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油田堵水及水井调剖化学工艺相关文献一．2004年采用水溶液聚合法,以丙烯酸(AA),丙烯酰胺(AM)为反应单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂,并加入聚乙烯醇(PVA),在60℃下以过硫酸铵/亚硫酸氢钠为引发剂制备而成的,并通过正交设计得到了最佳的反应条件:w(交联剂)=0.075%,m(PVA):m(AA)=0.1,中和度(KOH)=90%,w(单体)=40%,n(AM):n(AA)=7:50,w(引发剂)=0.3%;SAR在90℃水中加热24h的吸水量(760mL/g)约为25℃(450mL/g)下吸水量的两倍;AA与PVA发生酯化交联,PVA的羟基酯化率可达23.3%;实验室模拟实验表明:当SAR用量超过人工岩心质量的0.0625%时,SAR堵水率达到95%以上,堵油率则低于4%,SAR的堵水/堵油性能基本满足作为油田调剖剂的要求二．2005年胜利埕岛浅海油田馆陶组油藏(温度70℃,渗透率1.488～8.046μm2,地层水矿化度5.310～8.346g/L),水驱已引起油井陆续水淹,为此研制了题示调堵剂.配液用模拟海水矿化度30.7g/L.所用疏水缔合聚合物NAPs分子量1.092×107,水解度22%,阳离子疏水基摩尔分数0.25%,在海水中0.5小时溶胀,2小时溶解.调堵剂最佳使用配方为(g/L):NAPs7～11;苯酚0.2～5.0;甲醛液15～25;盐热稳定剂0.10～0.15;增强剂1.0;成胶时间可调.在高渗(6.895～8.821μm2)填砂管内注入NAPs浓度8、10g/L的配方调堵剂,在70℃反应72小时后水测突破压力为26.21～36.85MPa/m;在水驱至残余油的两组并联双填砂管内注入0.5PVNAPs浓度10g/L的配方调堵剂,在反向注入组(8.062/1.896μm2)调堵剂完全进入高渗管,在正向注入组(6.720/1.923μm2)98%的调堵剂进入高渗管,成胶后继续水驱时高、低渗管吸水量发生反转,最终采收率在反向注入组分别提高3.3%和28.1%,在正向注入组分别提高5.6%和23.7%.因此题示调堵剂可用于目的油藏的调剖、堵水三．2006年.由34%柔性单体、60%共聚单体、5%增韧剂、1%引发剂合成了微粒型胶状柔性深部液流转向剂SR-3,产品为50%的防黏结水悬浮液.SR-3的密度略大于1g/cm3,可根据注入水密度调节,粒径按油藏大孔道和裂缝确定.四．2009年基础配方:有机硅改性油井水泥(改性水泥)140g+发泡剂AEO-SI4g+水80g。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(0~13MPa)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0.5m、水测渗透率6.2~19.6μm2的填砂管内注入0.3PV改性泡沫水泥浆,固化后封堵率大于98%,突破压力5.7~7.3MPa。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96.5m3,9口井有效,增油降水显著,有效期可超过吞吐周期五．2010年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六．2012年】通过室内实验，研制出了一种绿色交联可动凝胶，用于油藏调剖堵水。凝胶主剂为疏水缔合聚合物，浓度为3000mg／L；交联剂是铝离子与柠檬酸根络合而成的柠檬酸铝，络合反应中铝离子与柠檬酸根的最佳摩尔比为1．5：1，加量为140mg／L；缓凝剂为150mg／L的酒石酸钠；稳定荆为800mg／L的硫脲。该绿色交联可动凝胶强度3．12×10^mPa·s，成胶时间36h，稳定时间可达160d；适合于中低温油藏调剖堵水，抗盐性较好。室内实验表明，绿色交联可动凝胶具有很强的封堵能力和剖面改善能力油藏堵水和调剖的效果在很大程度上取决于冻胶溶液的动态成胶性。本文针对一类聚合物冻胶溶液,分别通过瓶试成胶实验、岩心流动实验和机械旋转剪切实验,研究了岩心中的稀释作用、滞留作用和剪切作用对冻胶溶液成胶性和成胶强度的影响。结果表明,冻胶溶液(3000mg/L聚丙烯酰胺+3%交联剂+3‰助剂)在静态65℃条件下,可以形成中等强度冻胶。冻胶溶液注入到岩心后,在与地层水接触的前缘附近,受地层水稀释、孔隙中滞留和剪切三种因素的综合影响,溶液黏度损失率约95%,不能成胶;向采出液中另加入1.5%交联剂和1.5‰助剂,仍不能成胶。在注入端与冻胶溶液前缘之间,受孔隙中滞留和剪切两种因素的影响,冻胶溶液黏度损失率约70%,另加入1.5%交联剂和1.5‰助剂,可以成胶。在注入端附近,受多孔介质剪切作用的影响,冻胶溶液黏度损失约35%,可以成胶,所形成的冻胶强度降低。地层水稀释和孔隙中的滞留是影响该类冻胶溶液在油藏深部成胶的关键因素。对比无前置保护段塞、前置分子膜段塞和前置聚合物溶液段塞条件下,冻胶溶液在多孔介质中的成胶性发现,前置聚合物段塞可以减少地层水稀释和滞留对冻胶溶液组成的影响,有助于改善其成胶性设计合成了新型丙烯酰胺、双丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酸丁酯四元共聚吸水树脂微球，并进行了微球的粒径及封堵性能研究。性能评价实验表明：合成的树脂微球粒径在微米级，数量大，球度一般；温度越高，微球膨胀速度越快，矿化度越高，微球膨胀速度越慢；温度升高，树脂微球溶液黏度降低，浓度增大，树脂微球溶液黏度增大，在60℃、浓度3000mg／L时微球溶液黏度不大，剪切变稀，注入性好。岩心封堵实验表明，微球对地层有良好的封堵性，封堵率高达（80-90）％，能有效封堵中高渗地层。该树脂微球具有矿场应用价值，建议进一步进行粒径优化及强度优化，以满足现场需求。