透油藏调驱注入性和封堵性的矛盾。综合考虑注入性、封堵性和驱油性能,推荐水凝胶水溶液现场应用的质量浓度为0.1~0.3 g/L。

中原油田耐温抗盐交联聚合物成胶影响因素及先导试验

交联体系可分为三类,即:凝胶体、弱凝胶和交联聚合物溶液;针对高温、高盐和非均质严重的油藏特征,适于中原油田调驱应用的是:具有一定流动性和良好稳定性的弱凝胶体系;根据室内评价实验,聚合物的类型、分子量及浓度,以及交联剂类型及浓度,对成胶强度和稳定时间都有影响,而限制交联体系成胶的主要因素是高温、高盐的环境条件,此限制在本质上体现为对凝胶体系空间完善网络结构形成和破坏的影响上;目前条件下,通过精心筛选聚合物和加入适量起“保水作用”的添加剂,在温度≤90℃、矿化度≤15×104mg/L的条件下,形成稳定的弱凝胶调驱体系是完全可行的;为验证配方和技术有效性而开展的现场先导试验截止目前效果显著。

弱凝胶调驱体系成胶性能影响因素研究

通过实验研究了影响有机铬弱凝胶体系成胶性能的主要因素。结果表明:聚合物分子量、聚合物/铬交联剂浓度、温度、体系pH值对弱凝胶体系的成胶性能影响最大,剪切作用对弱凝胶体系的成胶性能有一定影响,含油、油砂对弱凝胶体系的成胶性能影响较小,水质对弱凝胶体系的成胶性能基本没有影响。现场通过优化调驱体系配方、改进地面流程、优化搅拌时间、调整交联剂包装等措施,弱凝胶体系成胶强度和成胶率明显改善。实施弱凝胶体系调驱后,区块产油量上升、含水率下降,采收率、自然递减率、含水上升率等开发指标明显改善,值得工业推广应用。

利用引发剂阈值控制法研究长成胶时间的调剖体系

深部封堵技术是改善窜流型油藏开发效果的关键技术之一。现有淀粉配方调剖剂体系成胶时间过短,导致体系无法运移至油藏中深部,达不到油藏中深部液流转向的目的。为此,文中开展了长成胶时间体系配方研究,结果发现该体系存在一个延缓成胶的引发剂质量分数阈值(0.008%)。当体系其他组分稳定不变,改变引发剂用量,低于阈值时,可明显延长体系成胶时间,且在相同体系主剂质量分数的前提下,随着成胶时间增加,体系成胶后的黏度及黏弹性均增加。室内模拟结果表明,调剖体系成胶时间能够达到24 h以上且可控;单砂管成胶实验显示,该调剖体系突破压力梯度大于15 MPa/m,可应用于强窜流的油藏中。

弱凝胶成胶性能影响因素研究

弱凝胶是由低浓度的聚合物和交联剂形成的以分子间交联为主、分子内交联为辅的弱交联体系，通过实验考察了影响弱凝胶成胶性能的几大因素。结果表明：弱凝胶成胶强度和成胶时间不仅受聚合物浓度、交联剂浓度以及聚合物交联剂浓度比等内部因素的控制，同时还受到地层水矿化度和pH值等外部因素的影响。

一类新型疏水缔合聚合物的合成及成胶性能

以甲氧基聚乙二醇丙烯酸酯(MPEGA)和甲基丙烯酸二甲氨基乙酯(DMAEMA)为均聚单体,通过乳液聚合制备一类新型疏水缔合型聚合物P(MPEGA-DMAEMA),采用FT-IR和1 H NMR表征新型聚合物的化学结构;利用主剂P(MPEGA-DMAEMA)和交联剂醋酸铬形成凝胶体系,考察主剂P(MPEGA-DMAEMA)和交联剂醋酸铬的质量分数、pH值、温度、矿化度对新型聚合物凝胶体系成胶性能的影响.结果表明:当主剂P(MPEGA-DMAEMA)质量分数为1.2%、交联剂醋酸铬质量分数为0.2%、pH值为7、温度为45℃时,该新型聚合物凝胶体系具有最佳的成胶强度.将新型聚合物凝胶体系应用于岩心封堵,在最佳成胶条件下,堵水率高于90%,堵油率低于40%,具有较好的选择封堵性.

应用于高温高渗大孔道地层铬体系凝胶成胶影响因素研究

辽河油田金马公司已在H1块开展了深部弱凝胶调驱,已取得了较好的效果。但在调驱运行过程中,出现现场成胶波动,成胶率变差的现象,阶段成胶率仅75%,严重影响了调驱工程的实施效果。通过研究发现,影响调驱体系成胶效果的主要因素是水中溶解氧等因素。针对这个问题,通过分析弱凝胶氧化降解机理,联系H1块聚合物驱实际情况,研究了影响成胶效果各因素的临界值。实验结果表明,溶解氧含量影响着弱凝胶的成胶强度及成胶时间,在溶解氧含量0mg/L^3mg/L区间成胶强度低并且成胶时间过长,在4mg/L^10mg/L区间成胶效果较好,得到两个临界值分别为1.5mg/L和7mg/L。

有机酚醛凝胶调驱剂性能实验研究

为改善渤海油田油藏非均质性强、优势渗流通道明显、水窜严重的开发现状,利用凝胶调堵剂有效改善流度比,提高注入剂波及体积。对有机酚醛凝胶体系进行了室内实验评价。实验结果表明:在交联剂质量浓度为2 g/L条件下,改变聚合物的浓度(1~3 g/L),能灵活调节体系成胶时间(1~10 d)和成胶强度(2~20 Pa·s);经剪切作用后的凝胶体系较未剪切的体系相比强度下降12%~19%,整体成胶能力受剪切作用影响较小;通过测定凝胶体系的弹性模量对体系强度表征,结果显示其为弱凝胶;室内封堵性测试结果表明,该体系注入性较好,岩心封堵率可达98%。

高强度铬冻胶调剖体系的室内研究

实验室研制了一种以部分水解聚丙烯酰胺、有机铬为主剂的冻胶体系。在70℃条件下考察了主剂浓度、矿化度、温度、pH值等对体系成胶性能的影响。结果表明,该体系在矿化度〈20000mg/L、温度65~80℃、pH值为5~7时,生成的冻胶突破真空压力达到0.080MPa以上。由岩心封堵试验得到,该冻胶体系对模拟岩心的封堵率高达97%。

油藏环境对高温交联聚合物凝胶成胶性能的影响

采用高温高压稠化法在稳态剪切条件下模拟凝胶溶液自井口注入地层时的升温加压过程,研究高温高压下成胶环境即溶液初始pH值、温度、金属盐离子对PAM/PEI体系的凝胶化过程和成胶强度的影响。通过高温高压稠化曲线,可将高温高压下PAM/PEI体系的凝胶化过程分为诱导期、加速反应期、平衡期3个阶段。结果表明:引入H+改变凝胶溶液初始pH值,发现凝胶溶液初始黏度先增加后降低,体系可在碱性和中性条件下稳定成胶,而在酸性条件下,体系无法凝胶化。凝胶体系中引入Na^(+)、Ca^(2+)后,成胶时间被不同程度的延长,且Ca^(2+)对凝胶体系的影响远大于Na^(+)。体系中Na^(+)质量浓度增加,其缓交联作用有限,且不会大幅度降低凝胶成胶强度;Ca^(2+)质量浓度增加,凝胶成胶时间明显延长,但其对凝胶成胶强度影响较大,Ca^(2+)质量浓度过高,会导致凝胶脱水。

中高渗储层聚合物凝胶调剖机理及分布规律研究

随着油田开采进入特高含水后期,低渗透储层剩余油开采难度加大。聚合物凝胶调剖体系已经成为中高渗储层深度调剖和进一步提高采收率的重要措施。然而储层非均质性严重导致调剖体系成胶强度对调剖效果产生很大影响。因此为了使调剖体系达到“走得远”的目的,研究调剖体系调剖机理具有十分重要的意义。通过测试不同质量浓度聚合物凝胶黏度明确聚合物质量浓度对凝胶成胶强度的影响,通过注入能力实验得到不同成胶强度凝胶在中高渗储层调剖机理。

水性复合凝胶在海上油田堵水应用中获得突破

笼统化学堵水措施成功的关键,在于堵剂是否能运移至预定位置形成良好封堵。中海油服提高采收率技术团队针对性的研发出了无机和有机复合的高效堵水体系——水性复合凝胶堵水体系。1.研发背景随着海上油田的持续勘探和开发,非常规油藏占比越来越高。该类油田由于储层条件差、构造和油水关系复杂,使得注水受效差、采收率低、油井含水上升快,亟需采取堵控水措施改善开发效果。但是,定点堵水技术需要精准找水,现场的井筒情况复杂,储层在深部联通,出水层段无法精准确定,实施时受到诸多限制。常用的有机类堵剂施工成本高、药剂注入困难、易降解失效;无机类堵剂反应速度快、成胶强度高,无法满足深部、长期、高效堵控水需求。

低度交联深部调剖体系成胶影响因素分析

通过室内试验评价各种因素对低度交联深部调剖体系的成胶时间与成胶强度的影响。实验结果表明:随着聚合物、交联剂质量浓度和温度的增加,调剖体系成胶时间缩短,成胶强度增大;同时随着矿化度的增大,体系成胶时间先缩短后增加,成胶强度先增强后变弱,存在一个矿化度(co=40000mg/L),使得凝胶的强度最高。

低温交联弱凝胶体系的室内研究

在室内用HPAM/Cr3+体系研制一种低温(50℃)交联的弱凝胶体系。通过改变聚合物浓度、交联剂的老化时间以及交联剂的配制比例等测定了弱凝胶体系性能的影响因素。确定了HPAM/Cr3+弱凝胶体系的形成条件:聚合物的适用浓度为1 000～3 000 mg/L;交联剂为乙酸钠,与三氯化铬的质量比为2∶1,并且需要老化32 h;交联剂的浓度范围为50～200 mg/L。在50℃下所形成的弱凝胶体系成胶时间可控,成胶强度可调。

蒙古林油田弱凝胶深部调驱体系室内评价

从聚合物分子在剪切与未剪切的条件下对蒙古林油田弱凝胶深部调驱体系进行评价。实验表明聚合物分子被剪切后,主要影响凝胶体系的成胶强度,未被剪切时的凝胶强度明显高于聚合物分子被剪切后的凝胶强度。而从长期稳定性的角度来讲,聚合物分子是否被剪切,对稳定性的影响不是很大。剪切条件下聚合物溶液浓度为800 mg/L和1 000 mg/L的已成胶的凝胶体系最高强度分别为4 619 mPa.s和4 319 mPa.s,远远低于聚合物未被剪切时的最高成胶强度34 293 mPa.s和31 393 mPa.s;剪切后的聚合物在其成胶后的稳定性较好,恒温192 h后,聚合物溶液浓度为800 mg/L和1 000 mg/L的凝胶体系黏度最终保留值分别为2 224 mPa.s和2 999 mPa.s。黏度下降率分别为51.85%和30.56%。蒙古林油田所用凝胶体系配方为聚合物浓度为800 mg/L和1 000 mg/L,聚/交比为30:1。

自适应弱凝胶调驱性能评价及矿场应用

针对低渗透油藏多发育微裂缝、非均质性强及传统调剖效果差的问题,研制了自适应弱凝胶,并通过室内实验对其静态性能、封堵性能和驱油性能进行了评价。结果表明:在70℃条件下,由矿化度为41 811.5 mg/L的地层水配制的自适应弱凝胶体系在38 h内迅速成胶,成胶强度达28 549 mPa·s,具有较好的耐温、耐盐性能;平均封堵率为84.08%,提高采收率平均值达12.1%。甘谷驿油田T114区块S井的矿场试验表明:调驱后注水井的水窜优势通道被控制,注入压力升高,井组含水率由78.51%下降至69.16%,产液量增加了135.14%,产油量增加了237.5%。自适应弱凝胶深部调驱技术在裂缝性低渗透油藏具有较好的适应性,可扩大注入水波及体积,大幅度提高采收率。