油基泡沫钻井流体稳定机理研究

采用表面张力、黏度、界面膜流变性能、分子模拟等方法研究了不同类型表面活性剂在空气/白油表面的吸附行为和界面层的性质,通过对泡沫表观性能、液膜流变性质、微观分子模拟等研究结果的关联分析,讨论了油基泡沫的稳定机理。研究结果表明,椰油二乙醇酰胺、司盘80、长链烷基苯磺酸(C20-24)以反胶束的形式吸附在界面下层,很难有效降低表面张力,只能在外力的作用下形成瞬态泡沫;氟表面活性剂和自制的SH-OF-1在泡沫形成时可以吸附到表面定向排列,降低表面张力,形成相对稳定的泡沫;氟表面活性剂泡沫液膜呈现出较高的弹性性质,表面黏性不够,使得其抗扰动能力稍差,而SH-OF-1由于同时具有黏弹性能,因而表现出更好的泡沫稳定性。     

气/液介质对泡沫液膜渗透性的影响规律

为了构建适用于泡沫驱的高稳定泡沫,从液膜渗透率角度阐明气/液介质对泡沫稳定性的影响机制。以氮 气和二氧化碳为气体介质,利用气泡缩减法,测定了7 种起泡体系的泡沫液膜渗透率以及起泡性能、析液半衰期 和泡沫半衰期。研究结果表明,对于同一种气体介质,表面活性剂分子疏水碳链数目越多,液膜上表面活性剂分 子之间相互作用越强,泡沫液膜渗透率越小;CO₂泡沫的液膜渗透率是N₂泡沫的1～3 倍,CO₂泡沫稳定性比N2泡 沫的低;泡沫液膜渗透率与泡沫半衰期呈现出良好的相关性,随着液膜渗透率升高,CO₂泡沫半衰期快速递减。     

羧酸盐双子表面活性剂耐温清洁压裂液 ——以塔里木盆地致密砂岩气藏为例

为构筑新型低伤害耐温性清洁压裂液,在合成表征系列羧酸盐双子表面活性剂、测试其水溶性的基础上,采用MR301 界面流变仪考察了分子结构（疏水链长度及联接基碳数）、浓度、纳米粒子含量对羧酸盐双子表面活性剂增稠清洁压裂液效果的影响,并按行业标准SY/T 5107—2005 评价了羧酸盐双子表面活性剂—纳米粒子清洁压裂液性能,用FT—IR 和1H—NMR 谱图确认了产物为所需的合成结构,水溶性实验确立系列羧酸盐双子表面活性剂溶解温度为34 ～ 65 ℃。黏度测试结果表明：①疏水链碳数越多,羧酸盐双子表面活性剂增稠能力越强,溶液黏度突变升高对应活性剂浓度越小;②疏水链碳数相同,联结基碳数增加,其增稠能力越强,耐温性越好;③ 0.04% 纳米ZnO 可使3%DC16-4-16 溶液高温（100 ℃）黏度由10 mPa·s 升至30 mPa·s ;④最优羧酸盐双子表面活性剂耐温清洁压裂液配方是3%DC16-4-16+0.04% 纳米ZnO,其具有良好的耐高温剪切稳定性、携砂稳定性及快速破胶性。该清洁压裂液应用于塔里木盆地致密砂岩气藏效果良好。     

羧酸盐双子表面活性剂耐温清洁压裂液——以在塔里木盆地致密砂岩气藏应用为例

为构筑新型低伤害耐温性清洁压裂液,在合成表征系列羧酸盐双子表面活性剂、测试其水溶性的基础上,采用MR301界面流变仪考察了分子结构(疏水链长度及联接基碳数)、浓度、纳米粒子含量对羧酸盐双子表面活性剂增稠清洁压裂液效果的影响,并按行业标准SY/T 5107—2005评价了羧酸盐双子表面活性剂—纳米粒子清洁压裂液性能,用FT—IR和1H—NMR谱图确认了产物为所需的合成结构,水溶性实验确立系列羧酸盐双子表面活性剂溶解温度为34~65℃。黏度测试结果表明:1疏水链碳数越多,羧酸盐双子表面活性剂增稠能力越强,溶液黏度突变升高对应活性剂浓度越小;2疏水链碳数相同,联结基碳数增加,其增稠能力越强,耐温性越好;3 0.04%纳米ZnO可使3%DC16-4-16溶液高温(100℃)黏度由10 m Pa·s升至30 m Pa·s;4最优羧酸盐双子表面活性剂耐温清洁压裂液配方是3%DC16-4-16+0.04%纳米ZnO,其具有良好的耐高温剪切稳定性、携砂稳定性及快速破胶性。该清洁压裂液应用于塔里木盆地致密砂岩气藏效果良好。     

泡沫析液行为的分子模拟研究

泡沫稳定性是泡沫流体作业成功的关键,而析液是泡沫稳定性的宏观表现。利用介观分子模拟方法,研究了泡沫液膜及其微观析液行为,并依据泡沫剂结构,建立了表面活性剂界面聚集行为与泡沫剂发泡能力之间的关系。研究发现,力场、液膜厚度、表面活性剂分子密度以及表面活性剂类型等因素都对其界面生成能产生较大影响。不同表面活性剂产生的泡沫体系的析液行为遵循衰减方程。同时,分子模拟方法可以准确地反映表面活性剂的发泡能力,尤其是在低浓度条件下生成泡沫的能力。     

疏水链对双子表面活性剂性能的影响

以壬基酚或对特辛基酚和二溴丁烷为原料合成了含不同支化度疏水链的磺酸盐型双子表面活性剂R2C4和D2C4（C为联结基中亚甲基,R为疏水基壬基,D为疏水基仲辛基）,研究了其水溶液的表面活性、界面活性、乳化性能、泡沫性能及热稳定性,讨论了疏水链的支化程度对其性能的影响。试验发现磺酸盐型双子表面活性剂具有较高的表面活性,其中R2C4的临界胶束浓度（CMC）较低,而D2C4的临界表面张力较低,R2C4具有比D2C4更优的界面活性;对同一有机相,R2C4的乳化性能要优于D2C4;R2C4的起泡性及泡沫稳定性优于D2C4;R2C4和D2C4的初始分解温度分别为293℃和322℃,即二者都具有较好的热稳定性,高支化度的疏水链提高了表面活性剂的热稳定性。     

温度对泡沫稳定性的影响

论述了温度对泡沫衰变过程,对泡沫表面膜性质(包括表面吸附、Marangoni效应、表面弹性和表面粘度)和对表面活性剂溶液的影响。结论是:(1)低温时,主要是气体扩散;高温时,泡沫破灭由顶端开始,泡沫体积随时间延长而有规律地减小;(2)随温度升高,吸附量减少,分子独占面积增大,表面粘度降低,Marangoni效应作用减弱,表面弹性降低,导致泡沫稳定性降低;(3)随温度升高,泡沫体系的表面张力减小,有利于泡沫的稳定性提高,但此时表面张力不是影响泡沫稳定性的主导因素。另外,温度升高,溶液粘度降低,排液速率加快,泡沫稳定性下降。     

分子动力学模拟阴离子/两性离子表面活性剂在油-水界面的分子行为及协同效应

采用分子动力学模拟方法研究了表面活性剂十二烷基硫酸钠(SDS)/十二烷基磺丙基甜菜碱(SB12-3)混合体系在油-水界面的聚集行为以及SDS与SB12-3的协同作用。通过密度分布、界面厚度、界面形成能来分析油-水界面性质,当n(SDS)/n(SB12-3)=1/1时,协同效应达到最大,即混合体系的界面形成能(E_IF)达到-640.959 kJ/mol。通过亲水基团的径向分布函数和氢键数目研究了SDS和SB12-3的亲水效应,发现SB12-3的亲水基团与水分子优先形成氢键,且形成氢键数目(12.555)大于SDS与水之间的氢键数目(8.968),SB12-3的亲水性更好;通过表面活性剂头基与尾链之间的夹角和疏水尾链序参数研究了2种表面活性剂的疏水性能,发现SDS烃链在油相中夹角(114.368°)大于SB12-3在油相中角度(111.903°),证明SDS拉伸程度好,表现出良好的疏水性能,2种表面活性剂的协同作用良好。     

泡沫-原油作用稳定性影响因素研究

为了更好的认识原油与泡沫的相互作用,研究了原油类型、油相含量、表面活性剂浓度、表面活性剂类型、矿化度、烷烃链长和聚合物加量对泡沫与原油作用稳定性的影响。对不同条件下,加油前后的泡沫析液半衰期进行了测定。结果表明:不同原油对泡沫稳定性的影响不同,TK729油对泡沫的稳定作用最强。在一定油相含量范围内,轻质油和重质油都可以提高泡沫的稳定性。不同表面活性剂体系对原油的敏感性不同,阴离子表面活性剂AS遇油稳定性最好。在两性表面活性剂Mz和As(复配质量比1:2)体系中加入20%TK729油,当表面活性剂加量低于0.05%时,原油起消泡作用;当其加量高于0.075%时,原油起稳泡作用。矿化度的升高对泡沫与油作用的稳定性不利,在矿化度低于5×10~4mg/L时,油起稳泡作用,矿化度高于10×10~4mg/L时,油起消泡作用;碳数大于16的长链烷烃起稳泡作用,短链烷烃起消泡作用;聚合物的加入可以提高泡沫遇油的稳定性,聚合物加量越大,泡沫稳定性越强。     

中国石油辽河油田进行孪联型表面活性剂提高稠油采收率研究

在表面活性剂的驱油方法中,孪联型表面活性剂是一种新型驱油方法。孪联型表面活性剂即高温预膜减阻剂,在高温、高矿化度、很宽的pH范围内均能保持良好的发泡性、泡沫稳定性和超低的界面张力,具有优良的乳化降粘和洗油性能。     

濮城油田沙一下油藏CO_2泡沫封窜体系研究与应用

针对濮城油田沙一下油藏高温高盐的特点,利用充气法,评价了不同类型发泡剂性能。利用高温高压泡沫评价法,对阴离子型和非离子型发泡剂进行复配,得到了耐温耐盐的CO2驱泡沫封窜体系,高压条件下发泡剂稳定性大幅提升;分别从静态和动态角度评价了复配的耐温耐盐泡沫封窜体系,结果表明,该体系耐温90℃,耐盐20×104mg/L,最佳使用质量浓度5 g/L,在渗透率为3 152×10-3μm2的岩心中,阻力因子超过50;对比了CO2在气态、液态、超临界3种相态下形成泡沫体系的封堵能力,结果表明,超临界CO2下形成的封窜体系阻力因子最大。现场开展了濮1-1井组CO2泡沫封窜试验,采用预处理段塞、CO2段塞、水段塞及泡沫段塞的注入方式,结果表明,CO2泡沫体系可有效提高注入压力,改善吸气剖面。     

抗高温强封堵硬胶微泡沫钻井液构建技术

在分析微泡沫高温失稳因素基础上,构建了一种抗高温强封堵微泡沫钻井液。该钻井液采用低分子量高温稳泡剂以形成高温微泡沫的刚性结构膜,采用润湿剂来提高微泡沫表面膜润湿渗透性,减缓微泡沫高温下的蒸发作用;同时优选配套抗温降滤失剂和低密度封堵剂强化微泡沫抗温承压封堵能力。形成的抗高温强封堵硬胶微泡沫钻井液的密度在0.6～1.0 g/cm3之间可调,流变性良好;稳泡效果优异,常温半衰期至少45 h,150 ℃、16 h高温半衰期至少35 h,优化配方高温后半衰期不低于120 h;形成的封堵带性能稳定,高温高压砂床实验中滤液侵入深度相对降低82.1%,钻井液侵入深度相对降低73.8%;微泡沫钻井液抗原油污染浓度不小于15%。该微泡沫钻井液不需要现场辅助特殊设备,适宜应用于高温深井低压易漏地层防漏穿漏,可在地面和井筒之间长效循环,节约材料消耗成本和设备成本,维护井壁稳定。      

抗高温发泡体系的研制及性能评价

目前随着油气钻探井深的增加,泡沫钻井液的抗温性成为泡沫钻井的限制条件之一。不同类型表面活性剂之间存在协同增效作用,因此可通过表面活性剂之间的复配实现泡沫性能的稳定提升。笔者选用了6种表面活性剂,确定最佳发泡浓度是0.6%,以泡沫综合值为泡沫性能指标,对泡沫性能较好的4种表面活性剂进行了耐盐性能、抗温性能评价。实验表明,十二烷基二甲基氧化铵（OA）随盐度的增加,泡沫综合值曲线变化平稳,耐盐性较好;α-烯烃磺酸钠（AOS）在100℃以上时泡沫综合值较高,耐温能力较好。再对AOS和OA以不同浓度比例复配,得到2者最佳配比是4：1,复配体系最佳发泡浓度为0.4%。通过BZY-1表面张力仪对复配体系评价,表明复配发泡剂表面张力值随温度升高而降低,复配发泡剂体系更加稳定;抗温性评价表明复配体系在150℃以下时协同作用明显,耐温性效果较好,在100℃时泡沫综合值可以达到21.96×104 mL ·s。     

抗高温发泡体系的研制及性能评价

目前随着油气钻探井深的增加,泡沫钻井液的抗温性成为泡沫钻井的限制条件之一。不同类型表面活性剂之间存在协同增效作用,因此可通过表面活性剂之间的复配实现泡沫性能的稳定提升。笔者选用了6种表面活性剂,确定最佳发泡浓度是0.6%,以泡沫综合值为泡沫性能指标,对泡沫性能较好的4种表面活性剂进行了耐盐性能、抗温性能评价。实验表明,十二烷基二甲基氧化铵（OA）随盐度的增加,泡沫综合值曲线变化平稳,耐盐性较好;α-烯烃磺酸钠（AOS）在100℃以上时泡沫综合值较高,耐温能力较好。再对AOS和OA以不同浓度比例复配,得到2者最佳配比是4:1,复配体系最佳发泡浓度为0.4%。通过BZY-1表面张力仪对复配体系评价,表明复配发泡剂表面张力值随温度升高而降低,复配发泡剂体系更加稳定;抗温性评价表明复配体系在150℃以下时协同作用明显,耐温性效果较好,在100℃时泡沫综合值可以达到21.96×104 mL ·s。      

深井抗高温泡沫钻井液技术研究与现场试验

常规泡沫钻井液在深部地层高温条件下存在稳定性差、抗压能力弱以及携岩能力差等问题,同时在钻遇油层时容易消泡,为解决该问题,研究了深井抗高温泡沫钻井液。通过研制关键处理剂FPTO-1（发泡剂）、WPTO-1（稳泡剂）和YZTO-1（页岩抑制剂）,并对其加量进行优选,形成了6组深井抗高温泡沫钻井液配方;通过室内性能试验,从抗高温、抗原油污染、抑制性和抗高压性能方面综合评价,优选了钻井液配方。室内试验表明,深井抗高温泡沫钻井液可抗温150℃、抗油30%、抗压28 MPa。该钻井液在哈深2井三开3 837.00~5 173.50 m井段进行了现场试验,结果显示,在温度达到137℃时该钻井液性能依然稳定,并具有良好的携岩能力。研究结果表明,深井抗高温泡沫钻井液突破了常规泡沫钻井液应用井深的极限,且综合性能优良,具有现场应用价值。      

DS-627耐高温酸液起泡剂的研制与性能评价

中外油田常用泡沫酸对油水井进行分流酸化,起泡剂的性能是影响泡沫酸酸化效果的关键因素.以泡沫体积和泡沫半衰期为指标,对不同类型起泡剂进行了优选.结果表明,聚氧乙烯辛基苯酚醚磺酸-8和十四烷基氧化胺在质量分数为20%的盐酸中有较好的起泡能力和耐高温性能,杂醇油B具有好的高温泡沫稳定能力.用正交试验法对优选出的3种起泡剂进行复配得到DS-627耐高温酸液起泡剂.性能评价结果表明,DS-627起泡剂可用于盐酸或土酸酸液的起泡,耐温达180℃.     

超高温地热井钻井泡沫抗高温性能研究

OLKARI地区地热井地层温度高达350℃,主要采用泡沫钻井,然而其低压和超高温的特点可能造成泡沫流体相态变化,目前没有针对相变条件下泡沫流体抗高温性能的研究。基于超高温地热井泡沫钻井的特殊性,进行了泡沫重复发泡实验、高温失效时间测定实验,实验表明,发泡剂在单个钻井循环周期内具有良好重复发泡性能。若泡沫在循环过程中存在相态变化,也能保持良好重复发泡性能,为超高温地热井泡沫钻井流体的相态分析提供了实验依据。     

JP系列高温泡沫剂的合成及性能评价

高温下泡沫剂起泡、稳泡性能不稳定阻碍了蒸汽泡沫驱技术的推广。针对此问题,室内利用烯烃磺化、烷基化、中和反应步骤合成了一系列磺酸盐型阴离子泡沫剂,并对其性能进行了评价。评价结果表明,增加磺酸根的数量有利于提高泡沫剂的耐温性,说明随着亲油基的增长,泡沫剂发泡性能降低,稳泡性能增强,温度适用范围增大。     

高温高盐底水油藏强化泡沫体系试验研究

我国底水油藏储量丰富,底水油藏的开发面临底水脊进的问题.泡沫具有视黏度高和选择性封堵能力,能够在底水油藏开发过程中起到压脊作用.为了得到压脊效果较好的强化泡沫,首先通过室内试验评价泡沫综合指数,筛选出了较好的起泡剂SA、DR和AM;然后进行了起泡剂的复配试验,筛选出4种泡沫综合指数较高的普通泡沫体系;为增强普通泡沫体系在高温高盐条件下的稳定性,加入聚合物稳泡剂,得到了强化泡沫体系.在模拟实际油藏条件下,对强化泡沫体系进行了7,14,21和28 d的老化试验,筛选出热盐稳定性较好、可用于现场的0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4强化泡沫体系.平板试验结果表明,强化泡沫体系的压脊效果比普通泡沫体系好,采收率提高明显.      

高温高压泡沫钻井液流变性实验处理方法

针对高温高压下井筒内泡沫钻井液实际作业情况,设计了一套新型的泡沫流体流变性测试装置,使用这套装置进行了大量的实验研究,在建立合理的数学模型的基础上,对实验数据进行了处理及分析.