橡胶颗粒增强双网络结构堵水冻胶性能研究

目的研究橡胶颗粒增强双网络结构堵水冻胶性能,解决塔河油田为代表的缝洞型油藏在注水开发、注气开发过程中,出水、气窜现象频发的问题。方法选用丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸二元聚合物和疏水缔合聚合物为主剂,乌洛托品、间苯二酚和有机铬为交联剂,橡胶颗粒为增强剂制备了一种复合冻胶,详细考查了橡胶颗粒对冻胶基液黏度、成胶时间、成胶强度、耐稀释、耐温耐盐性能和封堵效果的影响规律。结果橡胶颗粒的加入,对冻胶基液黏度和成胶时间没有明显的改变,但对成胶强度、耐温耐盐性能和封堵效果具有明显提高作用。其中,橡胶颗粒质量分数为5%的增强冻胶的屈服应力达326.4 Pa,150℃下老化30天,脱水率仅为2.71%,对缝宽1 mm的裂缝岩心进行封堵,盐水突破压力梯度达到3.94 MPa/m。这表明,橡胶颗粒增强的双网络结构冻胶具有优异的封堵能力。结论该研究填补了塔河油田耐高温高盐堵水冻胶的技术空白,为塔河油田堵水技术发展提供了新的研究思路。

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。

纳米二氧化硅强化聚合物凝胶对高温地层水的控制能力

聚合物凝胶堵水是适用于非均质油藏堵水的常用方法。在恶劣的储层条件下聚合物凝胶系统的凝胶网络结构和交联时间容易受到影响。向其中添加纳米二氧化硅是一种有效的强化措施。介绍了纳米二氧化硅增强聚合物凝胶的黏度、胶凝时间、胶凝强度以及在岩心中的堵水性能。结果显示,添加0.5%的纳米二氧化硅能够帮助凝胶弥补因高温和高矿化度而导致黏度损失,有效延长了聚合物凝胶的胶凝时间,提高了凝胶网络结构的热稳定性。在高温条件下,相比于单一聚合物凝胶的堵水性能,复合聚合物凝胶拥有更高的承压能力。

诃子提取物对3种致病菌的体外抑菌效果及其机制研究

为探究诃子在畜禽疫病防控中的作用及应用潜力,以大肠埃希菌、肺炎克雷伯菌和阴沟肠杆菌3种常见致病菌为对象,对比诃子和其他11种中药提取物的抑菌圈直径和最小抑菌浓度(MIC),分析诃子培养上清液的总漏出率和电导率、蛋白浓度及诃子对细菌DNA和蛋白含量的影响。结果显示:诃子比其他11种中药的抑菌效果更强,表现为抑菌圈直径更大,MIC更低。培养上清液的电导率和漏出率增加,用2倍MIC诃子药液处理8 h后,大肠埃希菌和肺炎克雷伯菌上清液蛋白浓度显著增加(P<0.05)。诃子抑制大肠埃希菌蛋白合成,使分子质量约为80 ku的蛋白缺失;对肺炎克雷伯菌和阴沟肠杆菌蛋白质合成影响不明显,对细菌DNA也没有明显的凝胶阻滞作用,但能降解DNA。以上结果表明:诃子具有较好的抑菌效果,其作用机制是通过破坏细菌细胞膜通透性,抑制细菌核酸和蛋白合成而发挥抑菌作用。

CO_(2)驱凝胶封窜体系研究进展

由于油气间黏度差异大和油藏的非均质性,在CO_(2)驱油过程会发生气窜从而降低CO_(2)的波及效率。凝胶体系是CO_(2)驱油过程中的有效封窜剂,在中外都有着广泛的应用。介绍了延缓交联聚丙烯酰胺凝胶、预交联凝胶颗粒、两级封窜凝胶体系、泡沫凝胶这4种凝胶体系的封窜机理以及研究进展。延缓交联丙烯酰胺凝胶流动性强,价格低廉,但是成胶强度、成胶时间不可控并且不耐酸性腐蚀。预交联凝胶颗粒成胶时间、成胶强度可控且耐高温耐高矿化度,但是粒度较大,无法进入渗透率较低的地层。两级封窜凝胶体系结合了刚性凝胶与小分子的优势,能够同时封堵不同尺寸的裂缝,但是对于超过特定尺寸的裂缝,封堵效果将会下降。泡沫凝胶对地层伤害小,但是不耐高温。目前,用于CO_(2)驱气窜的凝胶体系存在着不耐酸性腐蚀的问题,如何使长期处于CO_(2)酸性环境下的凝胶体系保持稳定是未来的研究方向。

用于煤矿巷道涌水治理的新型注浆堵水材料制备及性能评价

以聚醚多元醇PTMG、甲苯二异氰酸酯TDI、二苯基甲烷二异氰酸酯MDI、1,4-丁二醇BDO和甲基膦酸二甲酯DMMP为主要原料,并结合缓凝剂、催化剂和溶剂等其他化学试剂,制备了一种适用于煤矿巷道涌水治理的新型注浆堵水材料,并对其性能进行了评价。结果表明:当TDI加量为2%、MDI加量为6%、DMMP加量为10%、,催化剂加量为1%、缓凝剂加量为2%时所制备的新型注浆堵水材料具有良好的综合性能,其凝胶时间、包水性、遇水膨胀率、发泡率和压缩强度均能满足相关标准的指标要求。研制的新型注浆堵水材料能够满足煤矿巷道涌水治理对注浆堵水材料综合性能的要求。

热释放解堵剂ThermAcid的室内研究

针对海上弱凝胶完修井液泥饼破除存在的作用深度有限、不能有效清除固相污染等问题,开发了ThermAcid热释放解堵剂。ThermAcid具有水溶性,且可缓慢水解释放出酸,因而能够有效地清除储层深部的污染物。水解动力学研究表明,ThermAcid的水解速度随pH值增大、温度升高而加快,碳酸钙溶蚀实验证实了上述规律。腐蚀速率实验表明:120℃下,ThermAcid对钢片的腐蚀速率为2.31 g/(m^(2)·h),低于5%盐酸对钢片的腐蚀速率(8.31 g/(m^(2)·h)),有利于缓解井下钻具腐蚀。30 mD和400 mD砂盘破胶实验表明:与5%盐酸相比,ThermAcid破胶更均匀、更彻底,因而返排压力更低。

哥伦比亚OMBU区块水平井泥饼清除技术研究

水平井是提高单井产量的一种有效开发方式,特别是对于稠油油藏其效果显著,一般单井产量能达到直井产量的3~5倍。水平井完井方式主要有固井射孔、三开悬挂筛管和二开筛管完井方式等,固井方式需要射孔打开地层,射孔费用高及水平段固井储层伤害严重等原因应用较少;裸眼筛管完井是目前国内外应用较多的完井方式,具有钻井周期短、成本低的特点。裸眼筛管完井方式投产前需要对井眼内的泥饼进行清除以获得好的产能,国内常用的方法是下入组合酸洗管柱泵入酸洗体系进行处理,该方法适用于水平段不长,酸洗后地层漏失量小易于返排的地层。对于哥伦比亚普图马约盆地OMBU区块长水平段水平井来说由于其地层压力低易漏失,该方法具有局限性。根据该区块特点提出了一种施工简单成本较低的处理方法即泥饼清除剂(MCR)方法。泥饼清除剂方法原理是采取浸泡方式溶解钻井泥浆体系中的高分子聚合物和屏蔽暂堵剂成分,从而达到疏通井眼和地层的作用,现场应用效果表明,该方法处理效果明显,施工风险小、无毒无污染且成本低廉,具有较好的应用前景。

冻胶分散调剖体系注入封堵性能研究

当海上油田开发进入中后期,由于单井注水量大,容易引起高渗透层岩石结构破坏,造成突进现象。因此需要一种调剖/调驱手段达到增产降水的效果。针对面向海上油田开发的冻胶分散调剖体系,以注入压力、含水率为评价指标,开展了注入性、封堵性、传输运移三个方面的实验研究。结果表明冻胶分散调剖体系具有较好的封堵性能,在20000 mg/L浓度下可以有效的提高中高渗储层的压力,有效增产8%~15%。同时该体系具备较好的传输运移能力,有利于地层深度调驱。

高温高盐油藏堵水调剖用凝胶实验研究

疏水缔合聚合物(HAPS)是一类具有理想的高效增黏性、耐温抗盐性和抗剪切性的新型聚合物。利用疏水缔合聚合物本身的优良性质,在物理缔合的基础上,加入交联剂进行化学交联,得到了高黏度的缔合聚合物凝胶。采用Lapraik方法制备了有机铬交联剂BY。在疏水聚合物质量分数为0.3%、交联剂BY质量分数为0.01%、pH值为5的条件下进行化学交联,得到的缔合聚合物凝胶的黏度可达20Pa.s以上,且体系长期热稳定性很好。岩心流动实验结果表明其封堵率达90%以上。

聚合物凝胶封堵剂性能评价及现场试验

高含水油田由于长期注水开发造成注入水无效循环问题非常突出,形成了高渗透条带,采用化学堵剂对高渗透条带进行封堵是一种有效的方法。堵剂的性能直接影响封堵效果,为进一步提高封堵成功率和驱替效率,对聚合物凝胶封堵剂进行了室内性能评价和现场试验。通过岩心试验和三管试验对聚合物凝胶封堵剂体系的封堵性能、耐冲刷性能、流动成胶性能和液流改向能力进行了室内评价试验;采用聚合物凝胶体系和油田污水配制成的聚合物凝胶封堵剂进行了现场试验。试验结果表明,聚合物凝胶体系具有较强的堵塞和耐冲刷性能,形成凝胶强度高,2口井实施封堵后连通油井见到了明显的增油降水效果,为聚合物凝胶体系在封堵高渗透带上的应用提供了成功经验。

冻胶泡沫体系封堵性能评价

将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配成冻胶体系,加入一定浓度起泡剂GX和氮气,形成冻胶泡沫体系,评价了冻胶泡沫体系的封堵性能。冻胶泡沫体系配方为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),成冻后注入冻胶泡沫的岩心进行正向水驱时的封堵能力大于进行反向驱替的岩心的封堵能力,且冻胶泡沫体系对油水层具有选择性。通过对不同体系的封堵能力对比,相同渗透率及注入速率下,冻胶泡沫的封堵能力最强。

河南油田聚合物驱地层凝胶解堵剂的研究

室内研制出了两种新型的解堵剂DA-Ⅰ和DA-Ⅱ,其中DA-Ⅰ为A、B两组分的复配,DA-Ⅱ为C、D、E三组分的复配。通过对聚合物溶液堵塞和聚合物凝胶堵塞中的解堵试验的评价可以看出,它们能很有效地清除聚合物驱地层堵塞和凝胶堵塞物,在一定的地层温度下能完全溶解凝胶,对提高原油采收率有很大的作用。

红河油藏封堵裂缝用酚醛冻胶的制备与性能评价

为封堵红河长8油藏的直通型水窜裂缝,以部分水解聚丙烯酰胺G3515为成胶剂、水溶性酚醛树脂为交联剂、氯化铵为催化剂,制备了成胶时间与强度不同的冻胶,评价了冻胶的稳定性、注入性和封堵能力。结果表明,冻胶的稳定性较好,由0.5%G3515、0.5%水溶性酚醛树脂、0.2%催化剂和0.3%纳米颗粒QC-W配制的冻胶在70℃下放置180 d的弹性模量大于10 Pa。冻胶的注入性良好,成胶液在70℃下的黏度低于500 mPa·s。冻胶的封堵能力较好,含0.8%G3515的强冻胶在直径为0.7数1.8 mm细管中的突破压力梯度达到4 MPa/m以上,含0.3%G3515的弱冻胶在直径为0.7数1.5 mm细管中的突破压力梯度达到1 MPa/m以上,满足红河油田大剂量注入的要求。

冻胶泡沫体系室内实验研究

通过室内模拟实验,将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配优选出性能较优的冻胶体系,加入起泡剂GX与氮气后形成冻胶泡沫体系,同时评价了不同因素对冻胶泡沫体系成冻性能和起泡性能的影响。冻胶泡沫体系配方(质量分数)为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),该体系的稳定性随温度的升高而下降,压力对起泡体积的影响较小,且随着压力的升高半衰期明显增加。在冻胶驱、聚合物驱、水基泡沫驱、冻胶泡沫驱四种驱替方式中,相同渗透率及注入速率下冻胶泡沫的封堵能力最强。

低压气井液体胶塞暂堵技术研究及应用

针对川西中浅层气藏低压老井原产层常规修井和挖潜改造作业时压井液漏失较为严重、容易造成储层重度污染伤害而导致产能锐减的问题,结合液体胶塞暂堵作用机理,在液体胶塞暂堵剂性能需求分析的基础上,通过室内稠化剂、交联剂质量分数对破胶性能的影响研究,以及液体胶塞强度和伤害性能评价,调试出了适合川西低压气藏的液体胶塞暂堵剂配方。2008—2009年该暂堵剂成功进行了6井次现场应用,为提高川西地区气藏单井产量、提高气藏采收率、实现气藏有效开发提供了依据,对科学研究及现场施工具有一定的参考价值。

化学镀镍层封孔新工艺的研究

利用溶胶 -凝胶法在化学镀镍层表面制备出TiO2 、TiO2 -SiO2 膜。研究了热处理温度和涂覆次数对涂层表面成分及其耐蚀性、抗氧化性和耐磨性的影响。结果表明 ,经四次涂覆后 ,TiO2 、TiO2 -SiO2 溶胶 -凝膜层具有很好的耐蚀性和抗高温氧化性 ,少量钼、铬元素的加入可提高TiO2 溶胶 -凝胶膜的耐磨性。

多孔介质中冻胶泡沫体系封堵性能实验

冻胶泡沫在多孔介质中的封堵性能受到多种因素的影响。通过微观实验可以观察到多孔介质中冻胶泡沫的直径较大，能够稳定存在且液膜较厚。利用室内物理模拟实验研究了气液比、渗透率、驱替方向对多孔介质中冻胶泡沫封堵性能的影响，对比了聚合物驱、水基泡沫驱、冻胶驱、冻胶泡沫驱4种不同驱替方式的封堵能力。结果表明：冻胶泡沫的封堵性能随着气液比的增加呈现先增大后减小的趋势，当气液比为1：1时，冻胶泡沫的封堵能力最强；冻胶泡沫在多孔介质中的阻力因子及残余阻力因子随着渗透率的增加而增大，突破压力梯度随渗透率的增加呈现先增大后减小的趋势；注入冻胶泡沫的岩心在进行正向驱替时，其残余封堵能力高于进行反向驱替的岩心；在4种驱替方式中，冻胶泡沫的封堵能力最强。

暂堵凝胶在水平井堵水中的应用

针对筛管完井的水平井在堵水过程中水平段容易被污染的问题,研制了一种新型的地下交联树脂型暂堵凝胶,施工时先挤入暂堵凝胶将水平段非目的层进行保护,迫使堵剂进入目的层,作业结束后72h暂堵凝胶会自动破胶,使水平段的非目的层恢复原来的物性,从而达到保护水平段的目的。2008年对彩南油田筛管完井的4口水平井在堵水过程中采取了暂堵工艺,并取得了成功,其中两口井降水增油效果明显,CHW04水平井含水由97.5%最低降到51%,CHW16水平井含水由82.9%最低降到41.6%,截止2009年9月这两口井累计增油1300余吨。

适合新疆低渗透油田凝胶堵剂的制备

实验以丙烯酰胺为单体,在催化剂作用下与交联剂和改性剂反应制备了强度较高的凝胶堵剂FH-10。通过组分用量筛选,确定了现场施工堵剂配方为:丙烯酰胺2%,改性剂2.5%,交联剂800μg/g,催化剂20～50μg/g。性能测试表明:该堵剂26℃时黏度为1.1 mPa·s,易泵送易注入,75℃成胶时间≥4 h,成交后强度>5 000 mPa·s,且FH-10强度高于强凝胶和弱凝胶;在石117储层岩心中,FH-10的注入压力约0.4MPa、成胶后堵塞率为97.6%、突破压力超过8 MPa,弱凝胶注入压力>10 MPa、堵塞率81.3%、突破压力<1MPa,强凝胶注入压力>8 MPa、堵塞率93.0%、突破压力3.5 MPa。该堵剂可抗5%CaCl_2,形成的凝胶在75℃放置30 d不破胶。