绒囊钻井流体在深水油气井中应用的可行性

研究不受温度影响的钻井流体对于深水油气田安全高效钻井具有重要意义。室内采用流变性测量仪10~70℃、六速黏度计0℃,测定密度分别为0.74 g/cm3、0.80 g/cm3和0.84 g/cm3绒囊钻井流体在不同剪切速率下的剪切应力或黏度,然后拟合绒囊钻井流体在不同温度下的流变曲线和方程,发现绒囊钻井流体动切力较大,且随温度变化不大,因而悬浮能力较强;绒囊钻井流体的黏度随剪切速率的增大而增大,随温度的降低而小幅增大,表明绒囊钻井流体在研究温度范围内变化时能够保持良好性能。绒囊流体低温下应用于SZ36-1油田X井修井、辽河油田Y井堵水、长庆气田陕Z井修井,在–20℃环境中配制存放,注入井筒前测量结果和室内实验结果一致,且施工顺利。因此,绒囊钻井流体流变性满足深水作业需求。     

室内用模拟油OP-11流变性与黏弹性研究

制备了一种可代替原油进行驱油实验的模拟油OP-11.用高温高压流变仪研究了模拟油OP-11与低胶质沥青质含量的旅大5-2原油和高胶质沥青质含量的塔河原油的黏温曲线、流变曲线、储能模量G＇和黏性模量G"等流变黏弹性能的异同.流变性能研究表明,在0～100℃内随温度升高,OP-11与旅大5-2原油的黏度变化规律均为低温区下降快、高温区下降慢,且旅大5-2原油黏度降幅较大.在65℃、0～1001/s下,OP-11与旅大5-2原油流变曲线呈近似线性分布,表现出近似牛顿流体特性;而塔河原油流变曲线符合幂律,呈假塑性流体特性.黏弹性研究表明,当振荡频率在0.01～10 Hz变化,3种油样主要发生黏性变化,G＇和G"均随振荡频率的增加而增加.总体结果表明,OP-11的流变黏弹性能与旅大5-2原油相似.模拟油OP-11在室内填砂管驱油实验中的重复性好于旅大5-2原油.图6表1参18     

表面活性剂复配体系对正构烷烃/水界面张力的协同作用研究

研究了阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化胺(CTAB)以不同比例混合后对正构烷烃／水界面张力的影响以及这两种离子型表面活性剂和非离子表面活性剂辛基苯酚聚氧乙烯醚(OP-10)以不同比例复配降低十六烷/水界面张力的能力，同时从机理上进行了探讨。结果表明，当CTAB与SDBS混合比例为2：1时，混合体系可以降低十四烷、十六烷/水的界面张力至超低，同时对其它单组分烷烃／水的界面张力也有明显的降低效果；离子型表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、十六烷基三甲基溴化胺(CTAB)与OP-10复配，虽有一定降低界面张力的效果，但效果不理想。     

Al2O3纳米颗粒与表面活性剂对O/W乳状液稳定性的影响

为了提高原油乳状液的稳定性,研究了亲水和疏水两种氧化铝纳米颗粒在阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)、阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)和非离子表面活性剂烷基酚聚氧乙烯醚(OP-10)中的分散稳定性,并用氧化铝纳米流体、液体石蜡和OP-10制得O/W型乳状液,考察了亲水与疏水纳米颗粒和OP-10对乳状液稳定性的影响。结果表明,表面活性剂类型与浓度对氧化铝纳米颗粒分散效果的影响较大,OP-10的分散性较好。O/W乳状液的稳定性与纳米颗粒和表面活性剂密切相关。在一定浓度下,随着纳米颗粒和表面活性剂浓度增加油水界面张力降低,乳状液的稳定性增强;高浓度的纳米颗粒和表面活性剂会使油水界面张力和乳状液析水率增加,稳定性降低;0.3%OP-10复配0.2%疏水氧化铝纳米颗粒形成的乳状液稳定性较好。与亲水氧化铝纳米流体相比,疏水氧化铝纳米流体具有更高的分散稳定性和更强的稳定乳状液的能力。     

NaCl存在下SDBS与超高相对分子质量AM-AA-AMPS三元共聚物的相互作用

 在NaCl存在下,考察了超高相对分子质量丙烯酰胺(AM)/丙烯酸钠(AA)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠(AMPS)三元共聚物(AM-AA-AMPS)与表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)在水溶液中的相互作用。结果表明,AM-AA-AMPS与SDBS可形成交联网状结构缔合物,粒径大约为0.2 μm。NaCl的存在增强了AM-AA-AMPS与SDBS的相互作用,使得共聚物溶液表现出特殊的黏度行为。SDBS浓度为0.015 mol/L时,NaCl质量浓度升高至10 g/L后,溶液表观黏度升高约25%,当NaCl质量浓度为15 g/L、SDBS浓度大于0.015 mol/L时,溶液表观黏度增加约7倍。升高温度引起AM-AA-AMPS与SDBS缔合物的解离,导致溶液表观黏度降低,但同时增加了SDBS在溶液中的溶解量,与AM-AA-AMPS的作用范围加大,使得溶液表观黏度在一定温度范围内略有升高。     

工业用弱碱三元化学剂及复合体系流变特性

针对矿场实际需求,利用室内仪器检测方法,对室内配制的弱碱三元化学剂和复合体系的流变特性及其影响因素进行研究。结果表明:超高分子量抗盐聚合物溶液的流变特征属幂律流体,表黏度随温度的升高而降低;表面活性剂属假塑性流体,在中等剪切率范围,曲线符合幂律流体流变方程;Na2CO3溶液属牛顿流体,黏度随浓度的增大而增加,且随温度的上升而下降;弱碱三元复合体系符合假塑性流体的幂律特征,黏度随剪切速率的增大及温度的升高而降低。     

水基磺化钻井液的流变性规律

实验分别选取了塔里木油田低、中、高密度具有代表性的几口深井的水基磺化钻井液,使用高温高压流变仪Fann 75,对高温高压下温度及压力对该钻井液性能的影响进行了研究.结果表明,在180℃以下,表观黏度随温度升高而降低,在180～230℃范围内表观黏度随温度升高而升高;塑性黏度在50～230℃范围内随温度升高而降低;动切力在100℃以内随温度升高而降低,在100～230 ℃范围内随温度升高而升高;压力和温度同时变化时,水基磺化钻井液各流变参数的变化规律与温度对各参数的影响规律相同,温度是影响钻井液流变性的主要因素.     

温度响应型蠕虫胶束体系抗盐性能研究

为提高温度响应型蠕虫胶束的抗盐性,采用阴离子表面活性剂十八烷基苯磺酸钠(SOBS)和两性离子表面活性剂十八烷基羟基磺基甜菜碱(ODAHPS)制得蠕虫胶束体系,研究了温度对胶束黏度的影响,考察了胶束的抗盐和抗碱性能。研究结果表明,当ODAHPS和SOBS的摩尔比为7时,胶束的响应温度为50℃;胶束黏度随着温度升高呈现先增加后降低的趋势;达到响应温度后,胶束黏度随表面活性剂总浓度的增加而增大;随角频率的增加,胶束溶液逐渐由黏性流体向弹性流体转变;胶束黏度随无机盐浓度的增加先增大后降低;胶束耐碱性能良好,当弱碱和强碱质量浓度分别为2.5 g/L和12 g/L时,胶束黏度分别为133和196 mPa·s,可以作为驱油剂使用。     

复合表面活性剂体系绒囊泡的形成与稳定性研究

考查了多种阴/阳离子表面活性剂的复配,选定十二烷基苯磺酸钠(SDBS)与十四烷基三甲基氯化铵(TTAC)作为研究的绒囊形成体系。在表面活性剂总浓度为0.02mol/L,V(SDBS)∶V(TTAC)=7∶3的体系中加入聚合物,绒囊体系的黏度增加,表面张力减小,分子间摩擦力增大,表面分子的束缚力减小,使体系更加稳定。粒径分析表明,绒囊体系中加入质量分数为0.2%的PVA后,粒径变大,且分布均匀。对体系进行稳定性研究时,CaCl2和MgCl2均对绒囊有破坏作用,加入PVA的绒囊体系稳定性更好,不易受到盐的破坏。     

一种新型温控变黏酸体系的研究

根据地层温度随深度升高而升高的特点,以聚合物与表面活性剂Biggs三阶段模型为理论基础,由BCG-5稠化剂、HB-2缓蚀剂、NC-1活性剂构成了一种变黏酸体系,该体系低温低黏度,随温度升高表观黏度增大。对比了不同稠化剂浓度的增黏能力,测试了活性剂含量对体系温控变黏性能的影响,优选了缓蚀剂的型号与含量。结果表明,室温下该体系的表观黏度为29 mPa×s,在90℃下加热20 min后表观黏度逐步上升到250 mPa×s,100℃下仍具有变黏能力,缓蚀率可达到90.1%,与岩屑反应后表观黏度下降至5 mPa×s,表面张力为20 mN/m,有利于提高施工的供液能力、降低摩阻、深部酸化及酸压。