油水比对油基钻井液性能的影响研究

为获得适合页岩气水平井的低油水比下性能优良的油基钻井液,利用Turbiscan Lab型分散稳定性分析仪研究了油水比对油包水乳状液的粒径及稳定性的影响,考察了油水比对油基钻井液性能的影响。研究结果表明,油水比由90∶10降至60∶40时,油包水乳状液的平均粒径由5.65μm增至8.21μm;随着油水比降低,乳状液的背散射光强度值变化幅度逐渐增大,油包水乳状液稳定性变差。在处理剂加量不变的条件下,油水比由90∶10降至60∶40,热滚后的油基钻井液的塑性黏度由16 m Pa·s增至55 m Pa·s,动切力由7 Pa增至30 Pa,破乳电压由1211 V降至303 V。通过提高乳化剂加量、降低有机土加量在低油水比条件下获得了性能优良的油基钻井液,并成功用于焦页54-3HF、焦页25-2HF、焦页54-1HF等多口井的现场施工。     

涠洲W油田全油基强封堵钻井液技术

涠洲W油田涠二段易垮塌地层所用常规油基钻井液油水比和破乳电压低,乳化状态稳定性不够,易引起地层泥页岩水化分散,给井壁失稳和储层保护造成困难。在分析涠二段硬脆性灰色泥岩垮塌机理基础上,通过提高油水比来提高钻井液的乳化稳定性、优化复合粒径封堵材料,构建了全油基强封堵钻井液体系。室内性能评价结果表明,优化后的全油基钻井液乳化稳定性强,塑性黏度小、滤失量小、封堵承压效果好,抗水和土污染能力强。全油基强封堵油基钻井液体系已在涠洲W油田11口定向井中取得成功应用,解决了超千米长裸眼涠二段易垮塌地层井壁失稳问题,同时储层保护效果良好。本文研究成果可为类似硬脆性泥页岩易垮塌地层钻进和储层保护提供借鉴。     

基于水动力不稳定性的油水乳化储层伤害数值模拟

高含油饱和度的储层钻完井过程往往向近井地带中引入水基工作液,这些水相在后续的生产过程中将与近井地带油相接触掺混,在一定条件下可发生油水乳化导致储层伤害。反之,低含油饱和度的储层使用油基钻井液则向近井引入油相,在后续生产中也可能发生油水乳化。基于水动力不稳定性理论,建立了原油乳化储层伤害的数学模型,并对其进行了数值模拟,得到了乳化损害的时间、空间分布及变化情况,其伤害空间范围局限于井壁附近几十厘米范围内,但由于渗透率损害严重,导致较高的表皮系数。模型基于对油水分相界面在低界面张力和高剪切条件下破裂分散过程的水动力分析,考虑储层孔隙分布特征和乳化液滴堵塞,一定程度上实现了乳化损害的时空模拟和诊断。      

油包水钻井液用乳化剂的研制

为提高油包水钻井液的稳定性,采用有机酸、烷醇酰胺和聚醚羧酸盐3种表面活性剂制备了一种新型抗高温乳化剂YJR-1。采用破乳电压法和近红外扫描法评价了YJR-1的乳化性能,并考察了YJR-1的抗高温老化性能和油水比对其乳化效果的影响,分析了YJR-1的作用机理。实验结果表明,YJR-1的乳化性能良好,能抗200℃高温陈化;随油水比的减小,其乳化性能未明显降低,所配制的油水体积比为6∶4的钻井液在150℃下老化16 h后,破乳电压仍达302 V。YJR-1主要通过大幅度降低油水界面张力,并在油水界面形成高强度的界面膜来维持钻井液体系的稳定性。     

新型白油基油包水钻井液体系研究

为了满足深井、超深井、页岩气井等复杂结构井的钻井要求,优选了油基钻井液用处理剂,确定了新型白油基油包水钻井液体系配方,并通过室内实验研究了钻井液体系的性能。通过研究各主要处理剂加量对油包水钻井液体系性能的影响,确定了各组分的加量,研制的不同密度不同油水比的油包水钻井液均有良好的基本性能。室内实验评价结果表明,研制的白油基油包水钻井液沉降稳定性较强,抗温可达220℃,密度在0.95~2.2g/cm3可调,抑制性能强,抗伤害和润滑性能较好,储集层保护效果好,具有泥页岩水化抑制作用。     

油包水钻井液钻穿煤层的可行性

通过分析煤岩地层垮塌机理,总结了煤层钻井液技术难点,并提出了稳定煤系地层的钻井液技术对策。室内通过高温高压膨胀实验、粒度分布、回收率及强度实验,评价了油包水钻井液钻穿煤层的可行性。实验表明,煤岩在油包水乳化钻井液中的强度较清水中降低了23%。通过在油包水乳化钻井液中引入无渗透钻井液处理剂,可提高油包水乳化钻井液的封堵能力,降低了油包水钻井液钻遇煤层时井壁失稳的风险。     

油包水型乳化压裂液配方研究及性能评价

从实验筛选配制油包水乳化压裂液所需的乳化剂、稠化剂、破乳剂等添加剂,以及添加量的确定,得出一种油包水乳化压裂液配方为14%柴油+1.6%乳化剂+0.22%水增稠剂+2.5%KCl+水+0.2%破乳剂,体系pH值为10,油水体积比为14∶86。对配方乳化压裂液的耐温性能、耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性以及地层伤害率进行评价。实验证明配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,具有一定的抗剪切性能,可明显降低压裂液对地层的伤害。在90℃,170 s-1下剪切60 min后,压裂液的表观粘度仍大于200 mPa.s。该压裂液可代替一般油基冻胶压裂液应用于强水敏、低压油藏的压裂改造。     

钻井液固体微粒在油/水/表面活性剂体系中的乳化作用

研究了钻井液、完井液中常见的固体微粒在不同条件下对表面活性剂存在的油水体系的乳化稳定作用,并对两种测定乳化稳定性的实验方法进行了对比。结果表明,油湿颗粒能稳定油包水乳状液,中性润湿的固体微粒既可以稳定油包水型又可以穗定水包油型乳状液,而水湿颗粒的乳化情况比较复杂。在一定条件下,某些固体微粒能够代替或部分代替表面活性剂而用于油包水或水包油乳化钻井液中。     

页岩气水平井低油水比油基钻井液研制及应用

针对页岩气水平井钻探过程中井壁失稳风险大、钻井液性能要求高和商业开发降本提效的迫切需求,基于页岩储层特征、水平井工程施工要求,构建、研制了一套性能稳定的低油水比油基钻井液体系。室内试验表明,该油基钻井液具有良好的热稳定性、抗污染性、封堵性和乳化稳定性,而且塑性黏度较低、切力适中、流变性能较好,可以满足页岩气水平井钻井的要求。低油水比油基钻井液在涪陵页岩气田5口井进行了现场应用,通过采取低油水比胶液维护、固相控制和随钻封堵等配套措施,实现了将油水比控制在70/30以下,较该气田以往油基钻井液基础油用量降低15%,获得良好的降本效果。页岩气水平井低油水比油基钻井液能有效降低涪陵页岩气田钻井成本,有力支撑了页岩气低成本商业开发,对国内其他地区页岩气开发也具有借鉴意义。      

CO_2与油水的相互作用对驱替过程的影响研究

二氧化碳注入过程中,CO2与油水发生的相互作用将会对驱替过程产生一定的影响。通过不同压力条件下CO2在油水中的溶解实验,结合经典计算模型,得到了溶解CO2后的水、油黏度变化规律。通过不同含水率条件下的油水乳化实验,考察了溶解CO2前后油水乳化程度(以乳化带体积占油水总体积的百分比表示)。实验结果表明,CO2在油、水中溶解后,地层水的黏度增大,原油的黏度减小,CO2的溶解有利于改善水油黏度比,且初始压力从0.1MPa增至6MPa时,水油黏度比增大至原来的4.672倍。溶入CO2的油水体系的乳化程度远远大于未溶入CO2油水体系的,且含水率为40%时,碳酸水/原油体系的乳化程度可达96.43%。CO2与油水的相互作用,有利于改善水驱微观驱油效率,扩大气驱宏观波及效率,提高原油采收率。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。