两种微交联羧甲基纤维素的结构和性能研究

在制备羧甲基纤维素(CMC)过程中加入适量四硼酸钠或N－羟甲基丙烯酰胺(HMAM)使CMC分子间发生微交联。阐述了有关的交联机理，研究了交联剂量对CMC溶液性质的影响。结果表明，微交联工艺使CMC溶液粘度、抗盐性和取代基分布均一性明显提高。与未交联CMC比较，四硼酸钠用量3%—9%时，2%水溶液粘度提高20%—60%，盐粘比提高23%—49%，造浆率和滤失性也得到改进。用XRD和IR对微交联CMC结构进行了表征。     

耐盐增粘剂HCMC的研究

利用丙烯酰胺（ＡＭ）与Ｎ,Ｎ－二甲基丙烯酰氧乙基辛基溴化铵（ＤＭＡＯ）跟羧甲基纤维素钠进行接枝共聚制备了耐盐增粘剂ＨＣＭＣ。通过红外光谱及元素分析对其结构与组成进行了分析。初步考察了无机盐、温度、剪切作用、ＰＨ和表面活性剂等因素对ＨＣＭＣ水溶液粘度的影响,研究发现ＨＣＭＣ具有良好的耐盐,一定的耐温和抗剪切性能,对ＰＨ的敏感度低于一般聚电解质,表面活性剂ＳＤＳ（十二烷磺酸钠）对ＨＣＭＣ溶液的粘度性能     

羧甲基纤维素接枝AM／DMDAAC共聚物的溶液性质

采用自由基溶液聚合法制备了羧甲基纤维素与丙烯酰胺／二甲基二烯丙基氯化铵的两性接枝共聚物（ＣＡＤ）。探讨了ＣＡＤ的溶解性质、在水溶液和盐溶液中的流变性质以及在不同浓度ＮａＣｌ、ＫＣｌ、ＭｇＣｌ２、ＣａＣｌ２与钙镁钠混合盐溶液中的粘度性质。结果表明；ＣＡＤ具有较好的溶解性，其溶液属假塑性流体，有较强的抗盐能力，大分子链间正、负离子基团的缔合作用影响其溶液性能     

ASP体系各组分配伍性研究

本工作从兼溶（分相），粘度，热稳定性方法面考察了ＡＳＰ驱油体系的配伍性，结果表明碱Ｎａ２ＣＯ３，表面活性剂ＯＰ－１０，聚合物ＨＰＡＭ－３５３０Ｓ的配伍性好，复合溶液的热稳定性优于单一３５３０Ｓ溶液。     

河南油田微凝胶驱油技术达国际先进水平

日前 ,由河南油田分公司承担的“聚合物交联微凝胶体系驱油技术”在北京通过了中国石化股份公司的鉴定。微凝胶体系驱油技术 (即低浓度交联聚合物驱技术 )的原理是在聚合物溶液中加入少量化学添加剂 ,通过发生化学反应提高聚合物溶液的粘度和耐温抗盐性能 ,以达到降低聚合物用量、改善聚合物驱技术的应用效果和扩大其应用范围的新技术。它包括交联剂优选及生产技术、微凝胶驱配方筛选与优化技术、微凝胶驱跟踪分析及效果评价 6项配套技术。与聚合物驱相比 ,该技术使聚合物含量从 1 0 0 0 mg/ L降低到 40 0 mg/ L,应用于现场后可大幅度降低…     

影响胶态分散凝胶成胶性能因素研究

研究了各种因素对聚合物（ＨＰＡＭ）／柠檬酸铝／盐体系胶态分散弟胶（ＣＤＧ）的形成（通过成胶时间测定）和性能（通过孔隙阻力因子的测定）。孔隙阻力因子ＦＰＲ为相同聚合物浓度的ＣＤＧ和ＨＰＡＭ溶液分别流过填砂滤层所需的时间之比,可代表ＣＤＧ在多孔介质中的相对强度。研究结果表明：ＣＤＧ的性能随所用ＨＰＡＭ分子相对质量提高而;ＮａＣｌ的存在（≤７０００ｍｇ／Ｌ）可促进ＣＤＧ的形成;在下列条件下可形成稳定的Ｃ     

双子表面活性剂（C14-2-14．2Br^-）水溶液粘度及影响因素研究

合成并表征了阳离子双子表面活性剂N,N’-双（十四烷基二甲基）-1、2-二溴化-乙二铵盐（C14-2-14．2Br^-）。用布氏旋转粘度计测定其水溶液粘度,并考察了溶液浓度、温度、pH值以及添加剂（盐、单链表面活性剂、聚合物）加量对C14-2-14．2Br^-水溶液粘度的影响。发现C14-2-14．2Br^-具有较好的溶液增粘性,但其耐温性较差;提高溶液pH值,添加无机盐和阳离子聚合物均可提高C14-2-14．2Br^-溶液的粘度,阳离子聚合物与C14-2-14．2Br^-具有良好的协同配伍性;而添加表面活性剂、NaSal均使C14-2-14．2Br^-溶液粘度急剧下降,NaSal引起C14-2-14．2Br^-水溶液粘度下降原因有待研究。     

有机锆交联聚丙烯酰胺驱油剂配方研究

交联聚合物驱油方法是针对非均质性严重、原油粘度较高的油藏提出的。本文报道了有机锆交联聚丙烯酰胺驱油剂的配方研究，通过对聚丙烯酰胺／有机锆交联剂体系粘度时间关系的考察，讨论了聚丙烯酰胺和有机锆浓度、体系ｐＨ值和交联温度（３０—６０℃）对延缓交联和交联体系稳定性的影响，得到了适用于６０℃及以下油藏的驱油剂最佳配方     

聚丙烯酰胺与高价金属离子交联机理研究

对聚丙烯酰胺与高价金属离子（Ｃｒ（Ⅲ）或Ｚｒ（Ｚｒ（Ⅳ））的交联机理进行了实验研究。结果表明,ＰＡＭ水解度对成冻有着重要的影响：非水解ＰＡＭ不能与Ｃｒ（Ⅲ）或Ｚｒ（Ⅳ）形成冻胶;水解度太大的ＰＡＭ则容易产生沉淀;ＰＡＭ与Ｃｒ（Ⅲ）或Ｚｒ（Ⅳ）的交联特征几乎一样,只是它们成冻时对ＰＡＭ水解度大小的要求不同的要求不面而己。     

天然混合羧酸（盐）复合驱油体系的研究

研究了天然混合羧酸（盐）复合驱油溶液与大庆、胜利原油构成的体系的界面性质，考察了Ｎａ２Ｃｏ３、ＮａＨＣＯ３、ＮａＣｌ、ＨＰＡＭ、助表面活性剂对体系界面性质的影响，提出了复合驱油体系的配方。研究结果表明，天然混合羧酸（盐）可使复合驱油溶液与大庆或胜利原油之间的界面张力降至超低值。     

Experimental and factorial design analysis of viscosity and fluid loss control of water-based mud treated with pineapple leaves

The cost of oil and gas drilling fluids with their chemical additives is fairly high above the total well cost. It is imperative that mud engineers find cellulose-rich agro wastes local alternatives to cut down costs. In this work, we analyzed the effect of pineapple leaves as a cheaper and more environmentally friendly alternative additive on certain drilling fluid properties. Laboratory analysis and Factorial Design of Experiment (FDE) were carried out to study the effect of Pineapple leaves (PL) on water-based drilling mud’s viscosity and fluid loss at an ambient temperature of 29 °C, and pressure of 100 psi. Full 2³ and 2⁴ FDE which consider aging; the concentrations of Carboxymethyl cellulose (CMC) and PL; fluid loss time are independent variables while viscosity and fluid loss are the response variables that were managed. The main and interaction effects were investigated. Results showed that pineapple leaves are slightly acidic and cannot completely replace CMC. Combining it with CMC yields a better viscosity and fluid loss property. 1 g of CMC combined with 10 g of PL in a barrel of drilling mud gave a filtrate volume slightly higher (9%) than the control mud with 2 g CMC only, whereas, combining 5 g/10 g of PL with 2 g CMC reduced the filtrate volume by 5 and 24 %, respectively, making PL a good complementary fluid loss agent. Analysis of the main and interaction effects from factorial design also revealed that the PL and its interaction with CMC contribute about 30% to viscosity and prevented fluid loss by 5%. A plot of the plastic viscosity and fluid loss volume of samples containing 10 g of PL and varying CMC concentrations showed that combining the two additives in a CMC to PL ratio of 1.5:10 yielded mud properties comparable with the control mud. The volume of PL agro-wastes was also reduced.     

一种抗高温凝胶封堵剂

凝胶类封堵剂具有自适应强的特点,但钻井液用凝胶封堵剂普遍存在抗温性较差的问题。以聚乙烯醇（PVA）、丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）为反应单体,N,N-二甲基双丙烯酰胺（MBA）为交联剂,过硫酸铵为引发剂制备了一种新型凝胶封堵剂（PPAA）,该封堵剂抗温可达180 ℃。PPAA膨胀倍数低,对钻井液流变性影响小,能降低钻井液滤失量。180 ℃老化后,含2%PPAA的钻井液对80～100目砂床的侵入深度为2.6 cm,较常规封堵剂封堵率提高60.6%,在6%NaCl条件下封堵率提高48.6%,且高温高压砂盘滤失量降低69.7%。      

树胶的交联改性及其作为钻井液处理剂的研究

为有效提高树胶水溶胶液的黏度和水溶性,以SP树胶为原料,通过环氧氯丙烷交联改性,制备了交联改性的SP-1树胶。DSC曲线表明,SP的相变温度为159 ℃,SP-1的相变温度为156.17 ℃,吸收峰向低温方向移动,证明SP与环氧氯丙烷发生交联反应,羟基有所减少。通过正交实验,利用极差分析方法,优化出适宜的交联改性反应条件:反应pH值为10、环氧氯丙烷的用量为56.40 g/100 g、反应温度为50 ℃。与SP树胶相比,交联改性树胶SP-1具有良好的水溶性,增黏率为116.7%,降滤失率为30%;相比于基浆,SP-1的增黏率为160%,降滤失率为53.2%。经SP-1处理的水基钻井液在30~120 ℃范围内流变性能稳定,API滤失量保持15 mL以下。泥球实验表明,泥球在SP-1水溶胶液中能够长时间稳定存在。     

油基钻井液凝胶堵漏技术实验探讨

钻井工程中使用油基钻井液一旦发生严重漏失,现场处理更困难,且目前尚未形成油基钻井液的高效堵漏技术,因此提出并探讨了油基钻井液用凝胶堵漏方法。研选结果表明,胶凝剂NJZ能够在柴油中具有良好的溶解性,且成胶性能较好,胶凝剂NJZ与交联剂JLJ成胶效果最好,而其与交联剂AlCl₃·6H₂O、AlCl₃·6H₂O和NaOH复配的成胶效果较差,无法满足要求,胶凝剂NJZ浓度为10.0%、交联剂JLJ浓度为4.0%时,使用乳化剂EHJ的交联效果最好,凝胶强度最高。用正交实验法优化了凝胶堵漏体系配方,分析了温度、pH值、剪切作用等对成胶性能的影响。通过填砂管室内实验评价表明,采用双液注入方法,结合多次挤注工艺,相对水基凝胶堵漏体系,新研制的油基凝胶具有更强的堵漏作用效果,且具有良好的抗温性,在120℃下仍具有较高的凝胶强度,承压能力梯度达到1.05 MPa/m。      

钻井液用淀粉微球降滤失剂的制备及性能评价

针对常规的淀粉类处理剂抗温能力不足的缺点,以可溶性淀粉为原料,N-羟基琥珀亚酰胺（NHC）为交联剂,采用乳液聚合方法,合成了一种环保型淀粉微球。采用傅立叶红外光谱仪（FT-IR）、扫描电镜（SEM）、热重分析仪、Nanobrook粒度-Zeta电位测试仪等对其进行表征。实验分别评价了,其在淡水基浆、盐水基浆和氯化钙基浆中的降滤失性能,并考察其抗温能力。实验表明,新研制的淀粉微球颗粒大小较均匀,呈圆球状,粒径约为50 nm,热稳定性好;150℃热滚后,加入1%淀粉微球,可分别使4%膨润土基浆、10%盐水基浆、1% CaCl₂基浆的API滤失量分别下降70%、55%和60%。且对钻井液流变性影响较小,在降滤失能力、抗温和抗盐方面均优于常规的淀粉类降滤失剂。      

香豆胶在钻井液中的应用

香豆胶与ＣＭＣ配合使用可制得无固相钻井液及低固相钻井液,这种钻井液不含粘土或粘土含量大幅度减少（７５％以上）而性能优良,可抗盐,抗高温,有一定抗钙能力,能絮凝粘土,防止钻井过程中造浆。用香豆胶对普通水基粘土钻井液进行处理,可降低钻井液密度,改善钻井液性能,１９７８年在玉门油田香豆胶处理井浆的一次现场试验,获得了圆满成功。     

降滤失剂乙烯醇-丙烯酸钠共聚物的性能研究

一种降滤失剂是由乙酸乙烯酯与丙烯腈经乳液共聚后再进行水解改性的产物,用于钻井液处理,具有良好的耐高温性能。在4％盐水膨润土泥浆和饱和盐水膨润土泥浆中,分别添加1.5％和2.0％的共聚物,经200℃静态老化16h后,API失水量比基浆分别降低90.25％倍和92.28％倍,并有较高的抗钙污染能力。     

深水窄密度窗口地层封堵承压钻井液技术

针对深水地层压实程度低、钻井液安全密度窗口窄、易导致井漏的技术难题,以烯类单体、大分子交联剂及层状结构硅酸盐矿物等为主要原料制备了柔性颗粒封堵剂,以此为基础构建了深水抗高温封堵承压水基钻井液。室内实验证明,柔性颗粒封堵剂韧性好,抗温达160 ℃,在10%盐水中性能稳定,对渗透性岩心、裂缝及砂床均具有良好的封堵效果,显著提高承压能力;构建的深水抗高温封堵承压钻井液160 ℃老化前后流变性能稳定,黏度和切力合适,4 ℃与25 ℃下的动切力比值小于1.35,具有显著的低温恒流变特性,封堵后岩心的渗透率接近于零,承压能力达11 MPa,抗膨润土粉及氯化钠污染的能力强,保护储层效果良好,岩心渗透率恢复率大于90%。该深水抗高温封堵承压水基钻井液在南海陵水区块进行了现场应用,提高了易漏地层的承压能力,承压能力提高6～11 MPa,确保了复杂井段的钻井安全。      

钻井废弃泥浆土壤化实验研究

为了解决目前废弃泥浆固化处理后占用大量土地资源且存在着环境污染隐患的实际问题,开展了钻井废弃泥浆土地资源化的研究。根据钻井废弃泥浆的特点和土壤环境质量标准(GB15618—1995)的要求,将废弃泥浆中的污染物进行固定化处理,使其不向水环境转移;然后将处理后的泥浆与经过选定的富含微生物的土壤混合,泥浆中污染物降解后余下的固相成分(膨润土等)转化为土壤资源。对固定污染物药剂的用量、泥浆与土壤混合比例等条件进行了实验,并进行了大豆发芽实验。实验结果表明:泥浆中固定污染物药剂加量在20g/L以上时,可以有效固定其中的污染物,其浸出液中COD和SS浓度能达到GB8978—1996中的一级标准,固相物可以达到土壤环境质量一级标准;处理后的泥浆与土壤比例等达到1∶2时,对大豆发芽率没有明显不利影响。结论认为:通过该方法将钻井废弃泥浆转化为土壤资源是可行的,开发了一种废弃泥浆处理的新方法。