新型耐温抗高盐驱油泡沫体系的性能

针对复合稳泡剂泡沫体系(稳泡剂:HXYP+YPA,质量浓度分别为1 800 mg／L和200 mg／L;起泡剂: XN,质量浓度为2 000 mg／L),考察了NaCl与CaCl2混合盐、温度、原油对泡沫性能的影响;运用HAAKE流变仪,表、界面张力仪研究了泡沫体系的流变性、不同矿化度下的泡沫体系的表面张力以及泡沫体系降低原油界面张力的能力;对泡沫体系的长期热稳定性进行了测定;运用电镜扫描、并联填砂管研究了泡沫体系的微观结构以及油藏条件下的驱油效率。结果表明,泡沫体系具有优越的性能,在80℃、矿化度为0-20．3×104 mg／L的泡沫体系稳定,驱油效率显著。     

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。     

抗盐胶态分散凝胶的研究

研究了一种新型的抗盐胶态分散凝胶体系-抗盐CD胶 (ColloidalDispersionGels),它由非离子型聚丙烯酰胺 (浓度 80 0~15 0 0mg/L)、醋酸铬 (浓度 80~160mg/L)和甲醛 (2 0 0~4 0 0mg/L)等组成,具有抗盐性能好 (接近10 0 0 0 0万mg/L)、封堵效果佳的特点。现场试验 18井次,有效 16井次,取得了较好的应用效果。     

中原油田耐温抗盐二氧化碳泡沫控制气窜研究

二氧化碳驱是中原油田探索高温高盐油藏高含水后期提高采收率的重要方式，在该类油藏开展泡沫封窜是 控制CO2气窜的一种有效方法。针对试验区气窜严重的现状，开发了耐温、抗盐CY-1型CO2泡沫封窜体系。该体 系耐温100 ℃，耐盐25×104 mg/L，耐钙镁5×103 mg/L。对CO2泡沫进行了高温高压性能评价，得到了泡沫起泡能力随 压力增加而增强的新认识。CO2泡沫相态变化实验结果表明，超临界CO2泡沫在起泡能力与稳泡能力上均大大高于 气态CO2泡沫，最长稳泡时间达到3 144.3 min。应用该体系对中原油田、腰英台油田16口井进行了现场试验，注气 压力平均上升1～3 MPa，工艺成功率为100%，取得了较好的封窜效果。     

起泡剂的筛选与性能评价

采用Waring Blender法对筛选出的起泡剂在最佳浓度、抗盐、抗温、抗油等方面做了进一步的评价,评价出60℃下0.4%体积分数的TAS生成的泡沫质量好,色白细腻且稳定性较好,其耐盐性能可达到5×10~4mg/L。为泡沫驱油及调堵的现场试验提供了有力的科学依据。     

耐温抗盐水平井封堵体系研究与应用

针对中原油田高温、 高盐和水平井中 80%是筛管完井的特点, 研发了以渗透率调节剂 RPM（阳离子三元聚合物） 为主剂的耐温抗盐水平井封堵体系 （5000 mg/L渗透率调节剂 RPM+6000 mg/L交联剂 PFR+300 mg/L稳定剂 JN）, 考察了该体系的耐温、 耐盐、 热稳定性及封堵性能。结果表明, 该体系耐温可达 90℃, 耐盐可达 25×10⁴mg/L （其中 Ca²⁺、 Mg²⁺浓度 5000 mg/L）, 凝胶强度在 5×10⁴ mPa·s以上, 长期热稳定性可达 90 d以上。该体系具有较好的选择性堵水性能, 封堵填砂管后水相渗透率降低 89%, 而油相渗透率仅降低 17%, 可直接用于水平井堵水, 尤其可以解决管外无法封隔的割缝筛管和裸眼方式完井的水平井堵水问题。图 10表 5参 14     

江汉油田高盐油藏低界面张力泡沫驱提高采收率研究

为提高江汉油田高盐中低渗油藏注水开发后期的原油采收率,用起泡剂和稳泡剂配制了泡沫体系,通过考察起泡剂类型、浓度及稳泡剂浓度对泡沫体系发泡体积和半衰期的影响优选了泡沫体系配方,研究了泡沫体系的耐油性、耐盐性及耐老化性,对泡沫驱注入参数进行了优化,通过对并联岩心的驱油实验考察了泡沫体系的封堵能力。研究结果表明,起泡剂和稳泡剂质量分数均为0.4%时,泡沫体系的发泡能力良好,发泡体积为110 mL,半衰期为427 min,泡沫体系与原油的界面张力较低(10~(-2)mN/m数量级);泡沫体系耐油性较好,在含油量为30%时的半衰期为40 min;耐盐性良好,在矿化度为300 g/L或钙镁离子为5 g/L时的半衰期大于350 min;耐老化性良好,在70℃下老化100 d的发泡体积和半衰期变化较小;低界面起泡剂氮气驱最佳注入参数为:气液比1.5∶1、注入段塞0.4 PV、注入速度1.2 mL/min,在此条件下泡沫体系可提高单管岩心采收率7.51%、并联岩心采收率10.04%,对王场油田高盐非均质油层具有良好的调驱效果。     

新型泡沫压裂液用抗温抗盐起泡剂的研制

要实验筛选出起泡性能优异的起泡剂XN和SW-12.XN的抗盐性较好,但价格昂贵;SW-12的价格便宜但抗盐性较差.将XN和SW-12复配后,加人到O.45％的瓜胶溶液中,抗盐性接近甚至超过相同表面活性剂浓度的XN,降低了经济成本.XN与SW-12按照4:1复配后的泡沫压裂液抗盐性最好,抗NaCl和CaCl2的能力分别可以达到120 000 mg／L和4 000 mg／L.     

含盐井抗盐水泥浆体系的室内评价和现场试验

吐哈油田神泉油区钻井中须穿越多层厚盐膏层 ,钻井液Cl-含量很高 ,一般为 2× 10 4 ～ 5× 10 4 mg/L ,甚至高达 7.8× 10 4 mg/L ,固井质量一般较差。为此开发了一种抗盐水泥浆体系 ,它由G级水泥 (HSR或MSR)、抗盐降滤失剂SQ 1、缓凝剂SMT、分散剂G6 0 6组成。供 6 0℃、75℃、85℃地层用的水泥浆配方物各项性能良好 ,但密度≤1.85 g/cm3 时沉降稳定性较差 ,被高含Cl-钻井液污染后 (体积比 95∶5 )动切力和静切力有明显变化 ,稠化时间基本不变。在神泉油田 3口井固井中使用密度 1.85～ 1.90 g/cm3 的该体系水泥浆 ,固井质量合格率和优质率均为10 0 %,但水泥浆初稠度大 ,水泥石强度较低。     

耐盐型泡沫凝胶堵剂的研制与评价

针对春光油田开发生产中存在的问题,研制了一种耐盐型泡沫凝胶堵剂,并对该堵剂的成胶和封堵性能进行了评价。通过室内实验筛选起泡剂、稳泡剂和交联剂及其质量分数,确定泡沫凝胶堵剂配方为:0.5%GM-1+3 000 mg/L X-2+0.04%交联剂A+0.18%交联剂B+0.12%有机酸。实验表明,在春光油藏地层水矿化度10×10~4mg/L条件下,该堵剂起泡能力良好,成胶性能较好,岩心模拟流动试验注入性好,封堵率达90%以上。     

稠油采出水制备纳米颗粒及其泡沫驱油研究

针对油田采出液难处理、纳米颗粒制备成本高的问题,采用鲁克沁稠油采出液合成菱-球混合形纳米碳酸钙颗粒,通过泡沫稳定性实验及岩心驱替实验,研究纳米碳酸钙颗粒的稳泡性能及该泡沫体系的驱油效果。结果表明：合成的纳米碳酸钙颗粒可有效增强泡沫稳定性;当纳米颗粒质量分数为0.2%、体系矿化度为5 000 mg/L、温度为80℃时,纳米颗粒发泡体积为530 mL,析液半衰期达528 s;泡沫体系具有良好的耐盐、耐温及抗吸附性能;水驱油藏(含水率为达80%)转泡沫驱,纳米颗粒泡沫可形成3 MPa左右的稳定驱替压差,采出率由39.84%增至80.16%。利用油田采出液稳定合成出纳米碳酸钙颗粒,可作为泡沫稳定剂提高泡沫稳定性,并用于矿场驱替试验改善泡沫驱油效果。     

空气泡沫驱高稳定性起泡剂的合成及性能评价

低渗油藏孔隙结构复杂,比表面积大,空气泡沫驱过程中起泡剂在储层中吸附损失严重,影响空气泡沫驱的应用效果。延长东部油田甘谷驿油区孔隙度平均为10.76%,渗透率平均为0.933 mD,属于低孔特低渗储层。为了减小起泡剂在地层中的吸附,同时提高泡沫液的稳定性,结合油藏实际地质特征,研制了一种基于脂肪醇聚氧乙烯醚-邻苯二甲酸酯钠盐的新型阴离子表面活性起泡剂,对新型起泡剂发泡能力、耐温耐盐性、吸附损失大小、耐油能力和界面张力等基本性能进行了系统评价。结果表明:在稳定性方面,当起泡剂含量大于2 000 mg/L时,发泡高度可超过180 mm,在2 000 mg/L、30 ℃时,新型起泡剂均优于SDS（十二烷基硫酸钠）和ABS（十二烷基苯磺酸钠）发泡性能;在遇油稳定性方面,加原油后起泡,原油加量为20%以内时对起泡结果仅有微弱干扰,起泡后加原油,当加入量为20%时,泡沫依然有较好的稳定性。新型起泡剂在遇油稳定性方面明显强于ABS和甘谷驿区块泡沫驱体系使用的BK6A起泡剂;在吸附损失方面,当油砂加量达到25 g时,起泡体积仅从620 mL降低至590 mL,吸附量少。新型起泡剂体系优越的发泡性能、稳泡性能和抗温抗盐性能,为泡沫驱油剂体系提供了重要的物质基础,不仅适合延长东部浅层特低渗油藏,同时也适应于延长西部中深层特低渗油藏。     

高温高盐油藏CO2驱泡沫封窜体系研究与应用

针对中原油田CO2驱过程中的气窜问题,研制了耐温抗盐CO2泡沫封窜体系。该体系起泡剂选用咪唑啉类两性表面活性剂,稳泡剂选用TL3000共聚物,耐温100 ℃,耐盐20×104 mg/L,耐钙镁5 000 mg/L。用CO2气体充气法对其性能进行了评价。评价结果表明,其半衰期达84 min,体系表面张力30.6 mN/m,界面张力0.43 mN/m,具有较低的表界面张力。可视化封堵实验观察到该泡沫体系在多孔介质中起泡性能较好。岩心封堵实验表明,该体系封窜能力较强,阻力系数达到25.63,残余阻力系数为9.4。15井次的现场试验结果表明,该体系对CO2气窜有较好的封窜能力,为目前CO2驱过程中控制气窜问题提供了新的有益尝试。     

阳离子型双子表面活性剂在制备耐高温、高矿化度泡排剂中的应用

常规泡排施工中,泡排剂一般适用于90 ℃以下及矿化度小于100 000 mg/L 的地层,阻碍了泡沫排水采气工艺在高温、高矿化度产水气井中的应用。针对高温、高矿化度产水气井的特点,通过深入研究表面活性剂理论,确立了通过阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂进行复配的方式来获得在高温、高矿化度下具有良好的起泡性、稳泡性以及携液速率的泡排剂GWJ。研究表明,在温度为160 ℃、矿化度为250 000 mg/L下,其初始起泡体积与泡沫半衰期分别达到1 860 mL 和620 s,证明泡排剂GWJ 具有优良的耐高温与耐高矿化度性,可以满足高温、高矿化度产水气井的泡排施工要求。     

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。      

盐水中月桂酰胺丙基二甲铵基羟磺基甜菜碱的含量测定及热稳定性

随着注气技术在塔里木油田高温高盐油藏[温度为110~150℃,水中盐含量为（22~27）×10⁴mg/L]的推广与应用,高温高盐条件下封堵气窜用泡沫的研究日益受到关注。月桂酰胺丙基二甲铵基羟磺基甜菜碱在高盐含量水溶液中具有优异的发泡性能,但该表面活性剂的热稳定性尚不明确。利用示差检测器,选择Shim-pack VP-ODS 250L×4.6型色谱柱以及甲醇和水组成的混合溶剂为流动相,通过优选甲醇和水的比例、流动相流速和柱温,建立了测定盐含量为25×10⁴mg/L的水溶液中月桂酰胺丙基二甲铵基羟磺基甜菜碱含量的高效液相色谱法。热稳定性评价表明,月桂酰胺丙基二甲铵基羟磺基甜菜碱经110℃处理90 d后含量保留率高于60%,经130℃处理90 d后含量保留率低于30%,其热解行为符合一级动力学方程。对热处理后的表面活性剂溶液进行液相色谱-质谱分析表明,月桂酰胺丙基二甲铵基羟磺基甜菜碱主要在酰胺处发生水解而失去表面活性。     

耐盐型AA/AMPS/PVA吸水树脂研究

针对高盐地层条件下的油井出水问题,以丙烯酸(AA),2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为聚合单体,聚乙烯醇(PVA)为互穿剂,采用网络互穿技术合成耐盐型AA/AMPS/PVA吸水树脂。以吸水率为评价指标考察合成条件对树脂性能的影响。最佳工艺条件:w(单体)=25%,丙烯酸中和度85%,w(交联剂)=0.175%,w(引发剂)=0.15%,树脂在80℃时,2×104 mg/L NaCl溶液中膨胀倍率为21.77g/g,在5×104mg/L CaCl2溶液中膨胀倍率为12.46g/g。研究表明,树脂平衡溶胀时间为120min,树脂形成了适度有效的交联网状结构,在过硫酸钾溶液中能够完全降解。     

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。     

纳米粒子增强泡排剂性能及影响因素研究

针对深层产水气井温度高(110～150℃)、矿化度高的特点,通过在普通液相泡排剂中引入合适尺寸、疏水程度的纳米粒子充当固态稳泡剂,使其吸附在气水界面形成稳定的空间壁垒,阻止气泡的聚并和歧化,从而极大地提高了普通液相泡排剂的起泡性与稳定性。为了给现场施工提供指导,利用高温高压泡沫评价仪实时评价研究了添加纳米粒子的泡排剂随浓度变化的性能,同时还考察了矿化度、温度、压力这3种外界因素对添加纳米粒子的泡排剂性能的影响。添加纳米粒子的泡排剂在矿化度为250 000mg/L下,其初始起泡体积V₀和泡沫半衰期t_1/2分别高达2 180mL和760s;在150℃高温下其初始起泡体积V₀与泡沫半衰期t_1/2分别高达1 925mL和700s;这些数据证明纳米粒子对泡排剂性能具有显著增强作用。该添加纳米粒子的泡排剂在重庆气矿现场应用效果良好。