泡沫稳定性改进剂研究

对泡沫稳定机理及影响泡沫稳定性因素进行了研究，讨论了泡沫稳定性与泡沫体相粘度、膜强度、膜弹性及排液速度的关系，提出了改善泡沫稳定性的几类物质。通过泡沫稳定性实验，研究了不同种类的泡沫稳定性物质对几种泡沫剂稳定性的影响。利用Ross—Miles泡沫仪，测定了不同物质影响泡沫起泡体积及半衰期，研究了各种物质对泡沫稳定性影响程度及影响规律，初步确定了几种具有明显改进泡沫稳定性的物质。实验证明，NaCl、聚合物722、CMC、部分醇类、活性物质6501具有对驱油用泡沫活性剂不同程度的稳定作用，特别是聚合物及十二醇对泡沫剂具有良好的稳定性，能够提高泡沫剂AEO、ABS的泡沫稳定性50％以上。     

泡沫流体起泡与稳泡特性及影响因素探讨

起泡与稳泡是泡沫流体的重要特性。文章提出了评价泡沫流体起泡与稳泡的搅拌动态方法与表征参数。包括起泡效率、泡沫质量、泡沫析水率和半衰期,分析了不同起泡剂的起泡与稳泡特性,研究了泡沫流体的稳泡模型和影响其起泡与稳泡的主要因素。     

空气泡沫驱中起泡剂XHY-4K筛选与性能评价

本文在吐哈油田玉东2区块油藏地质条件下,尤其是其地层水高矿化度的情况下,采用Waring Blender法优选出空气泡沫驱阴离子起泡剂XHY-4K,有效浓度为0.1%,并对起泡剂XHY-4K进行室内实验研究,观察测定其发泡体积和泡沫半衰期,分析其抗压、耐盐、抗油性的效果和机理,以及其对油藏非均质性储层的选择性,为空气泡沫驱现场应用提供了支持。     

聚合物对泡沫稳定性的影响研究

针对聚合物类稳泡剂在不同环境下稳泡能力存在差异的问题,选用起泡性良好的AOS作为起泡剂,研究了室温下部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、羧甲基纤维素钠(CMC)、黄原胶（XC）等聚合物对最佳浓度表面活性剂泡沫体系稳定性的影响,通过实验对比了不同聚合物稳泡能力受不同条件的影响程度,并分析原因。结果表明,黄原胶的稳泡及耐盐效果最好,羧甲基纤维素钠次之,部分水解聚丙烯酰胺最差。     

耐温耐盐抗剪切黄原胶强化泡沫体系性能

针对轮南2TI油组高温高盐油藏条件,利用轮南2TI油组地层水、甜菜碱表面活性剂、黄原胶配制黄原胶强化泡沫体系,通过高温高压可视化泡沫发生仪分析起泡剂浓度、稳泡剂浓度、温度、矿化度、原油体积分数及剪切次数对泡沫性能的影响,利用显微镜对黄原胶强化泡沫微观形态进行表征。结果表明,在起泡剂质量浓度2 000mg/L、黄原胶质量浓度2 000mg/L、温度120℃、矿化度200 572mg/L、压力10MPa条件下,黄原胶强化泡沫的起泡体积和析液半衰期分别为365mL和58min。随着黄原胶浓度增大,泡沫的起泡体积减小、半衰期增大,形成的泡沫更加均匀、气泡直径变小、液膜增厚,气泡直径及气泡个数变化速率减慢,黄原胶最佳使用质量浓度为2 000mg/L。高温、高盐及原油均会对黄原胶强化泡沫的泡沫性能产生不利影响,但其可应用于温度110~130℃、矿化度180 000~240 000mg/L、原油体积分数低于10%的苛刻油藏。随着剪切次数增加,泡沫体系的起泡体积增加,半衰期缩短,4次高速剪切后,黄原胶浓度为2 000mg/L的强化泡沫体系的起泡体积增加率为13.6%,半衰期的保留率为77.6%,具有较强的再起泡能力和抗剪切性能。     

稳定泡沫流体的机理研究

本文从理论上对泡沫衰变机理及其稳定性影响因素作了系统的阐述，得出了影响泡沫稳定性的关键是起泡溶液的表面张力、表面粘度、溶液粘度、压力、温度等因素。在此基础上，用正交设计方法通过大量实验对各影响因素作了研究，筛选出了一套稳定性较好的泡沫配方。     

泡沫压井液的研究和应用

随着气井压力逐年降低，气层抗污染的能力也在下降。为了减少压井液对气层造成的伤害，开发了泡沫压井液，密度在0．60-0．99g／cm^3可调，现场配制工艺简便易行，在中原油田天然气产销厂10多口井现场应用，结果表明：该保护液既能满足现场作业施工压井要求，又能有效保护产层。     

空气泡沫钻井流体体系及性能评价

从保护井壁、提高井壁稳定性等技术要求出发,筛选了高效发泡剂、稳泡剂、泥页岩抑制剂,并确定各组分最佳含量,研制了空气泡沫钻井流体体系,该体系由0．3％TWS＋0．15％XC＋0．03％YIM＋0．5％GXG组成。考察了空气泡沫流体抑制页岩水化膨胀、水化分散能力、岩芯浸泡效果及抗温性能。结果表明,该空气泡沫流体体系页岩24h水化膨胀量2．64mm,页岩滚动回收率91．4％,岩芯在配方体系中浸泡24h完好无损,温度90℃时泡沫体系的半衰期仍保持30min以上,表明该泡沫配方体系具有较强的抑制性和良好的抗温性,能够较好地解决空气泡沫钻井中井壁失稳问题。     

聚合物对泡沫稳定性的影响研究

针对聚合物类稳泡剂在不同环境下稳泡能力存在差异的问题,选用起泡性良好的 AOS作为起泡剂,研究了室温下部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、羧甲基纤维素钠(CMC)、黄原胶（XC）等聚合物对最佳浓度表面活性剂泡沫体系稳定性的影响,通过实验对比了不同聚合物稳泡能力受不同条件的影响程度,并分析原因。结果表明,黄原胶的稳泡及耐盐效果最好,羧甲基纤维素钠次之,部分水解聚丙烯酰胺最差。     

反韵律油藏泡沫驱提高采收率研究

以胜坨油田二区古近系Es8(2~4)2单元为目标,以精细油藏描述为基础,建立三维地质模型,研究特高含水后期反韵律油藏剩余油分布特征。针对油藏动态非均质性严重、主力层顶部剩余油相对富集及高温高盐等特点,研制了低张力泡沫体系,在油藏温度85℃、地层水矿化度18500mg/L、钙镁离子质量浓度505mg/L条件下,起泡体积202mL,半衰期132min,界面张力3×10-3 mN/m,在发挥泡沫体系选择性封堵油藏高渗条带、扩大驱替波及面积的同时,其高界面活性有效提高了洗油效率,室内填砂模型驱油试验提高采收率25.0%,为反韵律油藏大幅度提高原油采收率提供了技术方法。     

钻井液高剪切速率粘度测试仪及其初步试验

介绍了钻井液高剪切速率下粘度测试仪的工作原理、结构、特点。通过初步试验得出仪器的剪切速率可达到104~105/s的范围,测出的实际粘度较卡森计算公式计算值η卡更为准确,该仪器具有广阔的推广应用前景。     

泡沫压裂液稳定性及衰变机理研究

针对泡沫压裂液的在水流中稳定性能差的问题,通过对6种不同稳泡剂的泡沫压裂液的泡沫高度、泡沫排液量随时间的变化以及泡沫稳定系数(FSI)来评价不同类型稳泡剂的泡沫压裂液的稳定性,得到AEO-X2/C12醇复合稳泡剂(0.057%)和PAM(0.02%)的较好。利用电子显微镜观察泡沫形态随时间的变化研究了泡沫衰变的机理。     

氮气泡沫压裂液流变特性试验

利用高参数泡沫压裂液试验回路详细研究了模拟实际压裂条件下N2硼交联泡沫压裂液的流变特性,得到了模拟实际压裂条件下N2泡沫压裂液流变参数的计算关联式,从而为低渗、低压油气藏N2泡沫压裂技术的有效实施提供了试验依据。研究表明,在实际施工条件下,N2泡沫压裂液具有剪切稀化性质,可用幂律模型来描述;其有效黏度随温度的增高而减小,随压力、泡沫质量的增大而增大;相对而言,温度和泡沫质量对流变参数的影响比压力的影响要明显,在该试验范围内,温度和泡沫质量对流变参数的影响均呈指数规律变化。     

利用能量耗散率计算管流的平均剪切率

含蜡原油的流变性与其所经历的剪切历史有关.以往用截面平均剪切率或湍流时的管壁剪切率衡量流体管流的剪切历史,有不当之处.根据能量耗散率与剪切率的关系,提出了按流体的体积平均能量耗散率计算流体平均剪切率的方法,即可根据流体的密度、平均流速、管道直径、流动的摩擦因子或摩阻压降以及流变参数计算牛顿流体和幂律流体管流的平均剪切率.对于湍流,按本方法计算的平均剪切率能合理地度量流体的平均剪切历史.在原油管道正常运行的雷诺数范围内,按截面平均方法计算的湍流剪切率比按体积平均能量耗散率计算的结果约偏低20%～40%.     

高温高压下泡沫钻井液流变性实验分析

本文针对高温高压下井筒内泡沫钻井液的实际作业情况,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。     

幂律流体在多孔介质中的剪切速率

针对幂律流体渗流，导出了数均剪切速率、体均剪切速率与粘均剪切速率，分析了一些剪切速率的物理意义。不同问题应使用不同的剪切速率式，对于聚合物驱数值模拟在计算聚合物溶液（水相）粘度时，宜采用考虑渗透率降低的粘均剪切速率。     

高性能硬胶泡沫钻井液体系的研究及现场应用

硬胶泡沫钻井液在具备普通泡沫钻井液提高机械钻速、及时发现油气层特点的同时,还具有较强的携岩能力和抗污染能力。本文针对欠平衡钻井可能遇到的高温、高浓度盐水地层和原油污染问题,通过对原材料的优选,运用自主研发的高效发泡剂TSB研制出高性能硬胶泡沫体系,在室内评价了其抗温、抗盐、抗油污染性能,并分别在BJ7168井、白22井应用实施。现场应用表明,硬胶泡沫钻井液的发泡量大、稳定时间长、抗污染能力强,能很好地满足携岩的要求。     

压裂液破胶效果对支撑剂回流影响的实验研究

川西浅层蓬莱镇组气藏地层温度低,容易出现压裂液破胶不彻底的情况,压后排液时常常导致支撑剂的回流返吐。研究压裂液破胶效果对支撑剂回流的影响规律,确定一个合适的破胶液粘度,对于压裂液配方优化调整具有重要的现实意义。文章对压裂液破胶效果与支撑剂回流返吐的影响关系作了详细的实验评价,证实破胶液粘度的临界点为10mPa.s,破胶液粘度低于10mPa.s时基本上不会对支撑剂回流产生影响。     

高温条件下原油和煤油对泡沫性能的影响

通过在温度101℃,矿化度为24722mg/L条件下,以两种方式(起泡后加油、加油后起泡)向烷基磺酸盐与两性咪唑啉的复配体系YL和YL与醇类助表面活性剂的复配体系YC-2中加入不同含量的原油和煤油,使用Waring Blender恒速搅拌器进行起泡,考察分析了含油体积分数,胶质、沥青质和蜡,以及油与泡沫接触方式对泡沫性能的影响。结果表明,含油体积分数对体系起泡体积影响较小,加煤油后起泡的起泡体积大于加原油后起泡的起泡体积。两种加油方式对泡沫的影响都是泡沫的析液半衰期随着含油量的增加呈现先增大后减小的趋势,在含油量较小时表现出一定的稳泡性能。当含油体积分数在20%内时,助表面活性剂的加入将降低泡沫的稳定性,但当含油体积分数增大到30%时,助表面活性剂能促使假乳化膜的形成,从而增大泡沫的稳定性。在含油量20%内,含胶质、沥青质和蜡的油的稳泡作用好于不含胶质、沥青质的油的稳泡作用。泡沫体系加油后起泡比起泡后加油的析液半衰期长。     

超临界C02／胍胶泡沫压裂液流变特性研究

泡沫压裂在提高低渗砂岩和碳改盐储层的油气产量方面取得了权其显著的效果,得到了广泛应用。但过去针对C02泡沫压裂液的实验研究大多压力较低,C02处于气体状态,而在实际压裂工艺中对C02泡沫压裂液来说,C02常处于超临界状态。为了更好地预测压裂效果,对处于超临界状态时的C02沫压裂液的流变参数进行研究就显得很有必要。为此,建立了一套大型的高压、高温实验系统,利用管式流变仪来研究实际压裂条件下C02泡沫压裂液的流变特性。结果表明：该压裂液具有剪切稀化性质,可用幂律模型处理;通过数据处理得到了该压裂液在不同压力、温度和泡沫质量下的有效粘度、流变指数和流变系数;并详细研究了压力、温度和泡沫质量对泡沫压裂液有效粘度、流变指数和流变系数的影响。