抗高温油包水型乳化剂的研制与应用

提高乳化剂的抗温能力是目前抗高温油基钻井液发展面临的技术难题之一.通过对表面活性剂的优选和复配,研制出了一种适用于白油的抗高温油包水型乳化剂,其中的主乳化剂由多元醇酯类与长链烷基脂肪酸类等3种表面活性剂组成,辅乳化剂由2种脂肪酸盐类表面活性剂组成,主、辅乳化剂的复配比例为4∶1.通过电稳定性评价法、乳化率评价法、离心评价法、高温老化实验以及显微镜技术,系统考察了该乳化剂的性能及其乳状液的稳定性.研究结果表明:由该乳化剂配制的乳状液,在60/40～90/10的油水比范围内、在120～220℃的温度范围内,破乳电压值高(＞850V),乳化率高(＞87.0％),析液量低(＜1.0 mL),而且乳状液液滴尺寸分布均匀.以该乳化剂为基础配制的抗高温白油基钻井液,在150～220℃范围内具有流变性良好、破乳电压值高、滤失量低、高温老化前后性能稳定的特点.     

稠油O/W型乳状液的低温稳定性

绥中36-1稠油50℃与3℃的黏度分别为1251.5与417518.1 mPa·s,在3~60℃范围内表现为牛顿流体,20℃密度为0.953 g/cm³,属重质普通稠油。用非离子型表面活性剂BJN-01作为乳化剂,制备了不同乳化剂加量（0.3%~0.7%）及油水比（8:2~6:4）的稠油O/W型乳状液。采用恒温静置、流变测量和微观影像分析方法,研究了乳化剂加量及油水比对该乳状液低温（3℃）静态及动态稳定性的影响。结果表明,O/W型乳状液3℃的静态稳定性随乳化剂加量的增大而明显提高;油水比6:4和7:3乳状液的分水率随静置时间延长而增大;油水比8:2的乳状液在制备完成后即发生油水两相分离,稳定性较差。在动态剪切2.0 h后,O/W型乳状液均发生了不同程度的聚集与聚并,油水比越高或乳化剂加量越低,聚集与聚并现象越显著。乳化剂加量0.5%、油水体积比6:4时,在动态剪切2.0 h内,O/W型乳状液表现为牛顿流体,3℃下的黏度小于50 mPa·s;乳化剂加量0.7%、油水比7:3的O/W型乳状液3℃下的黏度小于100 mPa·s,具有良好的低温静、动态稳定性,对管道低温采输及停产停输再启动有良好的适应性。     

无黏土高温高密度油基钻井液

针对塔里木盆地山前构造带井深高温以及地层裂缝发育的特点,研发了油基钻井液关键处理剂,其包括主乳化剂HT-MUL、辅乳化剂HT-WET、提切剂ZNTQ-1。乳化剂通过抗高温的亲水亲油官能团,在油水界面形成具有很强黏弹性的界面膜来提高乳化能力;基于超分子原理,提切剂通过在油水界面的氢键作用提高乳状液的凝胶强度,达到替代有机土的效果。以乳化剂和提切剂为核心处理剂配制的无黏土高温高密度油基钻井液,抗温达220℃,密度达2.50 g/cm3,老化后乳化稳定性好,不出现分层现象,高温高压滤失量小于10.0 m L,具有极好的滤失性,可通过柴油配制得到。无黏土高温高密度油基钻井液克服了以往有机土油基钻井液高温易降解失效和高密度下流变性差的缺点;同时提切剂取代有机土,除了能进一步加快钻速外,还能降低储层损害程度,是目前油基钻井液技术的领先技术,具有极好的应用前景。     

油基钻井液用固体乳化剂的研制与评价

为解决油基钻井液常用液态乳化剂黏度高、流动性差,而常见固体乳化剂乳化效果差、制备步骤复杂的问题,通过简单的酰胺化反应制备了乳化能力强的油基钻井液用固体乳化剂EmuL-S。利用红外光谱分析了其结构,通过电稳定性、乳化率、析液量以及光学显微镜等手段考察了其乳化性能,并评价了以该乳化剂为基础配制的油基钻井液的性能。结果表明:固体乳化剂EmuL-S中含有设计要求的基团;当油水比为80∶20、固体乳化剂EmuL-S加量为3.3%时,形成的油包水乳状液的破乳电压大于1 000 V,乳化率大于90%,析液量小于0.7 mL,而且能抗180℃的高温;以固体乳化剂EmuL-S为基础配制的油基钻井液,密度最高可达到2.0 kg/L,抗温能力达到180℃,沉降稳定性高、流变性能优异,动塑比在0.21以上,破乳电压大于800 V,能抗15%水、15%劣质土、9%岩屑以及9% CaCl2的污染。研究表明,固体乳化剂EmuL-S具有优异的乳化能力和抗高温能力,并且具有制备简单、易于工业化生产的特点,可以解决现有乳化剂存在的问题。      

焦页54-3HF井低油水比油基钻井液技术

针对焦页54-3HF井三开对油基钻井液封堵性和携岩能力要求高、回收油基钻井液利用率低的技术难点,以聚合物类表面活性剂为主乳化剂,优化了乳化剂、有机土的加量,构建了具有良好稳定性和流变性的油水比65:35的油基钻井液,并对其性能进行了评价。结果表明,油水比65:35油基钻井液的稳定性、携岩能力和封堵性能达到了钻井要求,并确定了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液的最佳体积配比为1:2。焦页54-3HF井三开井段在钻进过程中采用了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液按体积比1:2混合的钻井液,钻井液的油水比控制在67:33~76:24,破乳电压600~1 000 V,动塑比0.30~0.40,三开井段井壁稳定、井眼清洁、摩阻低、起下钻顺利。这表明,低油水比油基钻井液技术可完全满足页岩气水平井钻井需求,具有良好的应用前景。      

低油水比乳状液稳定性影响因素分析

为获得低油水比下性能稳定的油基钻井液,油包水乳状液的稳定性是关键。通过电稳定性测试法、静态稳定性测试法、微观形态测试法分析了乳化剂加量、有机土加量和温度对油水比为60∶40的油包水乳状液稳定性的影响。研究结果表明:4%乳化剂加量下乳液滴细小且分散均匀,破乳电压最高,乳状液稳定性最佳。环境温度100℃和120℃下,乳状液液滴大小变化不大,破乳电压接近,稳定性差别不大,继续提高温度至150℃,乳状液液滴显著增大,破乳电压陡降,稳定性明显变差。有机土加量为2%时,显微镜放大400倍下乳状液液滴肉眼不可见,破乳电压超过400 V,且静置25 h后析油率仅0.1%,稳定性显著提高。通过关键处理剂材料作用机理分析并优选合适处理剂加量,是保证低油水比乳状液稳定的一大关键,对现场油基钻井液性能维护有实际指导意义。图15表2参15     

油基钻井液新型高效乳化剂的研制与评价

为提高油基钻井液用乳化剂的抗高温能力及稳定性,以双酚F、氯磺酸、乙醇胺等为主要原料,通过醚化反应、磺化反应和酯化反应合成一种新型亲油性乳化剂NGE-1。利用FTIR表征其分子结构,并通过测定油水界面张力和电稳定性,分析了该乳化剂性能及乳状液的稳定性。结果表明,合成的乳化剂结构中含有预先设计的基团,乳化剂NGE-1降低油水界面张力能力明显,乳化稳定性能良好,在200℃高温老化条件下破乳电压可达到580 V,且老化静置24 h后乳化率可达96%。在该乳化剂基础上,通过优选其他处理剂,构建了新型油基钻井液体系并进行性能评价,研制了一套密度达2.4 g/cm3、抗温能力可达200℃、同时可抗15%盐侵的油基钻井液体系。      

深水线性α-烯烃合成基钻井液性能室内研究

合成基钻井液在深水钻井中应用非常普遍.针对线性α-烯烃基液,研究了乳化剂种类、油水比、有机土加量等因素对钻井液性能的影响,在此基础上优选出了一种合成基钻井液配方,即:油水乳状液+3%有机土+4%乳化剂E+0.5%润湿剂+3%降滤失剂,水相的体积分数不超过30%.对比分析了线性α-烯烃、白油和气制油基油包水钻井液性能,结果表明,线性α-烯烃合成基钻井液具有更好的低温流动性,更适宜于深水钻井.     

辽河超稠油乳化降粘研究

为了实现辽河超稠油的常温输送和制备乳化燃料油,用HLB值11.5的非/阴离子表面活性剂及其他助剂,将酸值5.89mgKOH/g、含水9.0%、30℃粘度1415Pa·s的辽河混合超稠油乳化成油水体积比70∶30的水包油乳状液。通过正交设计实验,优选出乳化药剂组成(g/L,以水相计)如下:碱2.0;混合表面活性剂5.0;促进剂1.0;助剂3.0。用该组乳化药剂制备的油水体积比70∶30水包油乳状液,30℃、28.68s-1粘度为40mPa·s,另加入1.0g/L稳定剂可使乳状液粘度降至30mPa·s;如将乳化药剂中混合表面活性剂的HLB值改为11.0,则制得的乳状液粘度升至124mPa·s,其稳定性则增大。这3种水包油乳状液的流变性都比较接近牛顿流体,在20～80℃下表观粘度随剪切速率的变化较小。图4表2参5。     

油包水乳状液稳定性影响因素分析

油基钻井液优良的抑制性能及耐高温性能,使其成为钻复杂井的重要解决手段,特别是在钻高温深井和水敏性地层中优势更明显。影响油基钻井液稳定性的因素有很多,其中乳状液的稳定性是油基钻井液的决定性因素。文章介绍了油水比、配制条件、内外相种类等因素对油包水乳状液稳定性的影响机理,重点分析了乳化剂种类和加量对油包水钻井液的影响规律,通过钻屑污染实验分析了固相颗粒进入油基钻井液体系后由于大量吸附了体系中的表面活性剂,导致了钻井液中有效乳化剂质量浓度降低造成的电稳定性下降。     

油基钻井液用抗高温乳化剂的合成及性能

采用有机胺、有机酸和第三单体合成了抗高温油基钻井液用乳化剂,考察HLB值、胺值、酸值和黏度对乳化剂在高温下乳化能力的影响,并确定了合成条件。评价了合成乳化剂在高温下不同油水比基液的乳化能力,并与现有抗高温乳化剂进行对比。结果表明,在210℃下,不同油水比基液的乳化率为100%,油水比7∶3时,破乳电压为651 V,流变性能好且乳液稳定;高温老化48 h后,钻井液性能无变化,乳化性能优于现有抗高温乳化剂,说明合成乳化剂配制的乳状液及乳化钻井液具有良好的稳定性和抗高温能力。     

无土相油基钻井液的研究与应用

为解决无土相油基钻井液电稳定性差、油水极易分层的问题,研发出一种兼具润湿作用的新型复合型乳化剂G326-HEM,该剂以由高分子量脂肪酸、有机伯胺为主要原料合成的脂肪酸酰胺作主剂,该主剂具有亲油及亲水2个基团,可以在油水界面形成具有一定黏弹性的界面膜,显著降低界面张力;辅助增效剂为优选出的天然植物脂肪酸,可与体系中过量的石灰反应,生成的产物可在油水界面锲行排列,配合主剂形成油包水乳状液。以G326-HEM 为乳化剂配制的无土相油基钻井液性能稳定,抗温可达180 ℃,密度可达2.50 g/cm3,可抗10%NaCl 盐水或15% 岩屑的污染,乳化稳定性好,用矿物油或合成油均可配制。在ZT-21 井获得了成功应用,解决了以往含土相油基钻井液在高密度条件下暴露出的流变性差、起下钻不畅、易发生压差卡钻、易诱发井漏等难题。指出,无土相油基钻井液由于当量循环
密度低,在高密度条件下相对于含土相油基钻井液更具优势,尤其在高压易漏地层具有更好的应用效果。      

碱-表面活性剂对鲁克沁稠油乳状液稳定性的影响

针对鲁克沁油藏温度条件,制备了碱-表面活性剂驱,并与鲁克沁稠油混合形成水包油(O/W)型乳状液,考察了油水比、表面活性剂含量、碱的种类和含量以及Ca~(2+)+Mg~(2+)对该O/W型乳状液稳定性和流变性的影响。实验结果表明,随油水比的增大,乳状液分水率先减小后增大,适宜的油水比为7∶3。随着表面活性剂H-1含量的增大,乳状液分水率逐渐减小,黏度逐渐增大,适宜的H-1含量为0.35%(w)。随着碱含量的增加,乳状液的分水率先减小后增大。Na2CO3含量为0.2%(w),H-1含量为0.35%(w)为适宜的碱-表面活性剂驱组合。加碱能有效降低乳状液分水率,提高稳定性和抗硬水能力。碱-表面活性剂体系对鲁克沁油藏有较高的适用性。     

十八烷基双子表面活性剂的合成与性能测定

以十八烷基二甲基叔胺为疏水链,以1,2-二溴乙烷为联接基,采用一步法合成了十八烷基阳离子双子表面活性剂。通过红外光谱对其分子结构进行了表征;利用表面张力仪测定了其表面张力,该阳离子双子表面活性剂具有较小的表面张力和较低的临界胶束浓度;测定了该表面活性剂与大庆油田采油三厂原油之间的油/水界面张力,油/水界面张力可低至10-3数量级。十八烷基阳离子双子表面活性剂与普通表面活性剂有很好的协同作用,在提高驱油效率方面具有很好的应用前景。     

胜利油田陈南稠油的乳化降黏研究

为实现胜利油田陈南联合站稠油的乳化降黏,选取了7 种亲水亲油平衡值在8～18 的表面活性剂,通过测量单一和复配乳化剂对乳状液的脱水率和降黏率,筛选出降黏效果和静态稳定性良好的乳化剂,考察了油水质量比、乳化剂浓度、乳化温度、乳化强度对乳化降黏效果的影响。结果表明,在乳化温度50℃、乳化强度2000 r/min×10 min的条件下,筛选出的25.8% Span80+74.2%十二烷基苯磺酸钠和10.1% Span80+89.9%十二烷基苯磺酸钠两种复配乳化剂与稠油形成的乳状液静置5 h 后的脱水率分别为21.8%和23.0%,剪切速率为100 s^-1时的降黏率分别为99.92%和99.89%;随油水质量比降低,乳状液脱水率增加、黏度降低、稳定性变差;随乳化剂浓度增加,乳状液黏度先降低后增加;随乳化温度降低和乳化强度的增大,乳状液黏度增加;在油水质量比5∶5、乳化剂质量分数1%、乳化温度50℃、乳化强度1000 r/min×5 min 的乳化条件下,可使陈南稠油黏度（50℃）由1964mPa·s 降至35 mPa·s。图6 表3 参11     

新疆油田复合驱过程中的乳状液类型转变

为分析新疆油田部分采油井二元复合驱油中出现高黏度(3000 m Pa·s)油包水型乳状液现象的原因,室内模拟化学驱中表面活性剂/聚合物二元复合体系与原油的乳化过程,研究了矿化度、油水比、表面活性剂浓度和地层水稀释对乳状液类型的影响,建立了在岩心驱油过程中乳状液的转变模型。研究结果表明,当矿化度较低(100 mg/L Na Cl)时,乳状液主要为水包油型;随着矿化度的增大,水包油型乳状液的稳定性变差,当矿化度达到10 g/L时,乳状液开始向油包水型转变。油水比为1∶9和3∶7时,乳状液主要为水包油型;当油水比为5∶5、表面活性剂加量为500 mg/L时,乳状液为油包水型。随着地层水稀释比例的增加,乳状液由水包油型向油包水型转变。室内岩心驱油实验结果表明,随着二元体系的注入与推进,矿化度升高,表面活性剂浓度降低,油水比变大,导致乳状液产生了由水包油型向油包水型的转化。     

油水界面张力与稠油乳化的关系

加入表面活性剂可以有效地降低油水界面张力,使油水易于形成O/W乳状液。在稠油乳化降黏过程中,油水乳化需要低的界面张力;油水界面张力的大小与表面活性剂及其浓度和温度有关,不同的表面活性剂降低油水界面张力的能力不同,加入的表面活性剂浓度低于胶束浓度时油水界面张力随表面活性剂浓度的增大而降低;表面活性剂在活性温度下,性能最好;表面活性剂复配可以很好地改善单一表面活性剂的性能,有利于稠油乳化和形成的乳状液稳定,但并不是所有的乳化剂之间都可进行复配。     

胺型乳状液的二氧化碳、氧化钙响应行为及应用潜力

采用绿色、低廉的CO_2/CaO刺激诱导胺型乳状液,在揭示该乳液体系响应行为规律的基础上,构建CO_2/CaO响应性油基钻井液并评价其性能。研究表明,在CO_2诱导下胺型乳状液易从油包水逆转为水包油,同时其黏度经历了降低、回升、降低的规律性迁移,上述CO_2响应行为可由CaO诱导回转。基于胺型乳状液构建的油基钻井液,在油水比50∶50至70∶30,密度1.4～2.0 g/cm~3及温度160℃条件下均具有良好的流变和滤失性能,且可被CO_2鼓泡清洗,可由CO_2诱导大幅降黏并有效清除低密度无用固相,所余液相可由CaO诱导回用。机理分析表明,CO_2/CaO诱导胺型乳化剂与其胺盐之间可逆转换,使乳化剂亲油亲水平衡性可逆调节、乳状液粒径可逆增减,是胺型乳状液类型、流变性可控可逆的根本原因。图14表2参33     

高性能耐温耐盐阳/阴离子表面活性剂复合型驱油体系性能的研究

采用十六烷基三甲基氯化铵(1631)、仲烷基磺酸钠(SAS60)、脂肪醇聚氧乙烯醚(AEO-9)、乙醇和碱剂等制备阳/阴离子表面活性剂复合型驱油体系(CA),考察了阳/阴离子表面活性剂配比、用量、温度、矿化度等因素对CA性能的影响。实验结果表明,表面活性剂的最佳配比为m(1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9)=1.5∶32∶8;45℃时,CA耐Na Cl达到110 g/L,耐Ca2+达到5 g/L;对CA含量为0.3%(w)的模拟地层水,在20~80℃下模拟地层水与模拟油的界面张力达到低界面张力范围(0.01~0.001m N/m),油砂吸附5 d后油水界面张力达0.002 8 m N/m,乳状液静置12 h后析水率仅为25%,在水驱基础上提高采收率11%以上。     

抗高温高密度无土相柴油基钻井液室内研究

针对常规高密度油基钻井液不利于提高机械钻速且流变性难以控制的缺点,通过分子结构设计,合成了抗高温乳化剂HT-MUL和提切剂ZNTQ-I,并配制了抗高温高密度无土相柴油基钻井液。通过电稳定性试验和高温老化试验,评价了乳化剂、提切剂的单剂效果,并对研发的无土相油基钻井液进行了抗温性、稳定性、抗污染能力和抑制性试验。试验结果发现:HT-MUL乳化剂具有较高的破乳电压,抗温达220℃;提切剂加量为0.5%时提切效果显著;在150~220℃条件下,2.50 kg/L无土相油基钻井液破乳电压在2 000 V左右,可抗质量分数25%蒸馏水的污染和质量分数15% CaCl2溶液的污染。研究结果表明,抗高温高密度无土相柴油基钻井液的密度可达2.50 kg/L,抗温达220℃,具有良好的稳定性、悬浮性和抗污染能力,能够满足提高钻速和保护油气层的要求。