油田化学
油田化學
유전화학
OILFIELD CHEMISTRY
2005年
4期
358-361,343
,共5页
李宏岭%侯吉瑞%岳湘安%杨升峰%曹建宝
李宏嶺%侯吉瑞%嶽湘安%楊升峰%曹建寶
리굉령%후길서%악상안%양승봉%조건보
调剖堵水剂%淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶%地下成胶%封堵特性%运移性能%高渗透层%吉林油田
調剖堵水劑%澱粉接枝聚丙烯酰胺交聯凝膠%地下成膠%封堵特性%運移性能%高滲透層%吉林油田
조부도수제%정분접지취병희선알교련응효%지하성효%봉도특성%운이성능%고삼투층%길림유전
题示调堵剂由4.1%淀粉、4.1%AM、0.16%引发剂、0.04%交联剂组成,用吉林油田采出水(矿化度5.15 g/L)配制,30℃成胶时间17小时,成胶强度(通过面积28.3 cm2的两层20目筛网所需驱动压力)为0.85~0.95 MPa,加入0.02%~0.20%缓聚剂可使成胶时间延至25~90小时.可用不同油藏采出水(矿化度4.47~263 g/L)配制,在各该油藏温度下(40~120℃)成胶.在30 m长40~60目含粘土约30%的露头砂填充管中注入9.5 m长调堵剂,沿程压力表明该调堵剂运移性能良好;入口处表观粘度计算值为0.05 Pa·s,8.16 m处下降至0.04 Pa·s;成胶后入口注水压力达60 MPa时,5.50 m及以下压力降至零.在2 m长、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量注入调堵剂,流出后的成胶率≥90%.在渗透率0.199~23.7μm2的4支1 m长填砂管注入0.3 PV调堵剂,成胶后注水突破压力梯度(7.8~8.4 MPa/m)、水驱至9 PV时的残余阻力系数(30~2850)及封堵率(96.7%~99.7%)均随原始渗透率增大而增大.0.3 m长2组高低渗填砂管并联,注入0.35 PV调堵剂时的分流率比与渗透率级差成正比,成胶后注水分流率发生反转.图3表5参6.
題示調堵劑由4.1%澱粉、4.1%AM、0.16%引髮劑、0.04%交聯劑組成,用吉林油田採齣水(礦化度5.15 g/L)配製,30℃成膠時間17小時,成膠彊度(通過麵積28.3 cm2的兩層20目篩網所需驅動壓力)為0.85~0.95 MPa,加入0.02%~0.20%緩聚劑可使成膠時間延至25~90小時.可用不同油藏採齣水(礦化度4.47~263 g/L)配製,在各該油藏溫度下(40~120℃)成膠.在30 m長40~60目含粘土約30%的露頭砂填充管中註入9.5 m長調堵劑,沿程壓力錶明該調堵劑運移性能良好;入口處錶觀粘度計算值為0.05 Pa·s,8.16 m處下降至0.04 Pa·s;成膠後入口註水壓力達60 MPa時,5.50 m及以下壓力降至零.在2 m長、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量註入調堵劑,流齣後的成膠率≥90%.在滲透率0.199~23.7μm2的4支1 m長填砂管註入0.3 PV調堵劑,成膠後註水突破壓力梯度(7.8~8.4 MPa/m)、水驅至9 PV時的殘餘阻力繫數(30~2850)及封堵率(96.7%~99.7%)均隨原始滲透率增大而增大.0.3 m長2組高低滲填砂管併聯,註入0.35 PV調堵劑時的分流率比與滲透率級差成正比,成膠後註水分流率髮生反轉.圖3錶5參6.
제시조도제유4.1%정분、4.1%AM、0.16%인발제、0.04%교련제조성,용길림유전채출수(광화도5.15 g/L)배제,30℃성효시간17소시,성효강도(통과면적28.3 cm2적량층20목사망소수구동압력)위0.85~0.95 MPa,가입0.02%~0.20%완취제가사성효시간연지25~90소시.가용불동유장채출수(광화도4.47~263 g/L)배제,재각해유장온도하(40~120℃)성효.재30 m장40~60목함점토약30%적로두사전충관중주입9.5 m장조도제,연정압력표명해조도제운이성능량호;입구처표관점도계산치위0.05 Pa·s,8.16 m처하강지0.04 Pa·s;성효후입구주수압력체60 MPa시,5.50 m급이하압력강지령.재2 m장、K=9.78 μm2전사관중이불동류량주입조도제,류출후적성효솔≥90%.재삼투솔0.199~23.7μm2적4지1 m장전사관주입0.3 PV조도제,성효후주수돌파압력제도(7.8~8.4 MPa/m)、수구지9 PV시적잔여조력계수(30~2850)급봉도솔(96.7%~99.7%)균수원시삼투솔증대이증대.0.3 m장2조고저삼전사관병련,주입0.35 PV조도제시적분류솔비여삼투솔급차성정비,성효후주수분류솔발생반전.도3표5삼6.