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。     

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。     

低矿化水深部封堵体系的室内评价

在低矿化水配制的交联聚合物溶液中,添加实验室自制的交联助剂A能形成稳定的冻胶。配方为4 000 mg/L聚合物+2 200 mg/L交联剂XL+2 000 mg/L交联助剂A的堵剂在油藏温度28℃下形成的冻胶,其复合黏度可以达到2 065 mPa·s。室内评价结果表明,该堵剂体系抗剪切能力强,能满足现场要求。在岩心渗透率为13.8μm2,水驱至压力平稳后,封堵率仍高达98%。该堵剂体系能够实现缓交联,可以进入油藏深部进行封堵。     

适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂的研究

针对常规冻胶堵剂溶解时间长、高温高盐油藏中稳定性差等问题,研制了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂。通过室内静态评价实验,优化了130℃下冻胶堵剂配方:2.0%~3.0%乳液聚合物+0.6%~1.2%交联剂+2.0%~3%稳定剂PE,该堵剂体系30℃下溶解时间20 min左右,成冻时间4~11 h可控,成冻强度级别D~F可调。实验结果表明,该冻胶堵剂在高温(130℃)高盐(矿化度33 351 mg/L,Ca2+、Mg2+离子含量达1 613 mg/L)条件下老化90 d后未脱水,显示出较好的耐温抗盐性能及抗剪切性能。典型冻胶堵剂配方的室内封堵和耐冲刷评价实验表明,优选出的冻胶配方封堵率达到96%以上,封堵效果较好,并且具良好的耐冲刷性能。     

保护储层的碱溶性暂堵剂LZ-1

新型钻井液暂堵剂LZ 1是含有羟基、羧基、羰基等官能团 ,相对分子质量 <6 .0× 10 3 、熔点 >30 0℃、密度1.4 4 g/cm3 ,性脆 ,易加工成要求粒度的碱溶性物质。在 pH≥ 9的碱液中溶解率≥ 6 0 % ,在较低 pH值下不溶于水和水基钻井液。LZ 1粉剂 (粒径 <0 .0 74mm)在碱液中的溶解率随温度升高 (2 0～ 80℃ )而增大 ,随碱 (Na2 CO3 )质量浓度 (0～ 3.0× 10 4mg/L)增加而增大 ,碱液通过加有暂堵剂的两性聚合物钻井液形成的滤饼渗滤时可将暂堵剂溶出。加量 3%的暂堵剂对该钻井液的室温性能和 80℃热滚 16h后的性能无不良影响 ,且有降粘降切作用。加量1%～ 5 %的暂堵剂不影响钻井液中固相粒度分布。与不加暂堵剂的钻井液相比 ,加入 1%～ 5 %暂堵剂的钻井液引起的岩心渗透率损害 ,经 3.0× 10 4mg/LNa2 CO3 溶液浸洗 3.5h后可降低 10 %～ 2 3%。     

高强度乳液冻胶体系的研究与应用

为解决传统冻胶体系现场溶解困难和针对大孔喉的封堵效果差的问题,研究了一种可快速溶解的水溶性 乳液聚合物为主剂的高强度冻胶堵剂体系,并评价了该体系的稳定性和封堵性能。实验结果表明,配方为5000 mg/L HPAM类聚合物乳液主剂+500 mg/L 交联剂+1500 mg/L pH 调节剂乙酸的体系,在60 ℃下可形成黏度为 130 Pa·s 以上的高强度冻胶,该冻胶体系具有良好热稳定性和针对大孔道的封堵能力,对大孔隙和裂缝的封堵率 高达89.36%。此外,通过玻尔兹曼拟合建立了交联剂浓度与交联反应进程间的显函数关系,首次从理论上提出 了一种通过调整交联剂浓度来控制冻胶体系黏度变化的方法。     

HPAM/酚/醛/Al3+交联体系的研究

实验考察了用于深部调剖的地下交联成胶聚合物水溶液体系的组成。所用聚合物HPAM分子量8.25×106,水解度30.2%;用蒸馏水配制溶液;在不同时间(最长45d)测定体系60℃下的粘度。从3种酚和3种醛中选用苯酚+甲醛为交联剂。HPAM/苯酚/甲醛体系(1000+400+400mg/L,pH=7.5)成胶时间为20d,凝胶粘度低,稳定性差。在该体系中加入一种柠檬酸铝盐,在Al3+浓度为50～80mg/L时,体系成胶时间15d,最高粘度达1.0×105mPa·s,可稳定存在20d以上。加入AlCl3的该体系不能成胶。选定HPAM/苯酚/甲醛/柠檬酸铝盐体系的组成(mg/L)为800+400+400+50(以Al3+计),考察影响因素,发现该体系的适用温度在60℃左右,适用pH值范围在7.0～7.5,矿化度6390mg/L的环境下成胶性能大体不变。表6参3。     

一种低温铬冻胶堵剂的研制

针对温度低于50℃的砂岩油藏的调剖堵水,在室内研制了一种聚合物/有机铬冻胶堵剂.该堵剂以超高分子量(2.4×107)部分水解聚丙烯酰胺为主剂,以三氯化铬/醋酸钠体系为交联剂,在30-50℃温度下能形成高强度的冻胶.室内配方研究结果如下HPAM用量800-2500mg/L,三氯化铬、醋酸钠摩尔比4-2,有机铬催化剂用量300-500mg/L,配制水矿化度(NaCl含量)≤20000mg/L;pH值5-9;成胶时间5h-7d,可调;形成的冻胶粘度＞50000mPa*s;稳定性大于180d.     

用化学方法改进稠油开采效果的技术

胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高 ,6 5℃ (地层温度 )下 2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下 6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。在室内实验中 ,体积比 7∶3的原油与含SB 2 1.4× 10 4～ 3.0× 10 4mg/L ,矿化度 1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液 ,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度 <1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量 2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在 6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～ 2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度 70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % ,该井生产稳定     

胜坨油田污水水质对聚丙烯酰胺凝胶堵剂成胶的影响

实验考察了胜坨油田污水的pH值、矿化度、机械杂质以及油含量等因素对聚丙烯酰胺(PAM)凝胶堵剂成胶的影响,得到了最佳成胶条件。当污水pH值为5~7,Ca2+浓度为2 000~3 000 mg/L,Mg2+浓度为2 500~4 000 mg/L,Na+浓度为10 000~30 000 mg/L时,PAM堵剂的成胶效果最好。污水中机械杂质含量变化对PAM堵剂成胶影响显著,但油含量变化对成胶影响较小。     

射频原油含水分析仪在大港油田的应用

单井原油含水率是制订油田开发生产方案的地质基础数据之一。多年来，不少单位与油田合作，先后研制出电容法、放射性法、微波法、比重法等多种原理的在线原油含水率测量仪表，并都先后在大港油田试用过，但均未满足原油含水率的测试要求。主要难点在于仪表全年在线连续工作，环境与介质温度变化大，仪表的稳定性过不了关；被测介质含量复杂，特别遇到高含水原油，出现“水包油”、“油包水”的过渡状态，某些仪表的准确度就更难保证了。为了解决这一问题，从1986年6月开始与中国计量科学研究院合作，精心设计研制射频原油含水分析仪，不断提高仪表的适用性、稳定性和准确性，并已成功地用于单井计量站、分队分矿计量站和厂级交油计量站，取得了明显的社会经济效益。     

中原油田污水处理系统水质达标治理技术

中原油田污水处理水质达标综合治理方案实施后,可实现处理后水质全面,稳定达标,提高原油注采率,避免堵塞层。采用污水处理新工艺,新设备后,运行费用低,自动化程度高,节能效果好,处理效果工提高,且工艺先进,管理方便。加药自动化的实现,可准确控制加药量、稳定净化水质,有效减缓系统腐蚀和结垢,延长洗井周期,注水水性能得长底改善。系统治理实施后,回水质各项指标全部达到及部分指标超过部颁中、低渗油层注水水质指标     

RD-1反相破乳剂的研制与应用

ＲＤ－１反相破乳剂的主要成份为改性环乙环丙阳离子聚醚,同时辅以必要的助剂。渗透、破坏、絮凝、聚结作用和电荷中和作用相互促进、相互结合,使 ＲＤ－１反相破乳剂能快速、高效地同时破除Ｗ／Ｏ、Ｏ／Ｗ或复杂的圈套式乳状液。合成的ＲＤ—１反相破乳剂,外观为棕黄色至综红色均匀液体,产品易溶于水,其１％的水溶液静置３０ｄ无变化。 ＲＤ—１反相破乳剂对乳化原油脱水效率高,油水分高效果好,脱后油净水清,既可用于原油乳状液脱水,又可用于污水除油。     

塔中4油田砂土电阻率变化规律的研究

研制了交流电阻池及直流高阻测定仪 ,并制备了相应的探头来测试极高的砂土电阻率。试验测试采用的砂土及地下水取自塔中 4油田中心地带 ,砾石杂质取自戈壁地区。利用已经知道其电阻值的KCl标准溶液来标定电阻池及电阻探头的系数 ,然后根据测定值及系数来计算未知的砂土体系的电阻值。虽然干砂土等高电阻体系电阻率测定本身误差较大 ,但是 ,采用了交流与直流两种方法进行校正 ,取其平均值 ,其误差是比较小的。研究给出了砂土的含水量、杂质(戈壁砾石 )含量及密实度都影响电阻率 ,其中以含水量的影响最大 (特别是当地的含盐地下水 ) ,杂质 (含盐砾石 )含量次之 ,密实度的影响则相对较小。该研究结论可直接应用于工程设计。     

马岭油田注水系统地面工艺调整改造效果

马岭油田投入注水开发已经20多年。随着油田开发形势的变化和油田综合调整步伐的加快，注水系统地面工艺方面暴露的矛盾日益突出，如设备注水能力满足不了地质配注需要，注水效率低，水质不达标等主要问题。1994～1995年对该系统进行了调整改造。对井站布局进行调整并完善水处理工艺，对注水设备进行改造等措施见到了显著效果，为低渗透油田的稳产、节能降耗和提高效益起到了重要作用。     

桩基础类型及在大庆地区的应用

从大庆地区建筑环境的实际情况出发，根据工程实践中的大量资料数据，进行了归纳、分析，认为大庆地区应用与发展桩基础具有广阔前景。     

减小水矿化度对测量原油含水率的影响

用电容敏感探头感知原油含水率并把它转换为电压量输出,由于极板门泄漏电阻与水的矿化度有关,导致水矿化度对测量原油含水率有较大影响。在高含水区,其影响引起的相对误差超过１８％。因地层水矿化度的随机性,所以必须把水矿化度的影响控制在一定范围（５％）内.分析水矿化度影响的机理,提出采用双层介质套等方法来减小水矿化度对测量原油含水率的影响。     

油田野外饮用水装置的研制与应用

油田一线井队职工的饮水净化一直是一个问题。对江淮流域的水质进行了调查，在水质调查的基础上，研制出适合井队的装置即钻井野外饮用水装置。该装置在水质深度处理方面采用了美国最新净化技术即派斯净水系统，来取代国内外常用的ＲＯ膜反渗透技术。研制出的钻井野外饮用水装置经井队近１年的使用证明，装置结构合理，性能可靠，运行费用低。     

国外油田处理采出水的精细过滤装置

对油田采出水进行深度处理，是为防止水中机杂质堵塞地层，这是低渗透油田采出水回注的关键。而水质深度处理主要依靠精细滤芯过滤器来实现。本文通过对国外新开发的处理采出水的精细过滤装置的调研，着重介绍了陶瓷膜滤器、金属网滤器、膨胀床纤维滤器、聚酰胺滤芯过滤器、针形聚酯纤维精细滤芯过滤器和双层滤芯过滤器。这几种过滤器构思新颖、设计先进、选用范围宽，且代表着90年代初期的国际先进水平。     

水源工程中PLC控制系统结构化软件设计

结合水源工程中滤池反冲洗过程的工艺流程及要求，介绍了ＰＬＣ控制系统的应用方法，本文从硬件结构及应用软件的设计等方面进行了讨论，并给出盯应的应用实例，实际运行表明，采用ＰＬＣ控制，可提高生产过程的安全可靠性。