注水井调剖用网络互穿凝胶的研制

2011-02-27严永刚孙华慧周亚清任红影胡之力

化学工程师 2011年8期

严永刚，孙华慧，周亚清，任红影，胡之力

（1.东新石油工程技术有限公司，吉林松原 138001；2.中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司扶余采油厂，吉林松原 138000；3.吉林油田分公司职业培训中心，吉林松原 138000；4.吉林油田分公司采油工艺研究院，吉林松原 138000）

我国油田多为注水开发油田，大部分已进入高含水阶段。随着开采时间的增长，由于地层的非均质性，注入水在地层无效循环越来越严重，导致注水开发效率大大降低。为提高注水开发效果，达到控水稳油的作用。注水井调剖成为多数油田的主要控水稳油增产措施之一。随着人们对调剖效果认识和评价，为达到深部调剖的目的，要保证调剖剂注得进去，送至油藏深部并具有经济有效性。部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）凝胶体系是深部调剖的主要用剂之一。为此，在保证凝胶的足够强度又不会大大增加调剖剂成本的条件下。在HPAM凝胶加入膨润土，形成了网络互穿凝胶。增大了凝胶强度，提高了调剖效果。在吉林油田经过调剖试验，取得了较好的效果。

1 网络互穿凝胶作用机理

1.1 膨润土的基本性质

膨润土多为层状黏土矿物。可在水中水化分散。每个晶格单元存在可交换阳离子，可以是Ca2+、Na+等。钠基膨润土的可交换阳离子为Na+，所以称之为钠基膨润土。是以蒙脱石为主的含水粘土矿物,公认分子式为:Nax(H2O)4(AI2-xMg0.83)Si4O10)(OH)2,钠基膨润土水化性能好，吸水性好，吸水后膨胀倍数为4～10倍。充分水化后，可分散成10～6m以下的微粒。

1.2 HPAM的成胶过程

众所周知，部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为水溶性高分子，分子链存在亲水基团，-CONH2、-COO-等在水中溶解形成线性高分子。HPAM为聚电解质，分子链上存在相同负电荷，相同电荷具有斥力，使HPAM在水中分子链舒展，增大了分子间作用力，为此具有较好的增黏性。同时HPAM分子链上具有可交联基团，即-CONH2、-COO-等。目前，有机铬交联剂是较常用的交联剂，通过Cr3+在水中形成多核羟桥络离子，与HPAM中的羧基发生交联作用，由原来的线形结构变成空间网络状结构，即成为不再溶于水的凝胶。

1.3 网络互穿凝胶的形成

单独用HPAM与交联剂形成凝胶，由于成本的原因，强度不理想，如增大强度，则要增加HPAM的浓度，也增加了调剖成本。向HPAM体系中加入钠基膨润土，膨润土在水中水化，形成微小颗粒，可进入HPAM凝胶的空间网状结构中，填充了网络空间，形成网络互穿结构，使凝胶成为网络互穿凝胶，大大增加了凝胶强度。

2 实验部分

2.1 药品

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）（相对分子质量1.75×107南昌市聚晟实业有限公司化工）；部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）（相对分子质量1.8×107中石油大庆炼化有限公司）；有机铬交联剂（自制）（有效铬含量：3.5%）；钠基膨润土（简称钠基土）（细度：200目、325目，吉林省公主岭刘房子）；钠基膨润土（细度：200目、325目，吉林省磐石市龙宇实业有限公司）；钙基膨润土（简称钙基土）（细度：200目、325目，吉林省磐石市龙宇实业有限公司）。

2.2 实验方法

配制3g·L-1HPAM溶液，充分水化后，加入3g·L-1有机铬交联剂，加入60℃恒温水浴中，观察其成胶情况，评价成胶强度；另配以上溶液，分别加入不同浓度的预水化的膨润土；按上述方法观察成胶后情况。

2.3 凝胶强度评价方法

参照Sydansk等的成胶强度等级标准评价凝胶性能（代码法），制订了凝胶强度评价方法：A：与水黏度相近；B：高度流动凝胶；C：易流动凝胶；D：中等流动凝胶；E：难流动凝胶；F：高度变形不流动凝胶；G：中等变形不流动凝胶；H：轻微变形不流动凝胶；I：刚性凝胶。

3 结果与讨论

3.1 HPAM有机铬凝胶的强度

经室内试验结果得出，当3g·L-1HPAM溶液，加入3g·L-1的有机铬交联剂，在60℃水浴中，6h后初凝。12h后，完全成胶，凝胶强度不再变化。根据凝胶强度评价方法，其凝胶强度为D级，是不同浓度HPAM溶液和有机铬交联剂最佳配液浓度。HPAM超过此浓度，凝胶强度虽略有增加，但是增大了凝胶成本，低于此浓度，强度差。有机铬浓度低于3g·L-1，凝胶强度差，高于此强度，放置时间长后易破胶。以下试验HPAM溶液和有机铬交联剂配液浓度均取该值，做为试验基础凝胶。

3.2 膨润土的类型、粒径对凝胶强度的影响

分别取200目、325目粒径的钠基膨润土、钙基膨润土，将其预水化，分别按5g·L-1加已充分溶解的3g·L-1HPAM溶液中，再加入3g·L-1的有机铬交联剂，充分搅拌后，放入60℃水浴中，成胶强度发生变化，见表1。

表1 不同粒径钠基膨润土对成胶时间的影响Tab.1 Effect of different sodium base bentonite in size on gelling time

3.2.1 膨润土粒径对网络互穿凝胶的影响由以上实验结果可以看出，当凝胶体系中加入200目钠基膨润土时，成胶后，凝胶出现分层的现象，1#、2#样在凝胶中一半体积为淡蓝色聚丙烯酰胺凝胶，下部为与膨润土混合一起的凝胶，颜色与钠基土颜色相同。由于粒径大，在没达到网络互穿的时候，即发生沉降。3#钙基土凝胶中1/4处以上为淡蓝色聚丙烯酰胺凝胶，下部1/4与膨润土混合一起的凝胶，颜色与土颜色相同。可见，钙基土由于水化不好，与聚丙烯酰胺凝胶配伍性差。

虽然出现分层的现象，凝胶强度仍有所增加。加钙基土，凝胶强度略有上升。

当体系中加入325目不同类型膨润土时，钠基土凝胶不分层，但是刘房子钠基土放置48h后，凝胶呈絮状，分散不均匀。而磐石钠基土，呈均匀分散状态，完全成为一体，说明已水化分散的钠基土颗粒进入聚丙烯酰胺凝胶网络，形成网络互穿结构。钙基土仍出现分层现象，分层部位在1/2处。好于200目钙基土。可见325目钠基土在凝胶中配伍性能好，可达到网络互穿的作用。

3.2.2 不同类型膨润土对网络互穿凝胶的影响不同类型膨润土均与聚丙烯酰胺可形成凝胶，并可增加凝胶强度。从实验结果来看，磐石钠基土效果最好，在聚丙烯酰胺凝胶中分散均匀，达到了网络互穿的效果，凝胶强度由D级，上升至G级。强度增加幅度大。刘房子钠基土，凝胶强度有所增加，强度由D级上升到了F级，但是放置稳定性差。而钙基土，效果差，凝胶强度略有上升，但是分散性差。

3.3 不同浓度膨润土对网络互穿凝胶的影响

通过对膨润土的筛选，磐石产325目钠基土与3g·L-1聚丙烯酰胺成胶效果好，通过改变钠基土的不同加量，确定钠基土的最佳浓度。实验情况见表2。

表2 不同浓度的钠基土对凝胶强度的影响Tab.2 Influence of different concentrations of sodium base bentonite on gelling strength

由表2可以看出，当钠基土浓度在10 g·L-1时，即可达到网络互穿的效果，凝胶强度上升较高。当钠基土增至20 g·L-1时，凝胶强度不变。当浓度增至25g·L-1时，出现分层现象，强度下降。可见钠基土最佳加量范围在 10～20g·L-1。

3.4 钠基土对成胶时间的影响

采用不同浓度钠基土，用基液配制网络互穿凝胶。在60℃下观察其成胶时间，结果见表3。

表3 不同浓度的钠基土对成胶时间的影响Tab.3 Influence of different concentrations of sodium base bentonite on gelling time

由表3可以看出，随钠基土加量增大，成胶时间增长。钠基土加量在10g·L-1时，初凝时间为12h，完全成胶时间为20h，由此可见，在网络互穿凝胶中，当成胶强度即达到最大值（10g·L-1）时，成胶时间可完全满足施工要求。

3.5 不同温度对成胶时间的影响

根据吉林油田不同地层温度，采用钠基土加量为10g·L-1时的网络互穿凝胶。我们分别做了32、90℃成胶试验，结果见表4。

表4 不同温度的钠基土对成胶时间的影响Tab.4 Influence of different Temperature of sodium base bentonite on gelling time

可见，随温度增加，成胶时间减小。90℃时初凝时间6h，可满足注入要求。

3.6 网络互穿凝胶的耐温性和稳定性

3.6.1 根据吉林油田地质条件，适于调剖区块地层温度多在90℃以下，为此将加10g·L-1钠基土的网络互穿凝胶在95℃的水浴中放置15d。取出后，观察凝胶强度，其强度仍在F级。可见能适用于90℃以下地层的调剖。

3.6.2 网络互穿凝胶的稳定性将配制好的加入10g·L-1网络互穿凝胶，在32℃水浴中（该适用于吉林扶余油田），放置8个月，取出后，凝胶强度无变化，仍为H级。体系均匀，不分层，说明该凝胶有较好的稳定性。

4 网络互穿凝胶的现场应用

吉林油田扶余采油厂开发已40多年，目前该油田综合含水已达90%。地层中无效水循环严重，地层存水率逐年下降。自然递减和综合递减严重。在层中存在以裂缝和大孔道而形成的复合窜流通道及裂缝型窜流通道和高渗透大孔道。为此，注水井调剖是提高注水开发效果的主要措施之一。近年来，注水井调剖取得了较好的效果。

为适应该区块的调剖需要，结合地层温度低（32℃），窜流通道复杂等特点，采取了以网络互穿凝胶为主调剖剂，在体膨型颗粒为裂缝封堵剂的复合调剖体系。于2010年在扶余采油厂西13-10区块的11口注水井、东25-6区块9口注水井进行深部调剖。其中网络互穿凝胶占总用量的80%以上；调后注水井注入压力平均上升1.7MPa；区块平均减水3%；井组平均增油350t以上，取得了较好的调剖效果，目前仍有效。