高温裂缝性油藏调堵剂室内研究

针对乾安高温(98℃)裂缝性油藏中存在的高渗透和高滤失问题,研制了适合该类油藏的高温堵剂。在高温条件下研究了配方各组分及其用量对该堵剂成胶时间和成胶强度的影响,筛选出堵剂配方,并考察了堵剂的热稳定性。实验结果表明,该堵剂在高温条件下可形成高强度凝胶具有良好的热稳定性,适合高温裂缝性油藏堵水。     

一种耐温型聚丙烯酰胺凝胶堵水剂的室内研究

一种以聚丙烯酰胺、苯酚、甲醛为主要原料制备的耐温型凝胶堵水剂。考察各组分以不同比例配制时,对凝胶堵水剂各种性能的影响,确定凝胶堵水剂各组分的最佳基本配比。室内研究结果表明,该堵水剂耐温性好,黏度较高,成胶时间可调,适应温度宽,封堵能力强,并且组分简单,原料易得,可用于油田的调剖堵水作业。     

聚合物调剖堵水室内研究

随着我国大多数油田进入高含水期,开发过程中的层间矛盾、平面矛盾问题日益突出。注水锥进现象导致油区见水过早,产量递减,驱油效率降低。为解决这一问题,国内外通过调剖堵水技术来提高采收率[1]。本文对目前最常用的聚合物调剖堵水技术进行研究,以W储层为支撑对三种不同类型的聚合物调剖堵剂进行评价。结果显示,弱凝胶堵剂、凝胶颗粒堵剂、水玻璃凝胶堵剂对研究储层堵水均是有效的;弱凝胶堵剂对研究区储层堵水效果是最好的,凝胶颗粒堵剂效果次之,水玻璃凝胶堵剂效果相对较差。     

耐温抗盐悬浮隔板凝胶堵剂研究

传统溶洞型油藏可固化颗粒注入性较差,密度选择性差,同时无机颗粒堵剂刚性大、变形能力弱、通过能力差,树脂类堵剂无选择性封堵作用等一系列问题,使得塔河油田堵水效果不佳。针对塔河油田堵水现状,通过系统考察凝胶体系成胶强度和脱水率来筛选合成了一种耐温抗盐性复合凝胶体系,通过耐温抗盐性机理分析等方法对样品迚行评价,得到最佳配方:0.8%AM/AMPS+0.04%酚类交联剂+0.04%醛类交联剂+0.04%多酚+0.3%硫脲+0.1%POP+0.5%轻质纤维BX。结果表明,此凝胶体系具有良好的耐温抗盐性、热稳定性和悬浮稳定性,在130℃时,30 d脱水率低于10%,凝胶成胶时间大于8 h,可耐矿化度达到223 000 mg/L。     

深部液流转向剂ZXT-01的研究与应用

聚合物凝胶类堵剂被广泛应用于各大油田调剖堵水作业,取得了较好的应用效果。但如何实现深部运移和封堵,注入水高效波及,一直是研究热点和难点。本文针对海上油田开采特点,通过室内配方研究与物模实验评价研究,得到一种深部液流转向剂ZXT-01配方(聚合物0.3%~0.5%+交联剂0.05%~0.10%+稳定剂0.2%~0.3%+促胶剂0.005%~0.02%;各药剂加量为质量百分数)。通过控制体系成胶时间和强度,实现深部运移与封堵。2012年6月~2013年11月应用于QHD32-6油田6井次,注水压力平均提高1.9MPa,受益油井增油降水效果明显,累计增油40283m~3,累计降水75354m~3。     

二氧化硫脲用于油井堵水剂的新配方研究

针对目前国内使用的油井堵水剂聚丙烯酰胺铬凝胶存在可泵入时间短、堵剂用量小及有效期短等缺点,提出用二氧化硫脲代替铬凝胶配方中的硫代硫酸钠作为还原引发剂。通过试验,探讨了二氧化硫脲对聚丙烯酰胺(PAM)和水解聚丙烯酰胺(HPAM)凝胶化过程的影响,结果表明,用二氧化硫脲取代硫代硫酸钠后,PAM和HPAM体系的初凝时间可分别达到3h和7h,混胶强度均很高,适合于大面积、深地层堵水施工采用。     

延迟凝胶硅酸堵水剂DG-01对孤岛油田水平井的适应性研究及应用

本文研制了一种延迟凝胶的DG-01硅酸堵水剂,凝胶时间达到13.5h以上.针对水平井堵水成功率低、封堵效果差的问题,研究DG-01堵水剂对水平井的堵水效果,考察了油藏条件对DG-01堵水剂性能的影响,结果表明,随温度和矿化度的升高,DG-01堵水剂的凝胶时间缩短,凝胶强度增大,乙二胺四乙酸二钠(EDTA-2Na)可削弱矿化度对凝胶时间的影响.岩心封堵实验表明封堵率大于96％,DG-01堵水剂对高渗透岩心具有更好的封堵效果,200℃高温老化24h导致封堵率小幅度下降.孤岛GD1-17P410水平井使用DG-01堵水剂实施堵水后,出水量下降,产油量大幅升高,封堵有效期达180d以上,累积增油320t.     

一种抗温抗盐调剖堵水剂的研究

用木质素磺酸钠丙烯酰胺接枝共聚物与苯酚/甲醛交联,制成了抗温抗盐凝胶型堵水剂,考察了聚合物质量浓度、交联剂浓度、反应pH值、聚合物的接枝率等对凝胶成胶的影响,并对堵水剂的抗温抗盐性能进行了评价。结果表明,聚合物质量浓度为10 g/L,交联剂浓度为0.8%,pH=7,聚合物接枝率51.4%为堵剂最优化方案。堵水剂能抗温160℃,抗盐达20%。采用红外光谱、扫描电镜分析了堵水剂结构、接枝共聚物及凝胶状态、作用机理。     

EF型水玻璃注浆材料的研究

一、前言早期的水玻璃注浆材料都是用无机材料作凝胶剂,凝胶时间短、渗透性能差、而且粘度低时其强度也较低,很难同时达到凝胶时间长和抗压强度高的要求。近年来国外始见用有机材料作水玻璃凝胶剂的报导,它能慢慢释放出一种或多种能使水玻璃产生凝胶的产物,可以达到粘度低、渗透性好、强度高、凝胶时间可调节控制的要求,国内这方面的研究未见报导。     

塔河油田低成本堵水技术研究与应用

塔河油田储层埋藏深、非均质性强,油井按钻遇特征和生产出水曲线可以分为裂缝型、缝洞型、溶洞型三类,油、气、水流动方式呈管流特征,边底水易形成优势通道造成油井含水快速上升。针对冻胶堵剂不适应油田高温、高盐储层环境和水泥堵水施工成本高、有效率低的问题,提出采用羧甲基淀粉-聚丙烯酰胺为主体堵剂封堵出水优势通道,扩大底水绕流面积,实现控水增油的目的。室内实验筛选了适应塔河油田高温、高盐环境的淀粉凝胶配方,通过调整引发剂浓度可以控制成胶时间。物模驱替实验显示水驱后采取淀粉凝胶堵水可提高采收率8.5%。堵水成败的关键在于油井的储层类型、堵水时机和堵水工艺的配套。2019年实施淀粉凝胶堵水10井次,费用320万元,有效率50%,阶段增油5807吨,吨油成本551元,对于封堵过强对地层造成污染,可以采取酸化措施解除。     

油田用延时性高黏凝胶制备方法研究

基于改性淀粉凝胶于调剖堵水、封堵、钻完井等方面优异的使用性能及应用前景。以淀粉、丙烯酰胺(AM)为原料,偶氮二异丁腈(AIBN)为引发剂,利用淀粉同烯类单体进行接枝共聚,通过交联剂来实现共价键交联,在实验室条件下合成一种适用于中、高温油藏,成胶时间延时至2 h内可控的高强度的改性淀粉凝胶。研究了引发剂的用量、交联剂的用量、反应温度、p H值对胶体成胶性能(体系黏度和成胶时间)的影响。结果表明:在引发剂质量分数介于0.04%~0.06%,交联剂质量分数在5.1%左右,反应温度为80℃,体系p H为10时所制得的聚合物胶体性能最佳,其体系黏度对应为1 950×103 m Pa·s。     

诱导作用在油田二次采油中的应用

介绍了诱导作用的概念 ,首次提出了诱导作用存在与否的两种并列关系的判断模式。W 1选择性堵水剂及FW 1高效调剖剂具有胶凝时间可调 (3h～ 4 0h)、凝胶强度高 [(10 0～ 4 0 0 )Pa·s]等特点 ,在大庆、辽河等油田使用后获得了较高的经济效益和社会效益。以诱导作用的判断模式为标准 ,对W 1选择性堵水剂及FW 1高效调剖剂延缓胶凝机理进行了分析 ,证实了诱导作用是该两种油田化学助剂延缓胶凝作用的关键。提出了研制具有延缓胶凝作用的新型二次采油助剂的思路     

多羟基化合物堵水调剖剂的研制

介绍了一种利用阳离子化改性多羟基化合物进行堵水调剖的方法,具有一定的选择性,在油田应用取得了良好效果。     

耐温型、强吸附、新型高效堵水剂的研究

以多羟基化合物合成的树脂为成胶剂,金属有机物为交联剂的PW系列聚糖树脂类堵水剂,配制简单,有一定的选择性,耐地层水冲刷、热稳定性好,无毒、无刺激性。经在胜利油田进行堵水调剖现场应用,注水井经堵调以后见效明显,封堵了造成水窜的高渗透带或大孔道,减少了无功注水,堵水后各油井原强吸水层吸水量明显下降,综合含水率下降30％-40％,弱吸水或不吸水的层段吸水量相对增加,使油水流度比增加。目前,该产品已在山东瑞星生物化工股份有限公司建成500t/a生产装置,经济与社会效益较好。     

缩醛类树脂在油田堵水中的应用初探

本文讨论了缩醛类树脂在油田堵水中的应用，分析了国内外发展现状，并对脲醛和呋喃树脂技术及其施工工艺进行了探讨，结果表明缩醛类树脂是一种耐温抗盐、高强度和封堵能力极强的封堵材料。     

悬浮凝胶颗粒调驱剂研究与现场试验

针对辽河油田注水区块现有颗粒类深部调驱堵剂耐温、抗剪切性能差,成胶强度低,有效期短,压力提升幅度有限等问题,采用丙烯酰胺与天然橡胶胶乳、乙烯基吡咯烷酮通过自由基共聚,经胶体干燥、造粒得到具有良好柔韧性和粘弹性能的柔性凝胶颗粒,并确定了最佳聚合反应条件:单体浓度30%,丙烯酰胺:天然橡胶胶乳:乙烯基吡咯烷酮质量比为1:0.8:0.3,交联剂浓度0.05%,引发剂(甲醛合次硫酸氢钠与过硫酸铵质量比为1:2)浓度0.6%,聚合反应温度65℃。同时确定了用于悬浮凝胶颗粒的凝胶配方体系:聚合物800 mg/L、交联剂400 mg/L、稳定剂80 mg/L,得到了凝胶颗粒现场应用的合理粒径中值为2 mm,最佳使用浓度范围1%~3%。现场试验结果表明:凝胶颗粒对调驱压力提升作用明显,具有很高的可行性和实用性,为注水区块稳油控水提供了有力的技术保障。     

聚合物冻胶类堵剂在油田堵水中的应用

在油田堵水作业中聚合物类堵剂得到了广泛的应用，美国FOR方案设计中有35％采用聚合物，而其中的60％采用的是冻胶处理；在国内，聚合物冻胶类堵剂在油田八大类堵水体系中也占有较大的比例。文章描述了聚合物冻胶类堵剂在国内外的发展现状，根据聚合物类型的不同对该类冻胶进行分类，并介绍了其作用机理、应用情况、施工工艺以及理论研究情况，其中PI决策技术已经被广泛地用于指导油田调剖作业，最后指出针对深层、高温油藏聚合物冻胶类堵剂仍有广阔的发展前景。     

抗温抗盐交联聚合物的性能评价

采用AM和AMPS二元共聚物和交联剂为N,N’-亚甲基双丙烯酰胺,开展了以油井堵水为目的交联聚合物溶液体系研究。研究结果表明所合成的交联共聚物耐温抗盐性良好,在矿化度5 000 mg/L模拟地层水中吸水倍率为22倍左右,在90℃的高温下滚动老化48 h交联聚合物仍保持良好的弹性和韧性,老化后吸水性吸水倍率为86.52,吸水后其强度较好、富有弹性。     

Effect of additives on the microstructure of porous alumina

Protein forming, a direct consolidation technique for shaping of powders into a rigid body, use globular protein as gelling agent, which makes the process environment friendly. The present paper combines foaming and gelling capabilities of globular protein (albumin) along with starch to consolidate the ceramic bodies to develop porous structure based on alumina. The effect of albumin and starch on the gel strength, rheological properties of alumina slurry as well as the microstructure of final structure were studied in detail. It has been observed, that albumin which gels by forming strong polymer network dominates the gel properties, and thereby the strength of the consolidated green bodies, whereas starch, being insoluble in water at room temperature, increases the viscosity of slurry, but increases stability of foamed slurry. Also starch acts as pore former to introduce connectivity between pores and hence increases open porosity. Hence, by controlling albumin and starch ratio in the slurry one can control the microstructural developments in the cast body to obtain the desired micro-structure.     

Gelation performance of poly(ethylene imine) crosslinking polymer–layered silicate nanocomposite gel system for potential water‐shutoff use in high‐temperature reservoirs

Polymer gels have been widely used for water shutoff in mature oil fields. In this paper, polyacrylamide (PAM)–montmorillonite (MMT) nanocomposites (NC) were prepared through in situ intercalative polymerization. Fourier transform infrared spectroscopy and X‐ray diffraction were conducted to characterize the prepared PAM/MMT nanocomposites. The gelation performance of poly(ethylene imine) (PEI) crosslinking PAM/MMT nanocomposite gel system (NC/PEI gel system) was systematically investigated by bottle testing and viscosity measurement methods. The results showed that the gelation performance of the NC/PEI gel system was greatly affected by the total dissolved solids, PAM/MMT nanocomposite concentration, and PEI concentration. The NC/PEI gel system exhibited much better thermal stability and gelation performance than the PAM/PEI gel system at the same conditions. The gelation performance after flowing through porous media of the NC/PEI gel system before injection and that of the subsequently injected gel system was different. The gel strength decreased and the gelation time was delayed after the gel system before injection was flowed through porous media. However, the gel strength of the subsequently injected gel system did not decrease, and only the gelation time was delayed after flowing through porous media. This study suggests that the NC/PEI gel system can be used as a potential water‐shutoff agent in high‐temperature reservoirs. © 2016 Wiley Periodicals, Inc. J. Appl. Polym. Sci. 2016 , 133, 44243.