论文部分内容阅读
摘要：出砂是影响疏松砂岩油藏生产的重要因素。化学防砂施工简单、投入低，主要用化学胶结剂，但对地层渗透率伤害大。研制了荷电分子膜固砂剂。能够酸化处理地层， 从而有效降低固砂剂对地层渗透率的伤害，在适当的pH 值下，在砂粒表面形成冻胶膜， 实现胶结防砂， 增加固砂强度。有效解决了疏松砂岩油藏出砂堵塞油井的问题，取得了较好的应用效果。
关键词：出砂;荷电分子膜;固砂;胶结
前言
疏松砂岩油藏出砂是影响油田生产的重要因素。化学防砂施工简单、投入低，是目前低油价情况的使用较多的防砂方式。化学防砂主要是用化学胶结剂，包括树脂、冻胶等。树脂胶结强度高，但对地层渗透率伤害大。这是一种酸性固砂剂，能够酸化地层，从而有效降低固砂剂对地层渗透率的伤害。随着酸化的进行，pH值逐渐升高，在适当的pH值下，交联剂将稠化剂交联，在砂粒表面形成冻胶膜，实现胶结防砂，增加固砂强度。该技术将酸化与防砂结合起来，有效解决了疏松砂岩油藏出砂堵塞油井的问题，取得了较好的应用效果[6，7]。
1、实验部分
1.1 仪器药品与材料
主要用到的试验仪器包括：PB303-N电子天平、JJ-1增力电动搅拌器、JN-A 型精密扭力天平（量程为0～250mg）、德国产RS-75型流变仪、中间容器、驱替装置及压力采集系统。
所用试验药品主要包括：低水解度聚丙烯酰胺、丙烯酰胺和乙烯基吡咯烷酮共聚物、交联剂，盐酸（分析纯，37%）;砂子（40-60目：52.3g;100-120目：100g;高岭土：2.70g;CaCO3：5g）、标准盐水（2%KCl+5.5%NaCl+0.45%MgCl2·6H2O+0.55%CaCl2）。
1.2 实验方法
1.2.1荷电膜固砂剂的制备
①用去离子水配0.5%的聚合物水溶液和1%的交联剂水溶液
②取25mL的聚合物溶液于100mL烧杯中，加入1mL的交联剂溶液，充分搅拌后即得到荷电膜固砂剂（0.5%的聚合物与1%交联剂的体积比为100：4）
③滴加一定质量分数的HCl溶液，调整到不同pH值。
1.2.2 荷电膜固砂剂固化强度的测定
用流变仪测定固化物的弹性模量来表征其强度。
1.2.3 砂粒间拉力测量
冻胶膜对砂粒的粘结力可用精密扭力天平测定。将边长约5mm的盖玻片粘在一个铜丝挂钩上，另一粒体积大体相同的砂粒粘在玻璃载片上。测定时，先用扭力天平称量有挂钩盖玻片的质量m1，然后调节升降台高度，使另一玻璃载片与挂钩上的盖玻片刚好接触，再用5μL微量进样器注胶结剂2μL（先用1μL微量进样器注0.8μL质量分数为0.01的GL-6，再用5μL微量进样器注2μL质量分数为0.01的PAM），静置15min，旋转扭力天平旋钮，直至两个盖破片被拉开为止，读出此时数值m2，然后再称量有挂钩的砂粒质量m3，则砂粒间的粘结力为m2-m3。
1.2.3荷电膜固砂剂固砂物模试验
2、结果与讨论
2.1交联聚合物防砂机理
低水解度聚丙烯酰胺、丙烯酰胺与乙烯基吡咯烷酮共聚物可以与改性密胺树脂在弱酸性条件下反应形成交联聚合物。其反应速度主要取决于体系pH值，因此将成胶液配置稀酸溶液注入出砂地层，随着酸和岩石反应的进行，体系PH值升高至3后发生交联反应将砂粒固结在一起。
2.2交联聚合物强度和稳定性
交联聚合物的强度可以用弹性模量来表示。一般强冻胶的弹性模量是几帕，环氧树脂固化的弹性模量是几千帕。固定改性密胺树脂质量分数为0.1%，研究了不同质量分数聚合物配置的成胶液在pH值为5时形成的交联聚合物放置1天的弹性模量。
2.3防砂性能
在玻璃管中填制的砂柱，不加防砂剂时以10ml/min的流量注水即会大量出砂。
向砂柱中反向注入1.5PVPAM固砂液后70℃放置24h，发现砂柱固结在一起。测定渗透率发现，渗透率保留率低于85%，主要原因是在强酸性条件下酰胺发生亚胺化反应，导致固砂液中出现絮体（玻璃管壁的白色物质），这些物质降低了砂柱渗透率。
向上述填砂管中以90ml/min流量正向注水10min，产出液中未见明显砂粒;当注水流量提高到100ml/min时，砂柱开始垮塌，有少量砂粒出现。这些数据说明由PAM形成的交联体系具有较好的防砂性能。
对比了AM-NVP、PAM形成的交联体系的防砂性能，可以看出，未老化的体系防砂性能相近，但PAM体系渗透率保留率略低。
向砂柱中注入AM-NVP固砂液，实验结果有两种不同，一是固砂液中并未出现絮体（即没有发生亚胺化反应），因此固结后的砂柱渗透率保留率高，二是以平流泵的最大流量100ml/min冲砂时，砂柱断开，但并未出现明显出砂现象，说明AM-NVP固砂效果好于PAM。
另外，分别将PAM和AM-NVP形成的砂柱70℃老化30d、60d、90d，再评价防砂能力，发现AM-NVP防砂能力基本不变化，而PAM防砂能力老化90天后防砂能力明显下降。
PAM体系老化后防砂能力之所以下降，主要有两个原因，一个PAM交联体系的抗热降解能力弱于AM-NVP，另一方面是聚合物分子中的酰胺基团水解生成羧酸根，交联体系负电性增强，因而对砂粒的粘附作用减弱。图12是PAM和AM-NVP 70℃放置不同时间的水解度，图13是PAM交联体系和AM-NVP 交联体系70℃放置不同时间后对砂粒粘附能力对比。
AM-NVP交聯体系固砂性能优于PAM，主要原因是分子中的酰胺基团和吡咯烷酮五元环有较强的氢键作用，由此稳定了酰胺基团，提高了交联体系的固砂能力。
3 结论
（1）AM-NVP交联体系强度和PAM交联体系相近，但稳定性明显优于PAM交联体系。
（2）AM-NVP固砂体系对砂柱渗透率伤害小于PAM，长期固砂能力明显优于PAM交联体系。
（3）M-NVP分子中的酰胺基团和吡咯烷酮五元环有较强的氢键作用，提高了交联体系的稳定性。
参考文献：
[1]吴建平.疏松砂岩油藏高含水期控水防砂技术.石油钻采工艺，2011，33（1）：88—90.
[2]戴彩丽，王业飞，赵福麟，等.冻胶膜固砂剂的研究.钻采工艺. 2003，26（2）：75～78.
[3]曲占庆，曲冠政，张永昌，等.控水防砂剂室内评价及现场应用研究.科学技术与工程.2012，12（21）：5144-5148.
[4]戴彩丽，葛际江，张贵才，等.表面稠化酸的防砂作用研究.西南石油学院学报，2001，23（6）：60～62.
关键词：出砂;荷电分子膜;固砂;胶结
前言
疏松砂岩油藏出砂是影响油田生产的重要因素。化学防砂施工简单、投入低，是目前低油价情况的使用较多的防砂方式。化学防砂主要是用化学胶结剂，包括树脂、冻胶等。树脂胶结强度高，但对地层渗透率伤害大。这是一种酸性固砂剂，能够酸化地层，从而有效降低固砂剂对地层渗透率的伤害。随着酸化的进行，pH值逐渐升高，在适当的pH值下，交联剂将稠化剂交联，在砂粒表面形成冻胶膜，实现胶结防砂，增加固砂强度。该技术将酸化与防砂结合起来，有效解决了疏松砂岩油藏出砂堵塞油井的问题，取得了较好的应用效果[6，7]。
1、实验部分
1.1 仪器药品与材料
主要用到的试验仪器包括：PB303-N电子天平、JJ-1增力电动搅拌器、JN-A 型精密扭力天平（量程为0～250mg）、德国产RS-75型流变仪、中间容器、驱替装置及压力采集系统。
所用试验药品主要包括：低水解度聚丙烯酰胺、丙烯酰胺和乙烯基吡咯烷酮共聚物、交联剂，盐酸（分析纯，37%）;砂子（40-60目：52.3g;100-120目：100g;高岭土：2.70g;CaCO3：5g）、标准盐水（2%KCl+5.5%NaCl+0.45%MgCl2·6H2O+0.55%CaCl2）。
1.2 实验方法
1.2.1荷电膜固砂剂的制备
①用去离子水配0.5%的聚合物水溶液和1%的交联剂水溶液
②取25mL的聚合物溶液于100mL烧杯中，加入1mL的交联剂溶液，充分搅拌后即得到荷电膜固砂剂（0.5%的聚合物与1%交联剂的体积比为100：4）
③滴加一定质量分数的HCl溶液，调整到不同pH值。
1.2.2 荷电膜固砂剂固化强度的测定
用流变仪测定固化物的弹性模量来表征其强度。
1.2.3 砂粒间拉力测量
冻胶膜对砂粒的粘结力可用精密扭力天平测定。将边长约5mm的盖玻片粘在一个铜丝挂钩上，另一粒体积大体相同的砂粒粘在玻璃载片上。测定时，先用扭力天平称量有挂钩盖玻片的质量m1，然后调节升降台高度，使另一玻璃载片与挂钩上的盖玻片刚好接触，再用5μL微量进样器注胶结剂2μL（先用1μL微量进样器注0.8μL质量分数为0.01的GL-6，再用5μL微量进样器注2μL质量分数为0.01的PAM），静置15min，旋转扭力天平旋钮，直至两个盖破片被拉开为止，读出此时数值m2，然后再称量有挂钩的砂粒质量m3，则砂粒间的粘结力为m2-m3。
1.2.3荷电膜固砂剂固砂物模试验
2、结果与讨论
2.1交联聚合物防砂机理
低水解度聚丙烯酰胺、丙烯酰胺与乙烯基吡咯烷酮共聚物可以与改性密胺树脂在弱酸性条件下反应形成交联聚合物。其反应速度主要取决于体系pH值，因此将成胶液配置稀酸溶液注入出砂地层，随着酸和岩石反应的进行，体系PH值升高至3后发生交联反应将砂粒固结在一起。
2.2交联聚合物强度和稳定性
交联聚合物的强度可以用弹性模量来表示。一般强冻胶的弹性模量是几帕，环氧树脂固化的弹性模量是几千帕。固定改性密胺树脂质量分数为0.1%，研究了不同质量分数聚合物配置的成胶液在pH值为5时形成的交联聚合物放置1天的弹性模量。
2.3防砂性能
在玻璃管中填制的砂柱，不加防砂剂时以10ml/min的流量注水即会大量出砂。
向砂柱中反向注入1.5PVPAM固砂液后70℃放置24h，发现砂柱固结在一起。测定渗透率发现，渗透率保留率低于85%，主要原因是在强酸性条件下酰胺发生亚胺化反应，导致固砂液中出现絮体（玻璃管壁的白色物质），这些物质降低了砂柱渗透率。
向上述填砂管中以90ml/min流量正向注水10min，产出液中未见明显砂粒;当注水流量提高到100ml/min时，砂柱开始垮塌，有少量砂粒出现。这些数据说明由PAM形成的交联体系具有较好的防砂性能。
对比了AM-NVP、PAM形成的交联体系的防砂性能，可以看出，未老化的体系防砂性能相近，但PAM体系渗透率保留率略低。
向砂柱中注入AM-NVP固砂液，实验结果有两种不同，一是固砂液中并未出现絮体（即没有发生亚胺化反应），因此固结后的砂柱渗透率保留率高，二是以平流泵的最大流量100ml/min冲砂时，砂柱断开，但并未出现明显出砂现象，说明AM-NVP固砂效果好于PAM。
另外，分别将PAM和AM-NVP形成的砂柱70℃老化30d、60d、90d，再评价防砂能力，发现AM-NVP防砂能力基本不变化，而PAM防砂能力老化90天后防砂能力明显下降。
PAM体系老化后防砂能力之所以下降，主要有两个原因，一个PAM交联体系的抗热降解能力弱于AM-NVP，另一方面是聚合物分子中的酰胺基团水解生成羧酸根，交联体系负电性增强，因而对砂粒的粘附作用减弱。图12是PAM和AM-NVP 70℃放置不同时间的水解度，图13是PAM交联体系和AM-NVP 交联体系70℃放置不同时间后对砂粒粘附能力对比。
AM-NVP交聯体系固砂性能优于PAM，主要原因是分子中的酰胺基团和吡咯烷酮五元环有较强的氢键作用，由此稳定了酰胺基团，提高了交联体系的固砂能力。
3 结论
（1）AM-NVP交联体系强度和PAM交联体系相近，但稳定性明显优于PAM交联体系。
（2）AM-NVP固砂体系对砂柱渗透率伤害小于PAM，长期固砂能力明显优于PAM交联体系。
（3）M-NVP分子中的酰胺基团和吡咯烷酮五元环有较强的氢键作用，提高了交联体系的稳定性。
参考文献：
[1]吴建平.疏松砂岩油藏高含水期控水防砂技术.石油钻采工艺，2011，33（1）：88—90.
[2]戴彩丽，王业飞，赵福麟，等.冻胶膜固砂剂的研究.钻采工艺. 2003，26（2）：75～78.
[3]曲占庆，曲冠政，张永昌，等.控水防砂剂室内评价及现场应用研究.科学技术与工程.2012，12（21）：5144-5148.
[4]戴彩丽，葛际江，张贵才，等.表面稠化酸的防砂作用研究.西南石油学院学报，2001，23（6）：60～62.