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化学堵水堵气技术概述
化学堵水堵气技术概述
摘要
许多化学方法可以用来解决目前油田生产过程中过多的产水和产气问题。
这些化学方法大多数都是很复杂的。
一个仅仅有普通的化学知识背景的石油工程师是很难达到一种能让他/她选择出合适的化学方法来解决问题的水平。
在这篇文章中,我们提供了目前所有的可用的化学堵水堵气(WGSO)方法的概述。
单体系统,聚合物凝胶,相对渗透率改性聚合物,无机凝胶,塑料等等,都是常用的化学堵剂。
不太常用的选择包括粘性流体,选择性矿物沉淀堵剂和其他注入型材料。
本文对这些堵剂的优缺点进行了详细的讨论。
简介
在整个油井生产周期内封堵不需要的流体是非常必要的。
钻机要堵塞任何丢失的流通区,生产工程师想要封堵在生产区域产生的不需要的流体使这些流体流到相邻的区域,而且油井的拥有者想要在油井的经济利用期的末尾封堵并且废弃任何一个耗尽的油井。
然而,生产工程师的需要是从一个简单的堵漏操作到一个更复杂的选择性封堵不需要的相态的范围。
任何一项技术的成功选择和实施都是为了达到此项工程的目标要求。
因此,需要一个可供选择的方案,透彻的了解他们的工作机制,优点和缺点,是非常重要的。
这项工作对于熟练掌握化学堵水堵气(WSGO)技术的石油工程师来说是一种尝试。
WSGO解决方法
有许多可用的堵水堵气选择,而且这些方法正在作为一种技术的发展取得进步。
对于一个石油工程师完成堵水堵气来说,最大的挑战就是了解为什么出水/气,在哪里出水/气,这些不需要的水和气是怎样产生的,解决这些问题的方法是什么,这些方法的机理是什么,以及这些方法的优点和缺点,这些方法的作用能力和局限性,充分了解了以上的问题后则有助于工程师选择正确有效的方法来解决目前的问题。
当前和新兴的封堵水/气的技术一般有以下几种类型:
a)机械方法
机械密封/用机械或者水泥隔离
通过绘制降低曲线锥进控制
合作生产及井下分离
水和油同时生产锥进缓解
井下分离及处置
b)化学方法
c)微生物方法
选择化学方法的原因
裂缝模型和细小缝隙
机械封堵方法像油管修补,套管修补,桥塞,跨越打包机,水泥挤压可以提供良好的硬件和近井大开口的密封。
不过,在有些情况下,它是理想的实现矩阵或小裂缝穿透密封材料。
具体的例子包括有:
(a)细小的水泥渠道/裂缝(b)自然裂缝(c)通过矩阵的垂直锥。
而水泥挤压并不能解决这些问题。
选择性减少不必要的两相渗流
如果高渗流区域没有切向流动而受到伤害,那么这些区域就需要封堵从而使得油相能够通过。
在这些情况下,油层就需要机械隔离或再穿孔,这是一个成本很高的施工。
此外,相对渗透率调剖剂能够在没有横向封堵的情况下泵入地层,从而使得减小水相的渗透率大大高于减小油相的渗透率。
对于径向流的应用(明显破碎的井),这种方法需要凝胶与岩石接触至少为其改变油相渗透率的一半以上。
否则,原油的生产损失一般都是无法接受的。
不幸的是,在可预见的或可控的方式下,市售的凝胶已经不能满足这一要求。
接下来的在更深处射孔(防止水泥浆扩孔)。
有时,在一个耗尽区耗尽之前必须加入穿孔用来密封。
其中一种方法就是使用水泥浆挤压,然后钻穿水泥硬化区域才达到目标区域。
然而,这种方法是很昂贵的,也可以使用化学的方法来封堵这些区域。
化学方法在大多数情况下可以在一个相对较低的成本下清洗井筒。
储层的一致性
在储层流体中,有时候控制其流动或者封堵高渗透流动路径是有益处的,而这些都需要化学的方法。
化学方法简介
化学方法的分类主要是通过使用的化学产品的类型或者由他们的功能来分类。
对于一个拥有普通化学背景的石油工程师来说,详细的了解各种化学品是非常有必要的。
因此,用化学品的功能对其进行系统的分类,这对人们深入了解化学品之前是非常有帮助的。
化学堵水/堵气方法:
1.无机凝胶
2.树脂
3.单体系统
4.聚合物凝胶
密封型
交联的刚性聚合物凝胶
交联的流动的聚合物凝胶
选择性调剖剂
流动凝胶(交联的)
5.非凝胶聚合物/粘性体系
相对渗透率调剖剂
6.生物聚合物
7.粘性流体(包括聚合物)
8.选择性封堵水淹区
9.其他灌浆材料
根据功能对化学品进行分类
a)密封胶(临时或长期持久/耐用)
b)相对渗透率调剖剂(液体)
c)弱封胶相对渗透率调剖剂
d)流动控制或化学驱体系(粘性/泡沫,选择性堵剂)
1.无机凝胶
无机凝胶在20世纪20年代被发现,已经被用来封堵底层漏失,用于底层挤压和加固地层薄弱区域。
无机凝胶体系就是使用简单的亲水的无机化学品。
这些亲水的凝胶体系能够很容易的注入到地层中的缝隙中。
大多数凝胶都是具有内部活性的。
这些凝胶的粘性有助于暂停固体。
往往,硅酸盐水泥,这有助于向上举升凝胶。
同时,还和注入的硅酸盐水溶液被酸液冲刷后的顺序喷射体系的保留效率有关。
充分反应的硅酸盐溶液在水流中有个很低但是很重要的溶解度。
如果没有完全停止水流,水会慢慢浸出固化材料。
这是为什么治疗通常是由水泥挤压的另一个原因。
讨论以下一些市售的硅酸盐制品
1.哈里伯顿公司的产品
InjectrolG,对于砂岩或石灰岩地层;采用了固体催化剂;pH在8.5到9.5范围内;在处理前和处理后需要清水填充;在井底温度250°F下可以使用,是该公司使用最广泛的硅酸盐型灌浆。
InjectrolH,在井底温度高达325°F下仍可以使用的耐高温材料,但是也是最昂贵的一种。
InjectrolL,这是主要用于石灰岩和莱姆砂岩,使用自催化剂在pH值在8.5至9.5之间混合;能够使用于井底温度范围在60°F到200°F之间,但是通常使用时候需要高强度的凝胶。
Anjel&Angard,能适应较低的温度
2.道威尔公司产品
Zonelock,一种用于砂岩的酸催化体系。
聚合物能够补充气封堵强度。
Permablok,内部固化的硅酸盐体系;可用于温度高达270°F。
3.BJ公司产品
SilijelV,是一种用脲醛激活的硅酸盐体系
外部催化的硅酸盐
一些硅酸盐产品是由外部催化得到的。
只要这种产品与盐水相接触就能与之反应形成很坚硬的凝胶从而堵塞孔道。
如果水是淡水,氯化钙溶液或海水注入前用聚合物将其与淡水隔开。
由于它是外部催化,基质入侵的深度仅仅是局限于近井地带。
哈里伯顿公司做过实验来证明。
优点和缺点
此外,硅酸盐体系的优点和缺点的初步探讨,外部催化系统有一些额外的缺点。
因为他们是外部催化,基质入侵深度是有限的。
也缺乏形成凝胶时间的控制,而这个过程是非常迅速的。
非硅酸盐无机凝胶
为了克服硅酸盐快速成胶的相关问题,可以尝试使用铝。
其中一个例子就是道威尔延迟凝胶体系(DGS)。
它包括部分水解的氯化铝沉淀形成凝胶,当激活到反应温度和提高体系的pH值达到一定值时候。
凝胶结构是由铝和氢氧根离子相互连接而形成无定形结构,是不规则三维渗透网络。
这个系统是相当宽阔的地下环境,除了它可以破坏的二价阴离子,如硫酸盐和碳酸盐。
优点:
(a)成胶温度可以控制最高达到300℉/148℃(道威尔公司称)。
(b)对混合水的盐度不敏感,同时也不受高价阳离子的影响。
(c)在泵送过程中水膜和固体可以自由流动。
(d)酸液流动时可以形成新鲜的酸液。
(e)内部激活并在其注入的地方产生一个渗透率相同的屏障。
(f)凝胶一旦形成以后可以降低渗透率达到97%以上(道威尔公司称)。
缺点:
(a)可以稳定通过的二价阴离子,如硫酸盐和碳酸盐。
(b)随着时间而稳定性降低。
(c)渗透率阻挡并不是100%。
2.树脂/弹性体
热固性树脂和弹性体也能够应用于油田堵水堵气施工。
他们有足够大的强度来密封裂缝,孔洞,渠道和穿孔。
同一类型的热固性树脂用于砂固结,但在低浓度的情况下,常常使用的是树脂,酚醛树脂,环氧树脂和糠醇树脂。
酚醛树脂是一种热固性树脂。
这些树脂在运送到油田之前就制备好或者的已经部分反应好,但是在室温条件下贮藏两个月,如果是冷藏则应无限期贮藏。
催化剂应在泵送之前加入,因为液体塑料在井筒温度下反应。
该催化剂可以是酸性或者中心的,这取决于使用的酚醛树脂。
井底温度和泵送时间必须是已知的,以防止聚合反应发生过快或者在泵入之后放置过久。
一旦酚充分反应后,它就具有很大的强度和惰性,只有一个强碱会攻击它。
如果在有必要的情况下使用外加的力,例如填充通道或者穿孔,在泵送之前添加砂或石英粉到塑料中。
热稳定的酚醛树脂固化后约400华氏度到450华氏度。
环氧树脂是一种热固性树脂,通常用作粘合剂和电子元件灌封。
它比酚或糠醇树脂具有更大的强度,但更昂贵。
几种类型的固化剂在泵送之前可以添加到液体环氧树脂的表面。
这些环氧树脂可以和固化剂反应使其聚合成一个坚硬的,惰性塑料。
环氧树脂的使用取决于固化剂的类型。
通常,环氧树脂是环氧氯丙烷和双酚A在常用的固化剂作用下的产物。
环氧树脂通常用反应溶剂稀释,例如乙二醇单丁醚,是一种在石油领域了解更多的互溶剂。
糠醇本身通常并不被认为是一种聚合树脂,尽管有许多商业的呋喃树脂是以和它类似的化学品为基础制得。
糠醇用作酚醛树脂和呋喃树脂的反应溶剂。
这种混合的聚合物具有热固性,单强度很小,在酸性条件下非常脆。
由于其与酸反应的速度很快,早期尝试使用糠醇用于堵水施工时遇到了很大的困难。
在高温和大气压条件下反应非常迅速,而且这个反应也是非常难以控制的。
催化控制系统控制WGSO施工时使用三氯甲苯和吡啶用糠醇作为溶剂相对比较便宜。
由于糠醇是现成的且价格比较便宜,对于注入地层要用大量的堵剂时候,这个系统是一个可行的选择。
一旦反应开始进行,材料是惰性的且具有足够大的强度来抵抗运动的流体通过毛孔。
如果需要外加力来封堵裂缝、孔洞、渠道和穿孔,那么就可以填充砂或者石英粉。
它具有比酚醛树脂和环氧树脂更高的热稳定性,据报道称能够在600华氏度的干蒸汽条件下保证稳定。
实例
BJ公司生产了一种名为SafMarkⅢ的产品,这是一种丁苯胶乳,使用盐水来激活。
最终产品是溶解性很低,耐酸,并声称承受高达350华氏度的高温。
SAFMKⅡ(BJ公司产品),这是一种选择性堵剂,是用酚醛树脂和盐水接触后激活的产品。
盐水中的含盐量是树脂形成沉淀,从而堵塞缝隙。
在可以被用来作为分流或者堵水使用。
据称,能够承受高达300华氏度的高温。
Direxit,Exxon公司的产品,是一种有酚醛树脂构成的刚性凝胶网状结构。
由于它本身很低的粘度(小于5个厘泊),能够在在较深的裂缝中使用。
它的设定时间是可以调整的,而且可以承受300华氏度的高温。
优点
它们可以注入到空隙中,并且有足够大的强度来封堵孔隙,裂缝,孔道,渠道和穿孔中的流体流动。
它们在大多井下条件都是惰性的,不与其他物质反应,如果能够注入到要求的位置,就能够完整而且长期密封通道。
缺点
这些树脂通常都是很昂贵的。
因此其使用通常仅限于在第一井筒。
分隔区域通常需要选择性施工。
在固化前,这种塑料对水,表面活性剂,酸和碱是非常敏感度。
而且使用危险化学品必须要严格遵守安全规定。
3.单体系统
各种各样的单体(丙烯酰胺,丙烯酸)为基础的系统都可以用作化学堵水堵气技术。
这些材料是放在低粘度的单体溶液中,单体聚合后形成凝胶强度的高或者低则取决于产物和它的用途。
一些可以在温度高达200华氏度的地层中使用。
由于其粘度很低,理论上,可以在更深的地层裂缝中使用。
然而在实际应用中,凝胶控制是一个问题。
由于自由基引发聚合反应一旦开始就非常迅速。
在油田应用中,自由基引发的聚合反应是一个潜在的污染。
因此,应该避免过早发生聚合反应防止污染。
丙烯酰胺
一些早期使用丙烯酰胺(AM)的单体系统。
阻止过早的交联是通过加入缓凝剂(如氰化钾)。
然而,由于丙烯酰胺是一种神经类毒素和致癌物质,它在油田化学堵水堵气方面已经停止使用。
丙烯酸酯为基础的聚合物衍生物
哈里伯顿公司生产的产品Permseal,是一种以丙烯酸酯为基础以温度引发的单体系统。
Permseal使用偶蛋类化合物进行热分解,形成自由基,引发单体进行本体聚合。
而通过控制温度来延迟自由基聚合能够解决过快聚合物的问题。
优点
据该公司称其产品优点有,
(1)其反应生成水溶性液体;
(2)溶于水(3)不使用重金属交联剂(4)它的稳定温度高达275华氏度/300华氏度,在275华氏度下可以稳定两年,在300华氏度下可以温度存在一年;(5)可以作为亲水性流体在150华氏度下控制凝胶时间,在高温油藏和海水泵送之前能够冷却相邻的油井;(6)所形成的凝胶具有很大的强度,据称其能够降低渗透率最高达到99%。
缺点
非常昂贵;低浓度的系统,微溶于水,并且凝胶强度较低。
原位有机交联单体系统
哈里伯顿公司的产品k-Trol是一种原位聚合,有机交联处理的系统(非离子型聚合物凝胶),这种产品能够耐低pH和高矿化度环境。
k-Trol是在地面使用低粘度的丙烯酰胺单体,能够注入井中,并且在地层中形成凝胶。
它包括有机交联剂,一旦开始交联就形成了聚合物凝胶。
它主要用于注水调剖。
在聚合反应发生后,聚合物溶液粘度范围可能从10000到1000000厘泊。
优点:
(1)形成水膜,因此可以在深部缝隙进行封堵;
(2)由于形成的是非离子聚合物,所以能够在低pH的环境下使用;(3)原位刚性凝胶生产可以应用于密封地层。
缺点:
容易污染,因为它是一个激活启动,可以快速交联形成凝胶。
这也是个昂贵的系统。
仅仅被报道能够在低温环境下使用。
4.聚合物凝胶
聚合物大分子,是由很多重复单元结合在一起。
分子量最高可达到几百万。
而聚合物分子的实际大小范围从亚微米到微米范围。
自从上世纪70年代被首次应用后,现在越来越多的有机聚合物凝胶系统被用来发展油田堵水堵气技术。
聚合物凝胶体系用两种化合物混合,一种是高分子聚合物,另一种是化学物质被称为交联剂。
在一些触发条件下,交联剂分子开始将两条聚合物分子通过化学键的作用连接在一起。
结果就是形成一个三维的相互交联的聚合物分子,交联的结果是聚合物分子不再具表现得像流体一样,最终形成一种刚性的,稳定的凝胶。
聚合物凝胶可以是天然的或人工合成生产的。
交联剂可以是金属离子或金属络合物或螯合离子键,或有机分子,共价键。
在石油工业中常用的最重要的和有前途的有机聚合物凝胶,可分类如下:
聚丙烯酰胺(人工合成的)、共聚物(人工合成的)、生物聚合物。
交联剂的种类分为以下两种:
金属离子、有机交联剂。
金属离子交联剂有:
铝离子,六价铬离子,三价铬离子,锆离子,钛离子,硼离子等等。
有机交联剂有的实例
酚类物质:
苯酚,对苯二酚,间苯二酚,乙酸苯酯,水杨醇,醛糠醇等:
甲醛,甲醛,乌洛托品(乌洛托品)等。
凝胶(三维)聚合物可以规定为可以流动凝胶和刚性凝胶。
这取决于加入的聚合物的混合物。
聚丙烯酰胺凝胶
交联的聚丙烯酰胺溶液提供了更好的物理性质(粘度、凝胶强度)促进了在孔隙或裂缝中进行物理封堵。
这种凝胶在纯净状态下是电中性(非离子),能够去除任何通过离子键交联的影响。
然而,当溶液中加入少量的碱时,如氢氧化钠,或者在高温条件下,一些酰胺集团转化成羧基。
这些凝胶每个都带有一个负电荷。
酰胺基团转化为羧基的比例就是所谓的水解度(DH),通常在0到60%的范围内。
在这种形式下,称为部分水解的聚丙烯酰胺(PHPAM),并且在产生的羧基带有的负电荷的情况下使得交联变得更加容易。
用于聚丙烯酰胺交联反应的交联剂有两种,金属离子和有机交联剂。
高效的金属交联剂有三价金属离子,如铝,铬等。
这些在溶液中作为简单的无机离子或者可溶性化合物中的三价离子与小的无机或有机集团就称为配体。
使用有机交联剂代替金属离子生产的凝胶能够使用高温高盐的地层环境,能够更灵活的设置成胶时间(延迟交联)。
铝离子交联剂很少使用,因为再交联反应不能控制或延迟。
铬是更好的选择,因为反应分为俩个部分发生。
在第一步中,铬为三价离子,延迟了交联时间。
但是,成胶的时间不够长,当个阶段的处理也导致凝胶在地层裂缝中混合不充分。
同时,六价铬离子对硫化氢(还原剂)非常活泼,六价铬离子也是公认的有毒和致癌物质。
三价铬离子交联剂。
在80年代中期,Marathon石油公司提出了一个可控性更高的铬体系。
三价铬被二甲酸,乙酸亚铬包裹成一个复杂的结构。
乙酸集团具有和部分水解聚丙烯酰胺非常相似的羧基。
因此,三价铬离子被吸引到乙酸配体的过程和羧基对部分水解聚丙烯酰胺聚合物复杂程度相似。
这就能延缓整个交联的过程,最终能够控制凝胶时间。
Marathon公司控制凝胶产品的都称为MARA-SEAL和MATCIT。
据称该产品的pH的不敏感值是从2.5到12.5,相对不敏感的离子和硫化氢和二氧化碳形成流体。
它可以产生不同强度和不同成胶时间的凝胶,并且交联温度在124摄氏度。
MARCIT系统采用部分水解聚丙烯酰胺,这种聚合物分子的分子量超过五百万,能够封堵地层裂缝。
MARA-SEAL系统使用分子量仅仅是几十万的部分水解聚丙烯酰胺大大降低了凝胶的粘度,可以用于填充堵塞裂缝。
另一种相类似的产品,AquatrolⅣ(BJ公司产品)使用三价铬离子作为交联剂。
本产品声称比MARA-SEAL和MARACIT耐温性更好。
聚丙烯酰胺凝胶存在的问题
凝胶稳定性。
不稳定的聚合物凝胶可能导致出现以下三种不同的现象:
(1)收缩;
(2)失水;(3)破损。
收缩
在意味着一个凝胶结构的崩溃。
一般的特点是粘附性的减小,体积变小和出水。
这种不稳定的常见形式在所有聚合物系统中都有发现。
它并不是由于化学键的断裂。
可能的原因有,交联剂过多,聚合物水解和二价离子的影响(Ca2+)。
(1)交联剂过量。
聚合物到凝胶的转化是用化学交联剂作为介质。
作为交联剂的分子与相邻的聚合物分子相连,有效的增加了聚合物的分子量。
上述的开端,聚合物溶液开始变成具有粘弹性的固体。
如果交联剂过多,交联会在凝胶形成后继续反应。
这导致聚合物凝胶出水收缩。
根据不同的凝胶组成,一个凝胶收缩的体积可占到初始溶液体积的5%。
(2)聚合物高温下水解和二价离子的相互作用。
收缩也可以发生在聚合物化学改性和聚合物使用寿命的后期。
以聚丙烯酰胺为基础的聚合物常用于油田化学堵水堵气,在较大或较小的程度上,水解温度会升高(水解度也取决于温度)。
水解转化为丙烯酰胺基团组成骨架,和丙烯酸酯基团,其与二价阳离子相互作用可导致聚合物凝胶脱水。
因此,收缩也是由于温度和二价离子浓度的作用。
影响收缩的因素
在凝胶收缩后,最后的凝胶体积只是初始溶液体积的很小的一部分。
它已经表明,随着凝胶的收缩,凝胶处理过程的地层渗透率将会不断减小。
然而,渗透率的减少程度95%任然取决于散装凝胶的样品观察。
与此相反,凝胶收缩对地层中裂缝的影响要大的多。
失水
酰胺基团在PHPAM聚合物水溶液中的程度取决于温度和pH值。
由此产生的结果是,部分水解聚丙烯酰胺的水解程度足以导致地层失水或者注入水的使用(聚丙烯酰胺溶于水后40%转化为丙烯酸)。
水解度很大程度上由盐水浓度决定。
例如,地层盐水含有大量的氯化钠,但是总矿化度小于百万分子二十下,聚丙烯酰胺是稳定的。
在没有氧的条件下,至少能在400华氏度的条件下稳定存在。
水解聚合物产生的羧基和二价阳离子的相互作用的结果就是产生沉淀,这个理论依据被广泛接受。
二价阳离子和聚合物水解产生的羧基之间存在强大的网状的束缚力。
聚合物是否会失水还取决于系统的温度。
如果聚丙烯酰胺溶液的温度在二价阳离子的作用下逐渐升高,到达称为浊点的温度。
如果温度继续升高,失水也继续增多。
浊点温度不取决于于聚合物分子量和聚合物浓度。
影响失水的因素
如果失水是发生在聚丙烯酰胺溶液或者凝胶溶液注入到目标地层之前,那么失水就会使堵剂失去作用。
然而,如果是失水是发生在聚合物溶液或者凝胶溶液注入到地层裂缝后,那么对效果的影响可能相对较小。
在裂缝中,凝胶失水将会导致处理失败。
破损
在某些情况下,凝胶的强度可能会发生变化。
不断减小直到跟水溶液相当。
这就包括化学键的打破,由此造成的分子量的减小和化学结构的变化。
可能的原因有,氧化物,过氧化物,自由基的影响造成凝胶破损。
凝胶破算经过初期的影响后,逐渐恢复到原来的流动状态。
剪切降解
聚合物的剪切降解。
一些降解过程可能发生在聚合物通过泵体,运输管道和油管,通过地层孔道和缝隙的过程中。
聚合物剪切降解的结果就是聚合物减少水的损失。
在常见的报道中,除了在裂缝中,注入速度控制在小于每次穿孔0.05BPM。
尽管有丰富的技术文献报道说明在实验室测试中剪切降解的许多问题,在实际施工当注入速度大于0.05BPM时还是取得了许多出色的成绩。
至少有一部分,这种明显的原因可以解释因为剪切降解率小于油井的裂缝,由于地层中裂缝,这就大大增加了凝胶进入地层缝隙的可能。
聚丙烯酰胺凝胶也具有这种剪切降解性。
制成的凝胶降解后可能最终无法得到预期的效果。
深度裂缝穿孔
关于孔道尺寸大小的问题,主要有三个问题:
吸附差异
一些聚合物和交联剂在注射时都有可能吸附在孔壁上。
如果两种化合物的吸附性是不同的,
那么聚合物和交联剂的比例将会改变施工时注入地层的程度,可能损害控制凝胶的时间。
除了钠乙酸醇已经被证实可以减少这种由于加入了Cr交联剂引起的吸附/失水问题。
聚合物弹性
聚合物是一种长链,复杂的分子,具有一定的弹性,使得它们的动力学行为都取决于它们所处的环境。
例如,在聚合物的稀溶液中观察聚合物的行为,同一聚合物并不总是试图挤压通过孔喉道。
一般来说,在堵水施工中聚合物的弹性是阻止流体通过多孔介质造成孔喉堵塞。
孔喉可能是因为包含几种聚合物分子的微笑基团而导致堵塞。
所有这些正在研究的问题在一定程度上代表了从实验的关键数据来确定油田现场的情况。
高温下的凝胶控制
化学反应过程总是随着温度升高而加快,这使得凝胶的行为越来越难以控制。
温度就成为了在设计一个聚丙烯酰胺凝胶堵水施工时的一个重要因素。
在凝胶成胶之前将聚合物溶液注入到地层需要的位置需要一个施工时间。
这在聚丙烯酰胺形成凝胶的过程中是一个很关键的因素。
加入缓凝剂不利于形成凝胶有较好的强度。
凝胶强度
即使是刚性高分子凝胶也不具有足够大的强度以通过大孔道和裂缝。
聚丙烯酰胺凝胶成功的例子
聚丙烯酰胺凝胶体系最成功的应用是从低温到中度再到高温条件下用于近井地层裂缝和孔道处理施工。
在裂缝施工中,理论上和许多油田实际施工结果表明,凝胶堵水能够非常有效地减轻地层严重的窜流问题。
导致这一结果的一个重要原因就是将有效的将凝胶注入到裂缝地层中。
裂缝地层的渗透性通常比普通多孔岩石高103到106倍。
因此,选择性堵水通过适合的设计和施工,因此允许凝胶通过。
进一步改性的聚丙烯酰胺凝胶
两步交联(深层裂缝渗透)
BP公司测试了包括部分水解聚丙烯酰胺、铝基交联剂、柠檬酸铝的体系。
在实际应用中,在处理之前注入了大量的冷海水。
这就造成在井底附近存在一个低温区域,高温区域相距井筒有一段距离。
这个热量的分布是垂直分布的,与垂直渗透率变化相似。
这种注入形式就不会在领近井筒的低温区域形成凝胶。
其目的是凝胶不会流动穿过高温区域,凝胶仅仅停留在高渗透率区域。
设计较好的情况下,凝胶是不可能道道低渗透率区域的,所以产油地层是不会被凝胶所封堵造成损伤。
这种方案与水的粘度相近,所以在水注入过程中,后面的凝胶能通过高渗透区域,而前面的凝胶则停留在相邻的低渗透区域。
水会把注射初期停留在高渗透区域的凝胶冲到后面的低渗透区域。
然后,水流横向流动到低渗透区域躯体出原油。
部分水解聚丙烯酰胺在两种不同温度控制阶段的交联过程。
在第一阶段,在冷水中都迅速反应,每个柠檬酸铝分子之和一个高分子形成网络结构。
在第二阶段,只发生在高于122华氏度,柠檬酸铝可以连接到一个而羧酸聚合物分子上,发生交联形成凝胶的网状结构。
由于交联剂本身包括羧基等亲水基团,故而所形成的凝胶可以在烧杯中流动,并且足够封堵多孔的高渗透岩石。
但是BP公司的油田现场试验没有得到任何积极的成果,其原因不明。
共聚物/恶劣环境的聚合物。
二价或者高价阳离子热稳定性
如上文所讨论的结果,对于部分水解聚丙烯酰胺凝胶,二价阳离子在成胶之前和之后都会影响到其凝胶性能。
钙离子和部分水解聚丙烯酰胺的羧基会形成沉淀。
这个问题随着水解度增加而变大,而水解度是随着温度升高而增
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