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延迟硅酸凝胶堵剂研究 被引量：21
1
作者 路群祥 刘志勤 +1 位作者 贾丽云 余倩 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2004年第1期33-35,共3页
用模数2.8～3.2、含量40%的硅酸钠(工业水玻璃)、一种活化剂(HHJ)和2种延迟活化剂(YHJ 1和YHJ 2)在清水中配成了可延迟胶凝的硅酸溶液,根据初凝时间和凝胶相对强度(用加荷圆锥沉入法估测)评价其胶凝性能。由3.0%水玻璃、0.1%HHJ、3.0%YH... 用模数2.8～3.2、含量40%的硅酸钠(工业水玻璃)、一种活化剂(HHJ)和2种延迟活化剂(YHJ 1和YHJ 2)在清水中配成了可延迟胶凝的硅酸溶液,根据初凝时间和凝胶相对强度(用加荷圆锥沉入法估测)评价其胶凝性能。由3.0%水玻璃、0.1%HHJ、3.0%YHJ 1和0.3%YJH 2组成的基本配方溶胶溶液的初凝时间,60℃下为15d,80℃下为94h,110℃下为6.5h。对基本配方作适当调整,在不同温度下考察了组分用量的影响,得到以下结果:水玻璃最低必需量为2.0%;胶凝温度低时可加大HHJ用量;在高温(90℃)下加大YHJ 1用量,低温(40℃)下加大YHJ 2用量,均可导致初凝时间缩短。在初始水测渗透率1.97～2.63μm2的3支洗油砂填充管中注入实验配方溶胶并在90～95℃胶凝,水测渗透率降至0.164—0.263μm3,堵塞率为90.0%～91.7%,突破压力为1.0～1.5MPa/m。表7参4。 展开更多
关键词 硅酸凝胶 调剖堵水剂 单液法 活化剂 硅酸钠 硅酸溶液 相对强度 堵塞率
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高温低渗裂缝油藏用调剖剂及其应用 被引量：11
2
作者 路群祥 姚奕明 +2 位作者 赵文民 余倩 潘忠 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2006年第1期46-49,共4页
针对新疆宝浪油田砂岩油藏高温（90～110℃）、低孔（1．37％～17．4％）、低渗（O．020-0．266μm^2）及裂缝发育的特点，研制了由0．6％～O．8％AM／AN共聚物PMN，0．3％～0．6％两种有机和一种无机物复合交联剂及0.1％～0．2％酸度... 针对新疆宝浪油田砂岩油藏高温（90～110℃）、低孔（1．37％～17．4％）、低渗（O．020-0．266μm^2）及裂缝发育的特点，研制了由0．6％～O．8％AM／AN共聚物PMN，0．3％～0．6％两种有机和一种无机物复合交联剂及0.1％～0．2％酸度调节／交联剂柠檬酸组成的水基凝胶调剖剂。该剂成胶时间4～60小时可调，储能模量≥10Pa，决定于各组分用量和成胶温度。0.5％PMN＋0．54％交联剂＋0.1％柠檬酸配方调剖剂在105℃放置12个月后，储能模量下降小于32％；在孔隙度31％-45％、渗透率2．6-5．5μm^2的岩心砂填充管中于90-95℃充分成胶后，封堵率〉90％。2003年宝浪油田两口注水井用该剂调剖后，注水压力上升2～3MPa，吸水剖面改善，有4口对应油井大幅度增油。图11表3参4。 展开更多
关键词 调剖剂 交联聚合物水基凝胶 地下成胶 丙烯酰胺共聚物 配方研究 耐高温性 裂缝性砂岩油藏 吸水剖面调整 新疆宝浪油田
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聚合物驱后油藏新型菌株的构建及评价 被引量：1
3
作者 郝春雷 彭元东 +3 位作者 赵阳 常国栋 先花 刘永建 《大庆石油地质与开发》 CAS CSCD 北大核心 2012年第4期125-129,共5页
为解决聚驱后油藏采收率难以提高的问题，利用原生质体融合技术构建一株能降解聚合物并降低原油黏度的新型菌株，命名为CZ-7。该菌株在45℃、pH为7．0条件下，在聚合物原油培养基中培养7d，可使聚合物相对分子质量从18×10^6降至0．... 为解决聚驱后油藏采收率难以提高的问题，利用原生质体融合技术构建一株能降解聚合物并降低原油黏度的新型菌株，命名为CZ-7。该菌株在45℃、pH为7．0条件下，在聚合物原油培养基中培养7d，可使聚合物相对分子质量从18×10^6降至0．6×10^6，溶液表面张力由62．7mN／m降至29．3mN／m，原油黏度由65．4mPa·s降至40．3mPa·S，而且活性整体上要超过两亲本菌株组成的复合体系。岩心实验表明，聚合物驱后继续使用CZ-7驱油，可显著降低注入压力，采收率可再提高5．7％，明显高于其亲本菌株的效果；能使多孔介质中残留的聚合物部分排出．减少滞留聚合物对名孔介质的伤害。 展开更多
关键词 聚合物驱后油藏 菌株 原生质体融合 采收率 多孔介质
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低渗透油气藏用防水锁剂体系的制备与性能评价 被引量：13
4
作者 安一梅 李丽华 +3 位作者 赵凯强 孙中伟 马诚 赵华 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2021年第1期19-23,33,共6页
为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对... 为改善低渗透油气藏水锁损害,以多元醇和脂肪酸为主要原料制备非离子型表面活性剂,将其与分散剂和稳定剂混合制得防水锁剂体系。通过红外光谱对表面活性剂的结构进行了表征,研究了防锁水剂体系水溶液的粒径分布,表面张力、热稳定性及对页岩岩心接触角的影响。结果表明,表面活性剂产物的热分解温度为218℃,在清水中的分散达到微-纳米级别。80℃下防锁水剂体系水溶液的表面张力可降至19.68 mN/m,临界胶束浓度为80 mg/L,表现出良好的抗盐性能。页岩岩心在常温常压下浸泡于防水锁剂体系水溶液中4 h后,清水在岩心表面的接触角从46.1°增至80°数130°;防水锁剂体系经过120℃老化8 h后,清水在岩心表面的接触角仍可达103.9°。防锁水剂体系抗高温、抗盐、防水锁性能良好,可用于改善低渗透油气藏水锁损害。 展开更多
关键词 低渗透油气藏 防水锁剂 非离子型表面活性剂 表面张力 接触角
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