VES自转向盐酸液变粘特性研究

实验研究了未指名孪二连型粘弹性表面活性剂(VES)自转向盐酸液的变粘特性。5%VES HCl CaCl2模拟酸液的粘度在pH值高于-0.57后迅速上升,pH值1~2时有最大值,这与前人的实验结果略有不同。将2%~6%VES 1%HCl 18.25?Cl2模拟酸液的pH值调至~2,得到的凝胶粘度随VES浓度增大而增大,随温度升高(25~70℃)经历不同的极大值(30~50℃)。5%VES 20%HCl酸液与CaCO3完全反应、pH升至4~5时,形成的凝胶粘度也随温度升高而经历极大值(67℃),但在30~40℃区间粘度急剧波动。G′和G″的频率关系曲线表明0.1%HCl 5%VES 18.25?Cl2模拟酸液的弹性和粘性均大于含0.01%和1.0%HCl的模拟酸液。pH值改变(0.17~13.0)不会使6%VES溶液增粘;加入56~219 g/L CaCl2不会使20%HCl 6%VES酸液增粘;加入3.4mol/L Na 并调pH值至中性或加入2.3 mol/L Ca2 并调pH值至弱酸性,使0.1%HCl 5%VES酸液粘度增大至78~80 mPa.s;因此同时加大pH值和阳离子(Ca2 或Na )浓度,才能使VES酸液增粘。图7表2参10。     

VES自转向酸变黏机理研究

VES自转向酸分流酸化技术是近年来发展的能够实现大井段、多层系储层改造的新方法,依靠酸液特殊的变黏特性实现酸液的自主分流,提高分流酸化设计针对性以及施工成功率和有效率。从影响VES自转向酸黏度变化的pH值以及无机盐入手,通过系统实验发现：在无CaCl2等无机离子的情况下,酸液pH值变化能使VES自转向酸具有较高的黏度,在鲜酸环境下,加入CaCl2对酸液黏度不会产生太大影响,在残酸环境下,加入CaCl2使酸液黏度明显增加;此外,与不加CaCl2的残酸相比,加入CaCl2后酸液达到最大黏度所对应的pH值较低。     

芥子酰胺丙基甜菜碱变粘酸化液研究

简介了两性表面活性剂芥子酰胺丙基甜菜碱(SAP-BET)的合成及其酸液变粘原理,实验考察了变粘特性。模拟酸液中SAP-BET浓度为体积分数,酸浓度为质量分数,表观粘度(AV)为170 s-1测定值。在25℃、50~1700s-1范围,15%盐酸中SAP-BET浓度≤2%时为牛顿流体,≥3%时为假塑性流体,加入6%SAP-BET时25℃的上行和下行流变曲线重合,100℃时不重合。在25~120℃范围,含6%SAP-BET的15%~28%盐酸粘(AV)温曲线在~75℃时有最大值,酸浓度的影响不大。6%SAP-BET乏盐酸pH升至1.3时,AV急剧上升至>200 mPa.s,pH继续升高时大体维持不变,温度(25~120℃)的影响不大;pH=4.0的乏盐酸在25~150℃范围的粘(AV)温曲线在~75℃时有最大值,SAP-BET浓度越高则AV越高。6%甲酸 6%~18%盐酸 1%~7.5%SAP-BET混合酸液的乏酸液(pH=4.0),100℃下的AV随SAP-BET浓度增大而显著增大,随盐酸浓度增大而略为增大;12%盐酸 3%~12%甲酸 7.5%SAP-BET混合酸的乏酸液,pH升至0.8~1.3时100℃下的AV急剧增大并大体维持不变,所达到的AV值低于相应的盐酸乏酸液,随甲酸浓度增大而减小,甲酸浓度为3%~6%时超过200 mPa.s。Fe3 (>0.5%)和互溶剂严重影响SAP-BET的功能。推荐6%SAP-BET 15%~28%盐酸体系为碳酸盐岩地层酸化用的变粘酸,7.5%SAP-BET 12%盐酸 6%甲酸体系为砂岩地层酸化时土酸的分流酸。图10参4。     

VES自转向酸变黏机理实验研究

从胶束聚集体结构、尺寸的表征入手,通过动态光散射仪、激光粒度仪、冷冻刻蚀透射电镜研究酸液浓度、无机盐对胶束尺寸及酸液变黏过程的影响。结果表明,随着盐酸浓度增加,VES自转向酸黏度先增加后降低,酸质量分数为10%时溶液黏度达到72 mPa.s。盐酸质量分数为15%、10%、5%时胶束聚集体的水动力学平均直径分别为58.1...     

变粘分流酸主剂油酸酰胺丙基甜菜碱的合成

针对聚合物基稠化酸体系对地层存在潜在伤害的问题,研制出一种表观粘度随pH值升高而增大的新型两性表面活性剂-油酸酰胺丙基甜菜碱.该表面活性剂在非均质储层分流酸化中应用,随酸岩反应进行酸液体系自动变粘,具有分流酸化的作用,且不会对地层造成二次伤害.     

甜菜碱类变粘分流酸的酸岩反应动力学研究

针对聚合物基稠化酸体系对地层存在潜在伤害的问题,研制出一种表观粘度随pH值升高而增大的甜菜碱类变粘分流酸,而且具有较好的缓速效果.介绍了交粘分流酸的pH值特性;通过旋转岩盘酸岩反应速率测试仪,研究了变粘分流酸的酸岩反应动力学方程、反应活化能、频率因子和H传质系数,分析了变粘分流酸的缓速机理.     

智能转向酸化的机理及试验研究

为了解决在常规酸化中高渗透层的指进、酸液的穿透深度小和残余伤害严重等问题,提出了一种新型的智能转向酸化技术,该酸液体系以粘弹性表面活性剂(visco-elastic surfactants简称VES)和盐酸或土酸为主体外加各种添加剂,在酸化过程中主要依赖于粘弹性表面活性剂的特殊性能实现转向、破胶、缓速降滤的功能,同时具...     

变黏酸稠化剂甜菜碱的合成及性能评价

以油酸和3-二甲氨基丙胺为反应物,在一定条件下通过缩合和季铵化反应合成了十八烷基酰胺丙基甜菜碱( BET-18).分别考察了反应物配比、温度及时间对缩合反应的影响,并评价了甜菜碱在不同质量分数(或pH值)盐酸体系中的增黏性能.实验结果表明,缩合反应的最佳反应条件为:3-二甲基氨基丙胺与油酸的物质的量比为1.08:1.0、反应温度为160℃、反应时间为8h;当BET- 18加量为5％ (m/m)时,能使模拟酸岩反应的酸液体系表现出2次增黏的过程;在温度为80℃、剪切速率为170 s-1的条件下,pH值为3～4的BET-18残酸黏度能达到280 mPa·s.根据BET- 18清洁变黏酸液体系的变黏特性,可将其应用到碳酸岩盐基质酸化及酸压增产措施中.     

盐酸液稠化剂SC-1的研制

以煤油为分散介质，油水相体积比1：2，水相中单体质量分数40％，AM、DMDAAC、AMPS三单体质量比4：1：1。通过反相乳液聚合制得了三元共聚物W／O乳状液。直接用作盐酸的稠化剂，其代号为站1020％盐酸中SC-1加量由1％增至4％时，酸液黏度（30℃，1701／s）由42mPa·s增至94mPa·s。站1加量为2．5％时，盐酸质量分数由15％增至28％，酸液黏度由89mPa·s降至72mPa·s。2．5％SC-1增稠的20％盐酸，加入0．3％CaCl2、0．2％Mg·Cb或3．5％NaCl后在室温放置7天，酸液物态无异常；在60℃或90℃密闭放置4小时后，黏度保持率为91．9％或88．9％：与大理石的反应持续40小时后的质量分数大于5％。骷1与多种常用酸液添加剂配伍。研制了含缓蚀剂、铁离子稳定剂、破乳剂、助排剂、黏土稳定剂的2．5％骷1增稠的20％盐酸液。图1表3参8。     

甜菜碱类变粘分流酸流变性的影响因素研究

根据VES理论,利用甜菜碱类两性表面活性剂制备出变粘分流酸.通过实验考察了两性表面活性剂浓度、温度、酸液添加剂、Fe3+和无机盐含量等因素对体系变粘特性的影响,结合酸液体系的变粘机理分析,总结了酸液体系随着酸岩反应粘度逐渐增加的影响因素,为现场应用提供理论指导.     

中高温VES压裂液用表面活性剂NTX-100

由长链脂肪酸合成了多头季铵盐型表面活性剂NTX 100(有效物≥50%)。由4.0%NTX 100、0.3%pH调节剂、3.0%KCl和清水组成的压裂液体系,20℃、40℃、60℃下的粘度(170s-1)分别为146、134、97mPa·s,在室温放置1个月后粘度基本不变。粘温曲线表明,NTX 100体系压裂液的最佳pH值为6.0～6.5,在100℃下4.5%NTX 100、0.2%pH调节剂、2.1%KCl体系的粘度保持在50mPa·s。在振荡频率0.1HZ、温度20～90℃范围,随温度升高,上述4.5%NTX 100体系的G′值先略下降,高于45℃后大幅上升,高于约68℃后又持续下降;G″值则先基本稳定,高于60℃后上升;在90℃时G′和G″均大于20℃时的值。上述4.5%NTX 100体系与20%(以体积计)柴油混合后破胶,破胶液30℃粘度为14mPa·s,静置后分为三层,由上层油相体积计算,破乳率>70%,静置后的破胶液与等体积水混合后,粘度为4.2mPa·s。NTX 100耐温性良好,可用于110℃左右的中高温井压裂。图3表1参7。     

粘弹性表面活性剂压裂液VES-70工艺性能研究

粘弹性表面活性剂VES 70压裂液由复配表面活性剂VES 70和粘土稳定剂组成 ,其中VES 70为C16、C18烷基三甲基季铵盐与有机酸、异丙醇等的复配物。实验考察了VES 70胶束凝胶压裂液的应用性能。在 30℃下 ,VES 70溶液的表观粘度 (170s-1)随VES 70体积分数的增加而增大并趋于恒定值 :2 %溶液为 5 7mPa·s,4 %溶液为 175mPa·s,5 %溶液为 180mPa·s;4 %VES 70溶液的表现粘度随 pH值增大而增大 ,pH =1时不增粘 ,pH为 2～7时迅速增粘 ,pH为 9～ 11时增粘减慢。在 6 5℃、170s-1进行的 90min耐温剪切测试中 ,4 %VES 70溶液粘度降至 6 0mPa·s左右并保持稳定 ,这是VES压裂液的一个特点。在振荡频率为 6 .2 4rad/s时 ,随温度升高 (2 5～70℃ ) ,4 %VES 70压裂液的G′减少 ,G″增大 ,在 5 3℃时由G′ >G″变为G″ >G′ ,但G′值均 >2 .0Pa。 4 %VES 70压裂液以不同体积比与吉林原油混合 ,在 6 5℃破胶时间为 31.2～ 14 .1min ,破胶液粘度 5 .6～ 6 .1mPa·s ;与柴油等体积混合 ,6 5℃破胶时间 13.6min ,破胶液粘度 2 .7mPa·s ,表面张力 2 9.6mN/m ,界面张力 0 .33mN/m。在 6 5℃、3.5MPa下 4 %VES压裂液在低渗 (0 .0 80 7× 10 -3 μm2 )储层岩心中动态滤失系数为 7.5 2× 10 -4m/min0 .5,初滤失量为 2 .11× 10 -4     

砂岩酸化中水化硅沉淀的影响因素分析

讨论了砂岩酸化中产生水化硅沉淀的反应机理。使高岭土与1.0%HF和多种配比的HCl HF在不同温度(20-90℃)反应不同时间(10-300分钟),用等离子吸收光谱法(ICP)测定酸液中可溶性硅的浓度(mg/L),取某时段测定值的减小量为该时段水化硅沉淀生成量,讨论了多种因素的影响,得到了如下结果和结论。反应温度越高,则高岭土与HF之间的反应越快,形成水化硅沉淀的时间越短,最终生成的沉淀量越大;在HF中加入HCl(使用土酸体系)、减小土酸中HF质量分数、加大土酸中HCl、HF质量分数比,均可使生成沉淀时间延后,使最终生成沉淀量减少。60℃时300分钟沉淀量,在1.0%HF、5.0%HCl 1.0%HF、9.0%HCl 1.0%HF中分别为482、321、201mg/L。提出了在酸化设计与施工中可以采取的6条简便易行的减少水化硅沉淀量的措施。图4表1参6。     

磺化苯乙烯-衣康酸共聚物超高温钻井液降粘剂的研制

研究了水基钻井液降粘剂磺化苯乙烯-衣康酸共聚物的合成方法。以DMF（N,N-二甲基甲酰胺）为溶剂,苯乙烯、衣康酸摩尔比1．0：1．2,引发剂BPO（过氧化苯甲酰）用量0．6％,溶液共聚温度85℃、时间4h,得到苯乙烯-衣康酸共聚物,化学结构由红外光谱表征。该共聚物与过量20％发烟硫酸在50℃进行磺化反应2h,生成降粘剂。常温下加入0．3%SSHIA（磺化苯乙烯-衣康酸共聚物）使淡水钻井液的表观粘度由107mPa·s降至48mPa·s以下;加入0．3％SSHIA使淡水钻井液在260℃老化16h后,嘉瑚粘摩南59mPa·s降军32mPa·s以下．表明该剂具有良好的耐渴性。     

复合表面活性剂酸液助排剂FOC及其应用

测定分属4种类型的10余种常用表面活性剂的表/界面张力和润湿性(相对润湿角)。根据测试结果并考虑相互间的协同效应和价格,研发了由20%降低表面张力能力强的FSK(临界胶束浓度FSK水溶液的表面张力为25.3 mN/m)、40%降低界面张力能力强的CTAB(临界胶束浓度CTAB水溶液与煤油间的界面张力为2.0 mN/m)、10%可增加接触角的OP-10(1.6 g/L OP-10的20%盐酸溶液在石英砂上的接触角为69.1°)及辅助表面活性剂组成的高效助排剂FOC。FOC在酸液中与各种添加剂配伍,表/界面活性高,加入200 mg/L FOC的20%盐酸溶液的表面张力为26.3 mN/m,与煤油间的界面张力为2.1 mN/m,助排率为85.9%,热稳定性好。74低渗区块741313油井经检泵、洗井作业后受到严重水伤害,产出液含水100%,注入含0.5%FOC的前置液、8%盐酸及8%/2%土酸 5%醋酸后,含水降至51.6%,日产油恢复至4.8 t。图9表2参5。     

乳化降粘剂SB-2乳化稠油机理研究

实验研究了用表面活性剂SB 2乳化稠油降低粘度的几个机理性问题。SB 2是胜利油田开发的稠油乳化降粘剂 ,为脂肪酸改性的具有多官能团的钠盐型阴离子表面活性剂。根据用duNo櫣ｙ法测定的表面张力曲线 ,SB 2在蒸馏水中的临界胶束浓度为 0 .16 g/L ,在模拟地层水 (TSD =15 .8g/L ,含Ca2 0 .6 g/L ,含镁 0 .2g/L)中的为0 .0 2 4 g/L。产自胜利油田不同区块 7口井、5 0℃粘度为 3.0× 10 3 ～ 3.3× 10 5mPa·s的稠油 ,与浓度 3～ 8g/L的SB 2地层水溶液在油水体积比 7∶3及一定温度 (5 0～ 70℃ ,视井温而定 )时形成粘度 <30 0mPa·s的O/W乳状液 ,稠油粘度较高时所需的SB 2浓度较高。用ESI MS方法测定了在 5 0℃形成的O/W稠油乳状液水相和油相中SB 2浓度 ,得到下述结果 :在相同稠油和油水比条件下 ,SB 2初始浓度较高时 ,乳状液水相和油相中SB 2浓度也较高 ,粘度不同的 2种稠油与同一浓度SB 2地层水溶液形成的乳状液 ,油水比越大 ,油相中SB 2浓度越小 ,水相中SB 2浓度则相同 ,油水比也相同时SB 2在油相中的浓度也相同。用微量热法测定了一种稠油与SB 2地层水溶液乳化时的热效应 ,乳化过程为放热过程 ,乳化热随水相SB 2浓度、油水比和乳化温度增高而增大。图 6表 1参 6。     

膦酸/盐酸/氢氟酸混合酸液体系SDE的性能

实验考察了砂岩油藏用混合缓速酸SDE-1(3%氢氟酸 8%膦酸)和SDE-2(3%氢氟酸 1%盐酸 8%膦酸)的性能,其中的氢氟酸由氢氟化铵提供。SDE酸既具有缓速性,又具有高溶蚀性,还能抑制与粘土的反应,基本不产生二次沉淀。对于含20%粘土矿物和12%碳酸盐的大港小集油藏岩心,82℃下SDE-2的15分钟溶蚀率仅为常规(3/12)土酸的1/3,8小时溶蚀率则与土酸相当;SDE-1的15分钟和8小时溶蚀率均最低。对于高岭土 膨润土样,82℃下土酸、SDE-2和SDE-1的8小时溶蚀率分别约为70%、30%和30%,土酸和SDE-2的溶蚀基本上发生在前15分钟,SDE-1在2小时后仍有明显溶蚀。对于经SDE-2溶蚀的该粘土样,上述3种酸的8小时溶蚀率分别约为70%、20%和5%,基本上发生在前15分钟。在0.6×10-3μm2的储层岩心中依次注入3%NH4Cl,10%HC,土酸或SDE-2后,渗透率大幅上升,再注入3%NH4Cl时,注过土酸的岩心渗透率明显下降,而注过SDE-2的岩心渗透率不变。3.6×10-3、2.3×10-3、2.0×10-3μm2的3段岩心串连,依次注入3%NH4Cl、10%HCl和SDE-2,渗透率分别上升300%、300%、250%,再注入3%NH4Cl时渗透率均不变。图4表2参3。     

磺化苯乙烯-水解马来酸酐共聚物降粘剂SSHMA的研制

报道了用作水基钻井液降粘剂的磺化苯乙烯-水解马来酸酐共聚物SSHMA的合成方法。以甲苯、二甲苯混合物为溶剂,苯乙烯、马来酸酐摩尔比1.0~1.2∶1.0,引发剂BPO用量0.7%~1.2%,溶液共聚温度95℃,时间3小时,得到苯乙烯-马来酸酐共聚物,其重均分子量在3000~5500范围,化学结构由红外光谱证实。在NaOH存在下,该共聚物与三氧化硫按摩尔比1.0∶1.0~1.2在50℃进行磺化、水解反应1小时,生成降粘剂SSHMA。该剂具有良好的耐温抗盐性:加入0.2%SSHMA使淡水钻井液的表观粘度由75 mPa.s降至30mPa.s以下,加入0.3%SSHMA使淡水钻井液在230℃老化16小时后的表观粘度由64mPa.s降至28mPa.s以下,加入0.4%SSHMA使15%盐水钻井液230℃老化16小时后的表观粘度由35mPa.s降至18mPa.s以下。图5参4。