《油田化学》于1984年创刊,是由中国石油天然气集团公司主管,四川大学高分子研究所和高分子材料工程国家重点实验室(四川大学)主办,向国内、外公开发行的科技期刊。
    《油田化学》期刊立足服务石油工业,充当石油工业与化学化工、生物生化及工程之间的桥梁,报道的领域包括钻井、固井、采油、集输和油田污水处理、腐蚀与防护等领域的新技术、新方法和新产品及其应用技术。《油田化学》为应用技术性期刊,以应用技术为主,兼顾应用理论与相关的基础理论,

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    2021年第38卷第3期
    • 田 晓,周长华,杨广彬,宋宁宁,张治军,张晟卯

      2021,38(3):381-387, DOI:

      Abstract:

      目前不同类型的硅烷偶联剂改性纳米二氧化硅在水基钻井液中的降滤失性研究尚不十分充分,其与商用降滤失剂的配伍性也有待进一步研究。因此,本文通过API滤失实验分别研究了带有氨基、双键和环氧基团的纳米二氧化硅(分别记作SiO2-A、SiO2-D和SiO2-E)与商用降滤失剂(酚醛树脂、磺化沥青、低黏度CMC和腐殖酸钾)复配后对水基钻井液滤失量的影响及它们的配伍性。借助红外光谱仪、透射电子显微镜和接触角测量仪分别研究了3种表面修饰剂的分子结构、二氧化硅纳米微粒的形貌及纳米微粒的亲/疏水性能。研究结果表明,SiO2-D与低黏度CMC和腐殖酸钾分别按质量比2∶1和1∶1复配后钻井液滤失量较单独使用商用降滤失剂分别减少41%和29%。180 ℃老化后,SiO2-D与腐殖酸钾之间仍具有较好的配伍性,其滤失量与单独使用腐殖酸钾相比减少28%。SiO2-D与腐殖酸钾之间较好配伍性的原因在于腐殖酸钾含有的极性基团(如—OH、—OCH3、=CO等)能与SiO2-D表面的羟基进行氢键吸附,能够较好地稳定钻井液黏度,合理保持钻井液中固相粒子的粒径分布,在滤失过程中形成薄而致密的泥饼,从而有效地控制钻井液的API滤失量。图24表2参30

    • 潘丽娟1,2,吴 宇3,翟科军1,2,龙 武1,2,由福昌3

      2021,38(3):388-394, DOI:

      Abstract:

      针对常规改性淀粉降滤失剂高温易降解导致钻开液抗温性差的问题,采用接枝共聚法,以天然淀粉为原 料、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)与丙烯酰胺(AM)为接枝单体制备了一种抗温增黏降滤失剂 STAR-AM,通过红外光谱表征了产物结构。将 STAR-AM 与流型调节剂、封堵剂、屏蔽暂堵剂、润滑消泡剂、 HCOONa等复配制得无黏土相抗高温钻开液体系。分别评价了STAR-AM在基浆和钻开液体系中的抗温、增黏 和降滤失性能,考察了钻开液的储层保护效果。结果表明,在淀粉(玉米淀粉、木薯淀粉质量比为60∶40)、单体 (AMPS、AM物质的量比为1∶2)质量比为65∶35的条件下制备的STAR-AM具有较好的抗温增黏降滤失作用。 STAR-AM加量为10~25 g/L时,基浆150 ℃老化后的黏切显著提高,API滤失量大幅降低;加入甲酸盐后,基浆 抗温能力从150 ℃提高至170 ℃。STAR-AM加量为25 g/L时,无黏土相抗高温钻开液170 ℃老化后的API滤失 量仅1.3 mL,HTHP滤失量仅10.2 mL,明显优于常规改性淀粉类降滤失剂;且具有优异的储层保护效果,岩心渗 透率恢复值超过95%,可在超深水平井裸眼钻完井中推广应用。图1表10参18

    • 张家瑞 ,屈 勇,郝海洋,何吉标,刘俊君

      2021,38(3):395-400, DOI:

      Abstract:

      页岩气水平井油基钻井液施工过程中,泥饼和油膜清除困难,易出现固井质量差、甚至环空带压等工程技 术难题。基于微乳增溶原理,以脂肪醇、环氧乙烷和环氧丙烷为原料制备了改性聚氧乙烯-聚氧丙烯嵌段共聚物 表面活性剂,并与十二烷基苯磺酸钠复配制得驱油清洗剂QX-1。将QX-1与 隔离剂GL-1、加重剂重晶石粉(23 μm)和水混合制得高效驱油清洗液。评价了该清洗液的沉降稳定性、清洗效率、界面胶结强度及相容性等,并在 涪陵页岩气井产层固井进行了现场应用。结果表明,高效驱油清洗液在60~90 ℃下的沉降稳定性良好,驱油清 洗效率高。QX-1加量为20%时,高效驱油清洗液对模拟固井一界面的清洗效率达93.94%,对模拟固井二界面的 泥饼去除效率达91.16%;且清洗后的界面具有润湿反转特性,有效增大了界面的胶结强度。现场应用结果表明, 高效驱油清洗液与涪陵页岩气田油基钻井液和固井水泥浆的配伍性良好,固井合格率 100%,固井优质率达 92.73%,可改善由于界面胶结质量差导致的套管环空带压问题。表6参13

    • 江 华1,杨 洋2,由福昌2,杜佳琪2,邓 聪2

      2021,38(3):401-405, DOI:

      Abstract:

      大位移井由于水平位移长、井斜角大、地层压力系数高、完井时摩阻扭矩高,影响管柱下入。为解决这一问 题,室内研发了一种完井液润滑剂CR301,研究了加有该润滑剂的KCl盐水完井液体系的降摩减阻性、抗磨能 力、配伍性、对储层保护效果及水锁效应。结果表明,当CR301加量为2%时,KCl盐水完井液的摩阻系数由空白 的0.078降至0.046,摩阻系数降低率可达40%以上,抗磨能力由4块砝码卡停提高至10块砝码卡停。同时润滑 剂CR301与KCl盐水完井液具有很好的配伍性,可以提高岩心的渗透率恢复值,降低完井液体系的表面张力,降 低储层伤害。润滑剂CR301可明显提高KCl盐水完井液体系的降摩减阻性,且对储层有保护效果,可在大位移 井完井液中使用。表6参15

    • 宋建建1,2,3,许明标1,2,3,王晓亮2,4,张 敏4,胡 顺4,杜佳琪4

      2021,38(3):406-411, DOI:

      Abstract:

      为开发性能稳定且优异的胶乳水泥浆体系,研究了胶乳粉水泥浆体系关键材料,构建了胶乳粉水泥浆体 系,研究其性能和微观形貌,并完成了现场应用。研究结果表明,胶乳粉能显著提高水泥石的弹韧性,分散剂 DIP-S、降失水剂FLO-S、缓凝剂REM和消泡剂CX66L能有效调节水泥浆的性能。使用这些关键材料构建的胶 乳粉水泥浆体系在60 ℃和90 ℃条件下流性指数大于0.5,稠度系数小于0.7,稠化时间在3~5 h之间,无自由液 形成,且失水量均小于50 mL,抗压强度都在24 MPa以上,常规性能优异。此外,两种温度下胶乳粉水泥浆的弹 性模量最低达到5.7 GPa,抗冲击强度和抗窜强度最高分别达到2.09 kJ/m2和7.7 MPa/m2,水泥浆封固能力强。微 观形貌表明胶乳粉水泥石内部形成了聚合物膜结构,有助于提高水泥浆的性能。胶乳粉水泥浆体系在页岩气固 井现场应用效果好,具有推广价值。图5表7参17

    • 王晓亮1,许明标1,杨晓榕2,文 华2,刘 郢2,张 敏2

      2021,38(3):412-416, DOI:

      Abstract:

      纳米SiO2可改善水泥石的力学性能,但其不能在水泥浆中被充分分散。针对这一问题,以Alko-S烷氧基硅 烷为原料制得一种能在水泥浆中被有效分散的纳米溶胶MCRO-T1。研究了MCRO-T1对水泥浆常规性能、水泥 石力学性能、渗透率和微观形貌的影响,并在渤海湾进行了现场应用。结果表明,MCRO-T1中的SiO2固相含量 为45%,平均粒径为25 nm。当加入1%的MCRO-TI,水泥浆早期强度发展时间缩短了1/3,水泥石抗压强度提高 62.3%,抗折强度提高21.4%,渗透率降低52.1%。纳米颗粒填充在水泥石内部的空隙中,增加了水泥石结构的致 密性,提高了水泥石的韧性。将MCRO-T1应用到渤中尾管固井水泥浆体系中,水泥石早期强度得到有效提高, 固井质量明显改善,解决了渤海湾油气藏地层密封失效的问题,对渤海湾潜山气藏的勘探具有重要意义。图5表2参16

    • 朱永杰1,赵亚睿2,窦姝凡2,程 立1,廖锐全1,李 振1

      2021,38(3):417-421, DOI:

      Abstract:

      冻胶阀技术已广泛地应用于欠平衡钻完井作业中,机械钻入和化学破胶相结合为主要的破胶方式,但破胶 过程依然存在着周期长和作业成本高等问题,无法满足现场生产需求。通过双乳液法以聚乙烯醇(PVA)为稳定 剂溶液、醚类衍生物(EA-1)为壳层对盐酸(HCl)进行包覆,制得助破胶微胶囊。通过扫描电子显微镜分析了微 胶囊的微观结构和粒径分布,研究了微胶囊的助破胶性能和缓释性能及其影响因素。结果表明,当使用6.5%的 EA-1溶液和2%的PVA稳定剂溶液制备时微胶囊颗粒形态较好,粒径为40~60 μm,载药率约为44.4%。在60 ℃ 下,该助破胶微胶囊在胶体中充当填料,使冻胶强度提升约64.3%,且使破胶剂破胶效率提升36.7%,破胶时间较 未加微胶囊的体系减少三分之一,可大大缩短现场施工周期,提高经济效益。图6表1参23

    • 翟怀建1,张景臣2,董景锋1,王 佳1,张凤娟1,李晓枫2

      2021,38(3):422-426, DOI:

      Abstract:

      超临界二氧化碳(CO2)黏度不足0.1 mPa·s,在加砂压裂中携砂困难,需添加增稠剂增大其黏度。鉴于增稠 剂在CO2中的溶解性与其增黏效果密切相关,对比研究了聚合物ZCJ-01、表面活性剂微乳液APRF-2和表面活性 剂乳液SC-T-18 3种增稠剂在液态、超临界CO2和水中的溶解性,利用Chrastil半经验模型对溶解度实验数据进行 线性关联,并对比理论值,最后分析了增稠剂在超临界CO2中的溶解性受压力、温度的影响规律。结果表明,溶 解性最好的增稠剂为SC-T-18,其与超临界CO2在充分搅拌后形成单一、稳定、均相的乳状胶束。3种增稠剂在 CO2中的溶解度实验值与理论值的相对偏差小于5%,实验测量值较为准确。随着压力和温度的增加,3种增稠 剂在CO2中的溶解度也增大,满足现场施工要求。图5表1参24

    • 高建崇1,2,张 楠3,王 琳4,卢祥国1,薛宝庆2,李彦阅2,何 欣1

      2021,38(3):427-433, DOI:

      Abstract:

      渤海LD5-2油田具有平均渗透率较高和非均质性较严重等特点,长期高强度水驱进一步加剧了储层间非 均质性,亟待采取调剖调驱措施来实现深部液流转向。本文以LD5-2储层特征为模拟对象,采用三并联岩心实 验开展了调剖调驱剂注入压力对分流率影响及作用机制研究。结果表明,微球颗粒易于在岩心注入端端面滞 留,引起注入压力“虚高”,液流转向效果较差。与微球类调驱剂相比,聚合物凝胶类调剖剂注入能力较强,易于 进入岩心深部和发生滞留,附加渗流阻力和注入压力增幅较大。随注入压力升高,中低渗透层对调驱剂和调剖 剂吸液量增加,滞留作用引起附加渗流阻力增加,液流转向效果变差,因此,采取合理注入压力有助于改善调剖 调驱液流转向效果。建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试,据此确定调驱剂和调剖剂最高注 入压力或注入速率。图16表2参20

    • 赵 赛,葛际江,朱 杰,张洪海

      2021,38(3):434-439, DOI:

      Abstract:

      实验采用丙烯酰胺与丙烯酸叔丁酯的共聚物(PAtBA)与聚乙烯亚胺(PEI)制备成胶液,从冻胶高强度的角 度出发,着重研究了聚合物用量、交联剂用量与分子量、温度、盐含量以及pH值对成胶性能的影响。研究结果表 明,随着聚合物、交联剂含量的增加,冻胶强度增加。在pH值为6~9时,随着pH值的增大,冻胶成胶时间延长; pH值为9~12时,pH值越大,成胶时间越短。当成胶液中盐含量增加时冻胶成胶时间延长,冻胶强度先增高后 降低。成胶时间与温度的关系符合Arrhenius公式,反应所需活化能为48.36 kJ/mol。5% PAtBA+1.5% PEI的冻 胶体系在110 ℃下所形成冻胶的储能模量可以达到2689.2 Pa。该冻胶体系的耐温良好,在170℃环境中保持I级 的时间>30 d。此外,与铬冻胶和酚醛类冻胶相比,PEI冻胶的毒性低,更加适用于海上油田。图10表1参14

    • 刘义刚1,2,李先杰1,3,代磊阳1,2,朱玥珺1,3,薛宝庆1,2,刘进祥1,4,张 楠1,4,卢祥国1,4, 何 欣1,4

      2021,38(3):440-445, DOI:

      Abstract:

      为满足渤海油田深部液流转向技术需求,利用激光粒度仪、生物显微镜以及岩心驱替实验方法,研究了两 种不同粒径的聚合物微球在注入水和多孔介质中的膨胀性及在长岩心中的深部运移和封堵性能。结果表明,在 渤海Q油田模拟注入水中膨胀8 d后,微球A的粒径中值从0.59 μm增至2.21 μm,微球B的粒径中值从9.18 μm 增至31.40 μm,均表现出良好的缓膨效果;微球在多孔介质中缓膨7 d后,岩心注入压力显著增加,表现出同样良 好的缓膨效果。在注入过程中,绝大多数微球能进入油藏深部。两种微球在长为300 cm、渗透率为1000×10-3 μm2 的岩心上均表现出较好的传输运移性能。经过不同时间水化膨胀后,岩心封堵率均显著增加,水化7 d后微 球B和微球A的平均封堵率分别为55.65%和41.68%,且距离注入端越近封堵率越高。但由于部分微球粒径较 大,会在岩心端面滞留造成端面堵塞,导致注入压力损失超过40%。图8表4参23

    • 吴晨宇1,2

      2021,38(3):446-452, DOI:

      Abstract:

      为了提高封窜剂体系在三元复合驱环境下的固化强度,改善三元复合驱后部分管外窜槽井的封堵效果,通 过考察作为主剂的经过辐照后的丙烯酰胺与膨润土的接枝半共聚高分子衍生物混合物浓度、交联剂过硫酸铵浓 度、增强剂N,N-甲叉基双丙烯酰胺浓度、微膨剂OP-10及十二烷基苯磺酸钠浓度、硬化剂G级水泥浓度对封窜剂 固化效果的影响,得到适合三元复合驱后微膨型封窜剂体系,研究了封窜剂固化体在三元复合驱体系中的长期 稳定性、封窜剂与三元复合驱体系的配伍性以及封窜剂在三元复合驱体系环境下对岩心的封堵性能,并进行了 油田现场封堵封窜试验。优选的配方为13%~17%经过辐照后的丙烯酰胺与膨润土的接枝半共聚高分子衍生 物混合物+0.12%~0.18%过硫酸铵+0.06%~0.09% N,N-甲叉基双丙烯酰胺+0.3%~0.5% OP-10或0.8%~1.0% 十二烷基苯磺酸钠+5%~7% G级水泥的封窜剂体系的固化时间1~5 h可控,在强碱三元复合驱油体系环境中 强度超过20 N,体积膨胀倍数<1.5倍,体积微膨可控且保持较好的高强度稳定性。岩心封堵实验表明,突破压 力超过10.0 MPa,岩心封堵率超过97%,封堵能力较好。利用该体系对三元复合驱区块内生产井窜流层位进行 封堵,全井日产液降低30.3%,日产油最高增加1.58 t,含水下降4.1%,体系对三元复合驱后窜流井具有良好的封 堵效果。图3表7参20

    • 谢建勇,石 彦,褚艳杰,李 旭,刘娟丽,韩晓程

      2021,38(3):453-458, DOI:

      Abstract:

      吉7井区深层稠油油藏采用水驱开发,生产过程中乳化现象普遍,为了了解乳化作用对开发效果的影响,对 吉7井口产出液的乳化特征进行了分析,通过滤纸润湿法判断产出液类型,采用水中氯离子含量的变化判断乳化 发生的时机,并通过显微镜镜下观察乳状液液滴粒径分布评价其稳定性。实验表明,吉7原油具有特殊的乳化性 能,在没有添加外来乳化剂的情况下,油水之间能够实现快速自发乳化,乳化发生的时机早,乳化液含水率高,液 滴分散均匀,接近微乳液尺寸,具有良好的稳定性,黏度较乳化前提高2.23倍,有利于形成稳定的水驱前缘,可大 幅度提高水驱采收率,与生产实际相吻合。吉7井区初期方案预测采收率只有15%,目前油田采出程度已接近 20%,综合含水稳定在40%,乳化作用使实际开发效果远远好于预测。图6表4参20

    • 王 瑞1,曾美婷2,何 龙3,黄雪莉2,刘耀宇3,李 洲1

      2021,38(3):459-463, DOI:

      Abstract:

      分子沉积膜驱油剂(MD膜驱剂)作为一种新兴纳米材料驱油体系,可有效提高驱油效率。本文选用三羟甲 基氨基甲烷、环氧氯丙烷和三乙胺为原料,合成出分子沉积膜驱油用的单分子双季铵盐体系,测定了MD膜驱剂 的黏度、阳离子度、表面张力及其接触角等,并通过动态驱油试验对驱油效果进行了评价。结果表明,合成的MD 膜驱剂性能稳定,体系黏度均在1.11 mPa·s左右;当浓度为800 mg/L时阳离子度达到71.73%,此时在砂岩表面的 吸附性能最好;MD膜驱剂可使润湿性发生转变,将亲油表面载玻片(98.70°)转变为弱亲油(85.31°),使水湿表面 载玻片(58.1°)亲水性增强(45.58°)。MD膜驱剂能驱替出水驱未能采出的原油,水驱转为分子沉积膜驱后,驱油 效率由42.55%上升到48.29%,而直接进行分子沉积膜驱后,驱油效率高达54.81%,相较于水驱后分子膜接替驱 油,直接进行分子膜驱油能够获得更高的采收率。图3表4参15

    • 刘家军1,李立峰1,高 苗2

      2021,38(3):464-469, DOI:

      Abstract:

      为更好地指导CO2驱在低渗透油藏的应用,研究了CO2与原油相互作用及其对CO2吞吐采油效果的影响。 首先从溶解和萃取两个方面分析了不同压力下CO2-原油的相互作用规律;然后利用设计的岩心模型开展了CO2 吞吐采油实验,同时对驱替前后的岩心进行了核磁共振扫描,明确剩余油分布状态;最后结合江苏油田应用实 例,提出下一步CO2采油技术应用方向。结果表明,压力超过萃取开始压力(10.0 MPa)时,萃取率随压力的升高 显著增大,40.0 MPa时的萃取率为85.2%。压力小于原油收缩压力(13.0 MPa)时,原油表现为体积膨胀,最大膨 胀系数1.25;压力大于13.0 MPa时,在CO2对原油的强萃取作用下,原油体积明显收缩。吞吐实验结果表明,对 于长度为6.0 cm的低渗基质岩心,CO2可采出48.0%的原油,初期主要增产机理为CO2在原油中溶解膨胀,后期主 要增产机理为CO2萃取原油中的轻质组分。在实际应用中,需充分考虑油藏条件对CO2与原油作用的影响,压力 低于15 MPa的油藏应优先考虑CO2吞吐,高于15 MPa的油藏应优先考虑CO2驱。图8参16

    • 潘竟军1,廖广志2,王正茂2,王旭生3,卢晓锋3,王立成3,郭 勇3

      2021,38(3):470-475, DOI:

      Abstract:

      开展石油焦的化学结构表征对稠油火驱燃料生成机理研究具有重要意义。以新疆环烷基稠油为原料,在 气体组成为5% O2、79% N2、16% CO2,气体流速为50~100 mL/min,温度500 ℃的条件下反应40 min制备石油 焦,用多种检测方法对石油焦经溶剂萃取洗涤后的固体颗粒进行结构表征。结果表明,石油焦的制焦率为 23.4%,在氧含量为 21%的条件下于 440~600 ℃的燃烧量为 87.98%,燃烧放热量为 8662 J/g,着火温度为 490 ℃。经红外光谱、X射线光电子能谱、拉曼光谱、固体核磁等技术表征分析,石油焦结构是以芳香共轭多环为 核心体,外围有环烷环和含氮氧杂环环绕,并连接少量的烷烃支链、醚链与酯烃支链的类石墨分子片层结构,碳 骨架上的氧是以酮羰基及脂肪烃芳香醚的非活性氧形式存在。分子片层结构单元间通过范德华力、电荷转移、 π-π相互作用、氢键、偶极等分子间相互作用结合为5层堆叠缔合体,并叠加形成似晶碳颗粒。图9表1参12

    • 孙焕泉1,曹绪龙2,姜祖明3,祝仰文3,郭兰磊3

      2021,38(3):476-481, DOI:

      Abstract:

      木粉价廉、来源广,含大量木质纤维素,可生物降解,绿色环保。用木粉复合水凝胶作为驱油剂,可以有效 降低生产成本。以丙烯酰胺为原料、力化学改性木粉(PWF-BA)为填充料、过硫酸钾为引发剂,N,N'-亚甲基双丙 烯酰胺为交联剂,制备了改性木粉复合水凝胶。研究了复合水凝胶的弹性、黏性、抗剪切能力及在高温高盐条件 下的抗老化性能。结果表明,经过化学处理后,木粉中的木质素和半纤维素基本被去除;随球磨时间增加,颗粒 尺寸和结晶度显著降低,比表面积增加。当球磨时间为4 h时制得的木粉在聚丙烯酰胺基体中具有良好的分散 性和界面相互作用,复合水凝胶的拉伸性能和在85 ℃盐水中的抗老化性能良好,可在三次采油中作为驱油剂使 用。图12参14

    • 刘冬鑫1,2,张贵才1,裴海华1,葛际江1,蒋 平1

      2021,38(3):482-486, DOI:

      Abstract:

      苯乙烯焦油的产量多、价廉,但利用率不高,多用于燃烧,对环境有一定的污染。为了提升苯乙烯焦油的经 济附加值,同时给油田开发提供一种低成本的原材料,将苯乙烯焦油制成水包油型乳状液,用于乳状液驱油中。 以乳化不稳定系数为乳化剂的指标筛选表面活性剂,将其与苯乙烯焦油混合制得水包油型乳状液,对乳状液的 稳定性、流变性和驱油效果进行评价。结果表明,苯乙烯焦油制备的水包油型乳状液的驱油效果较好。当聚氧 乙烯醚与醇醚硫酸钠复配质量比为1∶1、总加量为0.3%时,乳状液的稳定性最好。对于黏度为185 mPa·s的普通 稠油,苯乙烯焦油制备的水包油乳状液可在水驱基础上提高采出程度16.7百分点。苯乙烯焦油乳状液可用于高 含水油田后期开发,提高原油采收率。图6表2参23

    • 王 雨1,2,吴永花1,2,林莉莉1,2,于文芳1,2

      2021,38(3):487-491, DOI:

      Abstract:

      为明确原油中石油酸对复合驱油体系界面张力和乳化性能的作用规律,以复合驱试验区原油为原料分离 出两种石油酸和除酸油,分析了两种石油酸的结构和碳数分布,研究了其对二元驱油体系动态界面张力和乳状 液稳定性的影响。结果表明,1#石油酸和2#石油酸的相对分子质量分别为242和312,其碳数分布分别为10~15 和10~25。700 mg/L的2#石油酸可使油水平衡界面张力(IFTeq)降为0.021 mN/m,而同浓度的1#石油酸仅能使 IFTeq降为0.095 mN/m。混合酸对降低界面张力有正向协同作用,两种石油酸复配可使二元驱油体系的油水界面 张力达到超低。含酸体系的乳液稳定性与油水动态界面张力相关联,含2#石油酸的油水乳状液体系的IFTeq较 低,乳液的最终稳定性较高。通过对二元驱油体系性能与原料物性参数的分析,指出可以提高原料油石油酸含 量来合成二元驱用磺酸盐,以增加二元驱油体系的乳化性能,获得较好的降低油水界面张力效果。图9表3参12

    • 王 哲1,2,梁生康1,2,李俊峰3,宋丹丹1,2,郑江鹏1,2,宋永亭4

      2021,38(3):492-498, DOI:

      Abstract:

      为降低无机碱/表面活性剂二元驱油体系对油藏地层环境的损害,提高驱油体系的生物可降解性,研究了 生物表面活性剂鼠李糖脂(RL)、槐糖脂(SL)与乙醇胺(MEA)等有机碱复配体系的界面性能,并通过岩心驱替物 模实验评价了复配体系强化胜利油田沾三区块原油的驱替效率。Rubingh规则溶液理论模型计算结果表明生物 表面活性剂复配体系中RL和SL分子可在表面吸附层自发吸引,协同降低溶液的表、界面张力;“RL/SL”体系中 SL占比小于0.3时,协同效应较强。当表面活性剂质量分数为0.15%(SL占二者质量分数为0.2)、乙醇胺为3.5% 时,RL/SL/MEA复配体系可将油水界面张力降低至9×10-3 mN/m,达到超低界面张力数量级范围。岩心驱替物 模实验表明,RL/SL/MEA驱油体系可在水驱基础上提高原油采收率24.13%。RL/SL/MEA复配体系在三次采油 领域具有一定的应用潜力。图5表1参34

    • 刘春天,陆 屹,田燕春,李 星,王 颖,宋志瑞,李欣欣

      2021,38(3):499-503, DOI:

      Abstract:

      为了缓解大庆油田复合驱开发区块储层物性变差,表面活性剂损耗量增大、三元体系抗吸附性能减弱的问 题,开展表面活性剂浓度优化研究,指导改善复合驱技术经济效果。采用换砂不换液、换液不换砂两种静态吸附 实验方法分析段塞不同位置的化学剂损耗,结合动态吸附和物理模拟驱油实验,确定合理的表面活性剂浓度变 化方式。研究结果表明,三元段塞驱替前缘吸附严重,应提高表面活性剂浓度;前缘流经后的油砂吸附能力减 弱,可降低后续段塞的浓度;被吸附后的表面活性剂存在脱附现象,对后续段塞浓度进行补偿。根据化学剂损耗 规律,提出表面活性剂梯度降浓方式,在保持化学剂用量不变的情况下,扩大超低界面张力作用距离,可相对常 规恒定浓度方式进一步提高采收率0.91百分点。图3表4参7

    • 栾和鑫1,2,3,4,唐文洁1,2,3,4,陈艳萍5,陈权生1,2,3,4,关丹1,2,3,4,阙庭丽1,2,3,4,徐崇军1,2,3,4, 云庆庆1,2,3,4,帕提古丽·麦麦提1,2,3,4,焦秋菊1,2,3,4,向湘兴1,2,3,4

      2021,38(3):504-507, DOI:

      Abstract:

      为研究砾岩油藏复合驱过程中化学剂在油藏运移过程中的吸附滞留规律,以不同液固比条件下研究复合 驱油体系在砾岩油砂吸附后界面性能以及化学剂吸附损耗量。研究结果表明:不同固液比条件下,二元体系 (0.2% KPS202+0.1% KYPAM2)/三元体系(0.3% KPS304+0.15% KYPAM1+1.2%碳酸钠)经过岩心砂4次吸附后 界面张力未发生明显改变,平衡界面张力IFT120min均达到超低界面张力(10-3 mN/m)的指标要求;二元体系/三元 体系经过岩心砂4次吸附后各化学剂含量均随着吸附次数增加而减少,随着岩心砂含量增加各化学剂浓度逐渐 降低。化学剂浓度随吸附次数增加降低幅度大小排序为:ASP碱浓度>ASP表面活性剂浓度>SP表面活性剂浓度 >ASP聚合物浓度≈SP聚合物浓度。图4表2参11

    • 白玉焜1,李 青2,王志华3,毛国梁1

      2021,38(3):508-514, DOI:

      Abstract:

      碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采出液乳化稳定程度高,影响原油电脱水系统的平稳运行和脱水分离效 果。针对这一问题,以聚合氯化铝(PAC)作为电中和调节剂,利用电中和方法治理脱水电场的失稳。实验结果 表明,以PAC作为三元复合驱采出液处理调节剂,可降低体系电负性、减小脱水峰值电流、缩短脱水峰值电流持 续时间、提高电场的响应性能和采出液脱水率。加入PAC后,采出液脱水率从PAC加入前的95%以下增至平均 97.5%以上,且以PAC加量为180~240 mg/L时的电场脱水响应与作用机制发挥最为显著,脱水电流小、维持时 间短且变化平稳,脱水后原油含水率控制在0.30%以内、60 ℃下的污水含油量控制在100 mg/L以内。随着脱水 温度的升高,治理效果进一步提升。PAC充分发挥电中和作用机制和静电吸附作用机制,降低体系电负性、削弱 油水界面膜强度、提高电场脱水性能,可用于改善弱碱三元复合驱采出液脱水电场失稳的问题。图7表1参20

    • 刘海涛,孙永涛,林 涛,孙玉豹,马增华

      2021,38(3):515-518, DOI:

      Abstract:

      为了探索海上稠油的热催化改质降黏技术的可行性,解决海上稠油的举升和集输问题,针对渤海西部某油 田的稠油分析了稠油黏度与族组分关系,选择了PAS、FAS两种阴离子和Zn2+、Cu2+、Mn2+、Fe3+和Ni2+ 5种阳离子组 合共10种催化剂,进行催化改质降黏实验,对比了催化改质前后族组分的变化。研究结果表明:对于该渤海稠油 来说,饱和烃和芳香烃含量越高黏度越低,饱和烃对稠油黏度影响明显大于芳香烃,胶质、沥青质含量越高,其黏 度越大,沥青质对于该渤海稠油黏度影响略大于胶质,但由于稠油中胶质含量远大于沥青质含量,因此降低胶质 含量是该渤海稠油催化改质的必然选择。PAS-Ni的催化降黏效果最好,可以使该渤海稠油黏度从2167 mPa·s 降至566 mPa·s,降黏率为73.88%,PAS-Fe的改质效果次之,稠油黏度降至716 mPa·s,降黏率为66.96%。改质后 稠油四组分分析结果表明,催化改质反应主要降低了胶质含量,增加了饱和分和芳香分含量,沥青质含量有小幅 度增加。图4表2参13

    • 周少雄1,周 鹤2,赵 波1,张 晨1,赵波锐1,陈兆录1,胡 斌1

      2021,38(3):519-523, DOI:

      Abstract:

      针对新疆某油田超稠油脱水时间长,破乳剂用量大,脱水效率低的问题,提出了掺入焦化柴油辅助处理超 稠油热化学沉降脱水技术,室内考察了不同温度下、掺入不同种类稀释剂对超稠油黏度的降低幅度,在此基础上 重点研究了超稠油提炼出来的焦化柴油回用于掺稀后对超稠油黏度、旋流除砂、破乳剂加药浓度以及脱水效果 的影响,并进行了掺入焦化柴油现场试验。研究结果表明:在超稠油中掺入柴油可缩短超稠油热化学沉降脱水 时间,降低破乳剂加药浓度。现场掺入9%的焦化柴油后二段沉降罐满罐后即可达到净化油含水合格指标,掺入 5%的焦化柴油后二段平均沉降仅需13.4 h,较掺入柴油前二段平均需27.8 h的沉降时间有了较大幅度的缩短;掺 入柴油后破乳剂SB-1加药量可降至100 mg/L,较掺入焦化柴油前的220 mg/L降幅达54.5%。此外掺入焦化柴油 还可增强旋流除砂效果,降低原油黏度,结束了现场罐车拉运的历史,实现了超稠油长距离的管道集输,较之前 罐车拉运成本降低40%以上。图5表3参10

    • 张在孝1,张 雪2,陈立涛2,江 鑫2,师浩林2,薛迦文2

      2021,38(3):524-528, DOI:

      Abstract:

      深水油气钻井和开发过程中极易生成天然气水合物,对深水钻井和油气集输造成严重影响。某深水油田 的伴生气组分复杂,现有水合物生成预测模型计算误差较大。为准确预测该油田伴生气的水合物生成风险,本 文利用天然气水合物微观实验装置,模拟油田多组分气体,进行了水合物生成条件测定,并探索了乙二醇对多组 分气体水合物生成的影响。研究表明,在温度低于15 ℃时,某深水油田的伴生气的相平衡条件低于甲烷和二氧 化碳,高于乙烷和丙烷;在温度高于15 ℃时,其相平衡条件低于甲烷、乙烷和二氧化碳。这表明,与甲烷气体相 比,该多组分气体由于乙烷、丙烷等的存在,更容易生成水合物,且水合物晶体呈针状生长,其针状结构会迅速发 展成体型结构,极易造成管线堵塞。在集输管线流体平均压力为5 MPa时,40%的乙二醇溶液可使模拟气体的水 合物相平衡温度降低5.3 ℃,为该油田水下油气集输过程中的水合物防治工作提供了理论依据。图10参19

    • 刘冬梅1,2,石 鑫1,2,杨 康1,2,魏晓静1,2,贾 犇3,王文栋3

      2021,38(3):529-535, DOI:

      Abstract:

      为了合成快速响应的纳米容器,实现缓蚀剂靶向释放,更好地解决油气田管道金属进一步腐蚀的状况,采 用修饰的St?ber法,改变无机和有机硅源的摩尔比合成了不同亚胺嵌入的有机硅纳米颗粒(S-SNPs)并负载缓蚀 剂MBT得到了智能缓蚀剂MBT@S-SNPs,并研究其智能防腐性能。研究结果表明,S-SNPs在中性环境下稳定, 而在酸性环境下发生降解,从而可以实现对缓蚀剂的控释。另外,电化学测试结果表明含有智能缓蚀剂腐蚀试 样的阻抗值为空白试样的5倍,有效缓解了腐蚀的发生。S-SNPs的响应降解以及与缓蚀剂之间的相互作用实现 了缓蚀剂的高效负载(16%)和pH响应释放。S-SNPs可响应腐蚀引起的pH变化,在腐蚀的靶向修复方面具有广 阔应用前景。图25参10

    • 曲占庆1,樊家铖1,郭天魁1,王银娜2,刘晓强1

      2021,38(3):536-539, DOI:

      Abstract:

      油田结垢通常会导致地层及管线堵塞,导致开发成本增加,采收率降低。针对这一问题,将低分子量聚丙 烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬氨酸3种防垢性能较好的螯合剂复配制得硫酸钡防垢剂,评价了防垢剂对硫酸 钡垢的防垢性能、悬浮性能和对管线的腐蚀性能等。结果表明,硫酸钡防垢剂中低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马 来酸酐和聚天冬胺酸的最佳质量比为2∶2∶3。在钡离子质量浓度为300 mg/L、温度为50 ℃的条件下,防垢剂加 量高于12.5 mg/L时即具有优良的防垢效果,防垢剂加量为100 mg/L时的防垢率可达到95%以上。防垢剂的耐 温性较好,对管线的腐蚀性较低。防垢剂可影响硫酸钡垢的沉降和垢晶核的正常生长,使所得垢结构规律且更 加松散,有利于后续的机械清垢处理,满足油田的正常生产需要。图7表1参13

    • 徐加放1,史 睿1,李 影2,郑丽华2,丛 林2

      2021,38(3):540-546, DOI:

      Abstract:

      注水开发是油田常用的提高油气采收率方法之一,但注入水结垢会造成注入水管线堵塞、增加洗泵作业次 数等问题;尤其在高温特低渗储层中,结垢问题还会造成地层孔隙度降低、注入压力增加。为解决该问题,以油 田的注入水样、储层岩心为研究对象,运用粒度分析仪、扫描电镜和X-射线衍射仪等分析注入水样垢晶成长规 律,结合主力油层岩心孔隙结构和矿物组成分析,探寻除垢防垢方法。研究结果表明:注入水存在严重结垢趋 势,结垢类型主要为碳酸盐垢;加入软化剂后,注入水垢晶短时间内生长迅速,1 h时垢晶D10即达8~10 μm;根据 目标区块储层特性,优选0.45 μm过滤膜,为防止剩余离子和更小粒径垢进入储层,进一步优选主要成分为水解聚 马来酸酐的抗高温阻垢剂,确定了“软化-过滤-阻垢”组合处理方法,实现了注入水结垢的彻底防治。图10表5参16

    • 邓舒元1,王 博1,孙珊珊2,白拉贝1,佘跃惠2,张 凡1

      2021,38(3):547-552, DOI:

      Abstract:

      为了抑制油田污水中硫化物的产生,以丘陵站污水为研究对象,实验室中通过监测生物抑制过程培养物中 H2S 含量、SO42- 消耗量、硫酸盐还原菌(SRB)数量优选最佳硫化物生物抑制剂体系。将该体系用于吐哈油田丘 陵站硫化氢抑制矿场试验,并监测加入生物抑制剂体系前后微生物群落变化。研究结果表明:适用于吐哈油田 丘陵站硫化氢生物抑制最佳体系为200 mg/L硝酸钠和60 mg/L JHB,矿场试验过程中硫化物含量均低于1 mg/L, SRB数量低于102个/mL。矿场试验前油田中微生物主要是SRB-嗜热脱硫微球菌(Desulfomicrobium thermophilum), 矿场试验后假单胞菌(Pseudomonas balearica)和施氏假单胞菌(Pseudomonas stutzeri)在油田污水中占主导地位, 表明生物抑制硫化物的机理是通过生物竞争法争夺SRB的电子受体来抑制SRB的活性,减少油田污水中SRB 数量。图1 表4参22

    • 于 跃1, 崔 佳2, 张汝生2, 殷鸿尧1, 冯玉军1

      2021,38(3):553-559, DOI:

      Abstract:

      胶凝酸是常见的缓速酸液体系,广泛用于碳酸盐岩储层酸化压裂增产作业中。稠化剂是增加酸液黏度、保 证胶凝酸性能的关键。本文回顾了胶凝酸稠化剂的研究历程,综述了近年研究进展,重点对其分子结构设计、合 成以及所制备的胶凝酸性能和现场应用效果进行了归纳与分析,评述了不同类型酸液稠化剂的特点及优劣势, 探讨了稠化剂的优化设计及性能提高等问题,指出了目前面临的挑战,并展望了未来的发展方向。图2参44

    • 王增林1,李 鹏2,魏 芳2,王 勇2,梁 伟2

      2021,38(3):560-563, DOI:

      Abstract:

      随着胜利油田水驱油藏进入特高含水开发阶段,含水升高、注采强度增大等对化学防砂效果和有效期提出 了更高的要求。总结了胜利油田特高含水期化学防砂技术面临的开发矛盾,介绍了胜利油田在防砂控水一体化 技术、高渗滤砂管提液技术、低温固砂技术和分层注入技术方面的进展,为特高含水期油田化学防砂提供借 鉴。参20

    • 金发扬,周顺明,高士博,姚 峥,王瑞林

      2021,38(3):564-570, DOI:

      Abstract:

      自生CO2提高采收率技术是通过化学药剂的相互作用,在储层内自发产生CO2或者泡沫进行调驱的一种新 技术,该技术不需要天然CO2资源、能控制产气量、注入工艺简便、与地层配伍性好,是一种极具潜力的提高采收 率技术。在深入调研的基础上,本文综述了近年来自生CO2产气体系的研究进展以及自生CO2提高采收率技术 的作用机理,为后续进一步深入研究该技术提供参考和借鉴。图2参57

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    • 司晓冬, 罗明良, 李明忠, 贾晓涵, 杨玉玲, 战永平

      Abstract:

      减阻剂是致密砂岩、页岩等非常规储层改造压裂液的关键添加剂,其性能将直接影响压裂施工效果。本文介绍了减阻剂类型,分析比较了减阻剂优缺点及研究进展,重点阐述了减阻剂的减阻机理及减阻失效机理,归纳总结了纳米材料在压裂减阻中的应用研究进展,指出在高温、高剪切、复杂介质等非常规储层压裂环境中,同时具有储层伤害小、携砂能力强、减阻稳定且高效、易返排、易回收利用等优点的新型多功能复合减阻剂将是今后研究的重要方向。

    • 张朝良, 吕建荣, 张德富, 冷润熙, 李珂怡, 段明, 唐洪明

      Abstract:

      为了精细评价化学驱过程中化学剂的洗油能力,准确刻画表面活性剂、聚合物、碱剂及三元复合体系驱油过程的吸附损失,利用双偏振光极化干涉(简称DPI)技术,对克拉玛依油田七东1区化学驱用化学剂的洗油能力和吸附特征进行了评价。结果表明:注入相同时间(400秒)时,单一碱剂和单一聚合物溶液均能够使芯片上油膜的质量和厚度明显减小,它们对于七东1区原油具有较强的洗脱能力;使用单一表面活性剂驱替后,芯片单位面积上物质质量增加11.7%,厚度增加25%,表明表面活性剂与七东1区原油吸附作用较强;对于三元复合体系,在表面活性剂的吸附作用与聚合物、碱对油膜的洗脱作用双重作用下,其油膜洗脱效果较差,驱替后芯片单位面积上物质质量增加0.2%,厚度增加4.43%。聚合物、表面活性剂、碱剂以及三元复合体系四者的油膜洗脱能力为:碱剂>聚合物>三元复合体系>表面活性剂。

    • 万青山, 聂小斌, 陈丽艳, 李婷婷, 扎克坚

      Abstract:

      区别于单胶液体系,本文依据部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、多羟基醇弱凝胶形成原理,用有机硼/锆复合交联剂FHBZ-1与HPAM及多羟基醇共同作用制备交联凝胶,并将其用作LG-2复合线形胶压裂液。分别评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切性能及破胶性能。在110℃,170s-1恒速剪切120min条件下与HPAM/有机锆单一凝胶体系进行了耐温耐剪切能力对比,其中LG-2线性胶压裂液的最终粘度为103 mPa.s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48mPa.s。同时,在130℃,170s-1恒速剪切速率下,LG-2线性胶得到交联冻胶峰值粘度为448mPa.s,充分显示其良好的耐温耐剪切性能。评价了LG-2线性胶压裂液在60℃及90℃时破胶性能,LG-2线性胶压裂液破胶液粘度小,残渣量低,分别为约16mg/L 及12mg/L。通过WY-8页岩气井现场试验验证LG-2线性胶压裂液体系具有优良的造缝携砂性能。

    • 管保山, 梁 利, 姜 伟, 刘玉婷, 刘 倩

      Abstract:

      用4种方法制备了模拟破胶返排液,通过考察降解过程分子量的变化、分子量分布与黏度的关系、残余稠化剂对循环配液的影响,给出压裂液破胶过程稠化剂的降解机理及循环利用的制约因素,结果显示,破胶4h返排液黏度合格,分子量降低至瓜胶的1/2,破胶初期氧化剂优先作用于α-1,6缩醛键,破胶液中半乳糖含量增加,残渣中甘露糖:半乳糖为4.5:1;破胶液残余稠化剂含量在0.3%以上配制的压裂液冻胶黏度明显下降,并且不耐剪切,常规氧化破胶液黏度不达标,残余稠化剂浓度增大,消耗的交联剂增加,破胶更困难,二次循环使用的冻胶破胶液分子量为251×105,远大于瓜胶的2.8×105

    • 郭明哲, 刘慧卿, 东晓虎

      Abstract:

      针对水敏性稠油油藏,抑制黏土膨胀是有效进行热采的前提,然而后续防膨机理尚不十分明确,因此提出一种Pickering微乳液抑制黏土膨胀的方案,通过Fick定律与Langmuir吸附理论相结合,对Pickering微乳液黏土防膨机理进行量化分析。利用疏水纳米SiO2与月桂基三甲基溴化铵(DTAB)复配形成Pickering微乳液,然后测试了微乳液的表面张力和对膨润土的防膨率,且获得了最佳复配方式。最后,以最佳配方进行段塞驱替实验来研究动态防膨效果。其中,机理量化分析表明采用表面吸附进行黏土防膨是可行的,另外纳米SiO2与DTAB在比例为1:2,浓度为0.6wt%时防膨效果最好,驱替实验中显示最佳的段塞注入量为0.2PV。随着Pickering微乳液注入量的增加防膨效果越发明显,但是出口含水率上升速度也随之加快,说明对于渗透率较高的稠油油藏抑制黏土膨胀应适当。

    • 赫英状, 易浩, 李斐, 路飞飞, 刘强, 项楠, 严圣东, 严思明

      Abstract:

      针对油气田开发中高压油气、后期压裂、储气库周期性压力变化等带来的层间流体窜流、井口带压问题,以有机胶凝材料-水溶性树脂,研制了一种适用于中低温的树脂固井工作液体系,并对该体系的工程性能、封隔性能、树脂固化动力学等进行了研究。结果表明,该树脂体系密度在1.20~1.80g/cm3可调,流动性能良好;60~90℃时,稠化时间在60~410min可调;模拟顶替效率91.5%时,树脂固化体的胶结强度为3.01MPa,窜流突破压力大于12MPa,远高于相近顶替效率下的常规水泥石;树脂固化体90℃×24h抗压强度在50MPa以上,六次循环交变应力加载后的弹性恢复率均超过85%,优于常规水泥石;固化体热分解温度为398℃,具有良好的耐温性能;确定了S-HR/CA-1与S-HR/DCY体系的固化动力学方程、固化度与固化时间的关系。该树脂工作液体系固井界面胶结强度高,形变恢复能力强,有利于保证固井环空固化体的长期完整性和封隔性,防止窜流的发生;固化动力学方程的建立为此类树脂工作液体系的研究与应用提供了理论参考。

    • 张佃臣, 张世坚, 胡晓明, 唐敏, 邱波, 单雨婷, 敬加强

      Abstract:

      由于稠油乳状液不透明,无法直观认识砂粒对稠油乳状液稳定性的影响过程,一些学者通过傅里叶红外光谱检测到矿物颗粒表面吸附的沥青质,推测这些颗粒因吸附油水界面膜上的沥青质破坏了油水界面膜强度,促进了水滴聚团沉降,从而实现稠油乳状液破乳分层。但这种认识无法解释笔者实验中的一些现象,本文进行了杯式分水、流变性测试和润湿性测试等实验,得到了石英砂对稠油乳状液稳定性影响机制:砂粒粒径较小,水滴粒径较大时,即会发生水珠完全浸湿包裹砂粒的现象,包裹砂粒的水珠比重增加,沉降速度加快,这是砂实现稠油乳状液破乳分层的主要原因,而这一认识也通过砂在白油中的沉降实验得到了验证。

    • )利用双分子亲核取代反应成功合成出了新型具有pH和CO双重响应的表面活性剂分子, 江山红, 王立双, 戴彩丽

      Abstract:

      为解决水力压裂返排液对储层的伤害和环境的污染,通过合成新型环境响应分子,并用其构筑可循环利用的清洁压裂液体系,对体系压裂液性能和循环利用性能进行评价,利用电子显微镜和分子动力学模拟从介-微观层面揭示该智能响应清洁压裂液体系的成胶-破胶可控机理,从而进一步优化体系并形成可应用于现场的可循环利用清洁压裂液体系。研究结果表明:成功合成出了具有良好的响应增黏性和水溶性的CO2响应型分子;用其制备的清洁压裂液体系通过环境刺激响应可根据需求智能成胶和破胶。分子动力学模拟及电镜揭示了体系囊泡和蠕虫状聚集体的形成及转变机理,探讨了分子聚集体的转变动力学,为现场应用提供指导。

    • 申会兵, 李媛媛, 吴萍萍, 张宏玉

      Abstract:

      针对当前无机盐型粘土稳定剂耐水洗效果差,聚合物型高分子粘土稳定剂易吸附阻塞孔道且耐温性能差等问题,开发用于高温低渗油藏的新型小分子粘土稳定剂已迫在眉睫。本论文采用三甲胺与γ-氯丙基三乙氧基硅烷合成小分子耐高温粘土稳定剂ZWS-1,通过对其防膨性能与耐水洗性能的测定确定最佳使用浓度为1.5%。复配试验优选出最佳的复配方案为1.5%ZWS-1+4%KCl(150℃下,粘土防膨率为98.3%,耐水洗率为91.4%)。偏光显微镜观察表明ZWS-1可以将粘土团聚为颗粒,增加粘土的稳定性,傅里叶红外光谱结果表明ZWS-1与粘土矿物表面羟基发生脱水缩合反应,证实ZWS-1与粘土矿物表面存在化学键作用。

    • 王兴坤, 刘逸飞, 易飞, 吴文俊, 黄波, 陈维余, 方彦超, 戴彩丽

      Abstract:

      表面活性剂渗吸作用是提高致密油基质原油动用的重要手段。本文研究了致密油基质-裂缝模型中表面活性剂渗吸提高原油动用特征。首先,通过自发渗吸、界面张力及润湿性的测定,优选0.05wt%的ASB作为渗吸用表面活性剂。进一步,通过基质-裂缝岩心模型及微流控模型,分别研究了裂缝迂曲度及缝内流速对近缝基质动态渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明,近缝基质动态渗吸的原油采出程度随模型迂曲度的增加而增加,即裂缝复杂程度越高,动态渗吸的采出程度越高;缝内流速越快,毛细管中油水界面运移速率越快,即渗吸速率越快,且油水界面运移速率与缝内流速整体符合二次函数规律。另外,通过静态渗吸实验,研究了表面活性剂作用深度及浓度对深部基质自发渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明,表面活性剂作用深度越深,单位体积基质原油动用量越低;当表面活性剂浓度较高时,毛管力的主控参数为界面张力,此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律一致,当表面活性剂浓度较低时,毛管力的主控参数为岩石表面润湿性,此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律相反。

    • 卓绿燕

      Abstract:

      国内供应的重晶石砷含量多超出《GB 36600-2018 土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准(暂行)》中第二类建设用地筛选值要求,常用加重剂铁矿粉、钛铁矿粉,由于其对钻具的严重磨损、应用后可能影响电测结果以及使用后钻井液色度不达标等问题,目前已甚少使用。碳酸钙类加重剂由于其自身低密度,加重后易造成钻井液性能流变性恶化。针对上述加重剂环保性能及应用性能存在的不足,通过优选碳酸钙类加重剂,按比例复合重晶石,经过表面涂覆改性、干法活化处理等生产工艺,降低了粘度效应、解决了砷超标问题,同时利于碳酸钙类加重剂的油气层保护特性,创新形成了对油气层与环境进行双重保护的双保型加重剂。现场实施10口井,实施井均安全钻进,与邻井均值相比,机械钻速提高10个百分点,平均井径扩大率降低1.8个百分点,投产井平均单井每米产层增油0.60t,泥饼重金属砷含量达到了标准筛选值要求(低于60mg/Kg)。

    • 马鹏, 张磊, 聂育志, 陈红壮, 邱在磊, 董国峰, 张顺

      Abstract:

      本文将超声处理与沉降法相结合,在5%高浓度淀粉溶液条件下制备纳米淀粉颗粒。通过超声处理可以降低5%高浓度淀粉溶液的粘度,再利用沉降法制备小粒径的纳米淀粉颗粒。该方法所制备的纳米淀粉颗粒平均尺度小至30nm,粒度主要集中于20-50nm、分布相对均匀,且在150℃能抗盐至20g/L NaCl。在基浆中加入1.0%的纳米淀粉颗粒后,表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量分别为22.0 mPa?s、14.5 mPa?s、11.5 Pa和9.3 mL。在150℃下老化16 h后,表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量分别为21.1 mPa?s、14.0 mPa?s、10.8 Pa和10.0 mL。纳米淀粉颗粒改善钻井液性能的机制在于,其与膨润土能形成网络结构,能提升钻井液的综合性能,且抗高温能力强。超声处理与沉降法相结合的方法操作简易,成本低廉,易于推广应用,所形成的技术能为开发一种新型的纳米钻井液体系提供重要的技术支撑。

    • 沈秀伦

      Abstract:

      针对低温浅层油气井压裂破胶不彻底、返排能力较低的问题,着重分析了亚硝酸盐与铵盐、三氧化铬和葡萄糖、过氧化氢等三种不同自生热体系的生热量以及对压裂破胶性能的影响。实验结果表明:亚硝酸盐与铵盐生热体系的生热量最高,温度可达到80℃以上;另外,在实验中也确定了三种不同生热体系与破胶剂的添加顺序,使压裂液破胶效果达到最优,其中葡萄糖和三氧化铬生热体系和亚硝酸盐与铵盐生热体系的加入顺序是先加入生热体系后加入APS破胶剂,过氧化氢生热体系的加入顺序是自生热体系和APS破胶剂两者同时加入;最后,得出亚硝酸盐与铵盐自生热体系是压裂液破胶体系的最佳添加剂,能使压裂液粘度降低到6 mPa.s以下,破胶性能最优。

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    • 阳离子表面活性剂预处理地层延长防垢剂挤注返排寿命实验研究*

      宋浩俊, 张亮, 梁玉珠, 李杨, 任韶然

      Abstract:

      海上油田注海水开发,注入水与地层水的不配伍常导致油井硫酸盐结垢现象严重。虽然可以采取挤注工艺防垢,但防垢剂返排寿命一般较短。本文考虑在前置液中添加吸附增强剂,以提高防垢剂在地层中的吸附量和降低防垢剂解吸速度,选择季铵盐表面活性剂DTAC和阳离子Gemini表面活性剂GS-A6为吸附增强剂、选择聚丙烯酸钠PAAS为防垢剂,开展了吸附增强剂与防垢剂的配伍性实验、静态吸附实验和动态吸附-解吸实验。结果表明,在120℃下,两种吸附增强剂与防垢剂的配伍性良好,吸附增强剂可以有效提高防垢剂在地层中的吸附量,延长防垢剂的返排寿命;其中,吸附增强剂DTAC受含油饱和度影响较大,在高含油饱和度时吸附增强效果有明显下降,而吸附增强剂GS-A6在不同浓度、不同含油饱和度情况下均具有稳定的吸附增强效果,适用于不同开发阶段的油井防垢。

      • 1
    • 压驱用增注驱油剂制备和性能评价

      渠慧敏, 尚岩, 张广中, 王海燕, 韦良霞, 戴群

      Abstract:

      受储层物性等影响,低渗透油藏在水驱开发中存在地层能量不足和注水困难的矛盾。一方面注水压力高、欠注严重,另一方面低渗透油藏地层压降大、产能递减快,采油速度和采出程度低,水驱过后依然存在膜状或油滴等多种形态状残余油。针对上述问题,本工作合成了甲硝唑不对称Gemini表面活性剂,并和脱氢松香型表面活性剂、鲸蜡醇、乙醇等复配形成了功能型增注驱油剂。该功能型增注驱油剂降低油水界面张力,乳化原油、清除油膜,其中的阳离子组分以水为传递介质在岩石表面形成分子膜,稳定粘土,改善岩石表面润湿性,降低注水阻力。配合压驱现场试验,井组初期日增油13.4t,5个月后日增油12.6t/d;水井由压驱前高压30MPa注不进,到压驱后27.5MPa、日注水量30m3/d,水井注入能力显著提高。

      • 1
    • 酸化原油破乳脱水的影响因素与处理技术研究进展

      吕晓方, 杨 尊, 赵德银, 柳 扬, 马千里, 周诗岽, 李恩田, 董 亮

      Abstract:

      酸化压裂技术通过把酸性液体灌入地层裂缝中使得壁面不完全闭合,但堵塞性物质会溶入返排液中随酸化原油一同排出,使得酸化返排液中含有的物质提高了原油乳状液的稳定性,造成原油乳状液破乳困难和酸化返排液处理困难。为了探索酸化原油脱水困难的原因,本文通过回顾近几年开展的酸化原油脱水影响因素实验以及现有的酸化原油脱水工艺,总结了Ph值、温度、固体颗粒影响原油破乳的机理,归纳出热化学沉降法适合处理黏度、含水率不高的原油,超声波稠油破乳脱水的实际应用效果显著,可以作为热化学沉降工艺的辅助破乳,水洗法可去除部分固体颗粒和酸化淤渣,适用于重力沉降前预处理,高频脉冲电脱水法对酸化油、老化油脱水效果都较好,具有进油含水率适应范围广的优点,适用于精脱水处理,微波破乳仍处于研究阶段,需进一步研究破乳机理以及验证工业实用效果,最后对未来原油破乳和脱水工艺的研究提供了建议。

      • 1
    • 压裂返排液重复利用技术现状及展望

      姚 兰, 李还向, 柯从玉, 张群正

      Abstract:

      随着油气田开发规模的日益扩大,压裂作业用水量逐渐增大与压裂返排液产生量大、返排液面临环境问题无法直接外排的矛盾日益突出。将返排液进行处理后再回用无疑是目前解决该难题的有效途径。本文主要针对我国压裂返排液重复利用研究与应用现状,从返排液处理过程中面临的技术问题,可回收压裂液体系的研发、返排液处理工艺及处理装置的改进等几个方面进行了系统介绍,指出处理后回用是返排液处理的最佳途径,也是未来油气田工业发展的必然趋势。返排液回用技术应该从可回收压裂液体系的研发及返排液回用处理工艺改进两方面入手,进一步完善和推广该技术在油气田开发过程中的应用。最后对目前返排液回用技术存在的问题及挑战进行讨论,以期为我国返排液重复利用技术的发展提供指导。

      • 1
    • 二氧化碳粘弹性泡沫驱体系的优化

      董越, 周明, 高振东, 郭肖, 董海波, 李林凯, 王振宇

      Abstract:

      针对延长油田低渗透高矿化度油藏采用常规泡沫注入性和耐盐性差,驱油效果不明显,提高采收率难度大的实际问题,研究了一种粘弹性二氧化碳泡沫驱油体系。基于表面活性剂分子的自组装特性,以自创的改进泡沫复合指数为指标,在无聚无碱条件下筛选了起泡剂、助起泡剂、稳定剂和络合剂,确定了粘弹性二氧化碳泡沫驱体系配方0.20wt% UCAB+ 0.20wt% SDS +0.09 wt% 三乙醇胺+ 0.08wt% EDTA。在此条件下其粘度为15.2 mpa.s,起泡体积达560mL,半衰期为58min,改进泡沫复合指数370,272 mL. min. mpa.s。金相显微镜观察到泡沫成不规则的六边型或五边地等多边形,表明粘弹性二氧化碳泡沫具有一般泡沫特征。粘弹性测试表明小分子自组装形成了蠕虫状胶束,胶束相互缠结和缔合,宏观上体现出了高分子的粘弹性。

      • 1
    • 低矿化度水驱提高原油采收率研究进展

      闫飚, 范洪富,

      Abstract:

      低矿化度水驱是一种相对较新的提高采收率技术,在过去十年间持续受到关注。低矿化度水驱是指向地层中注入矿化度在1000-5000mg/L的水来提高采收率,关于低矿化度水驱提高原油采收率的机理目前仍存在争议。本文概述了低矿化度水驱技术的发展历程,重点分析并总结出砂岩油藏低矿化度水驱提高采收率的机理大致可分为微粒运移和润湿性改变两大方面,简述了碳酸盐岩油藏低矿化度水驱提高采收率的机理,主要包括由于矿物溶解引起的双电层的变化和离子反应,浅析了适用低矿化度水驱技术的油藏条件,总结了低矿化度水驱和其他驱油工艺结合的新技术,介绍了分子模拟技术在低矿化度水驱方面的应用,并对未来的发展提出了建议。

      • 1
    • 悬浮乳液基高效减阻携砂压裂液的研究与应用

      麦尔耶姆古丽.安外尔, 王历历, 翟怀建, 蒲迪, 邬国栋, 余波, 刘宽, 金诚, 常庆

      Abstract:

      在压裂施工过程中,为解决高矿化度配液水质条件下聚合类乳液稠化剂加量高以及悬浮乳液稠化剂稳定性差的问题。以抗盐缔合聚合物KFPY为基础,通过考察悬浮乳液稠化剂的稳定时间、本体黏度,优选了体系的稳定剂、优化了粉末稠化剂粒径以及比例,最终形成悬浮乳液稠化剂GAF-TE组成为:48.5%白油、1.5%乳化剂G10、5%有机改性膨润土、45% 抗盐缔合稠化剂KFPY(160目)。在20%标准盐水水质下,对悬浮乳液稠化剂GAF-TE的溶解性能、增黏性能、减阻性能以及配制的滑溜水体系的各项性能进行了评价,结果表明:0.1%稠化剂GAF-TE溶解时间为18s,黏度为2.19mPa.s,降阻率为76.8%;配制的滑溜水体系动态携砂能力强于普通的聚丙烯酰胺乳液,体系表面张力26.8mN/m,界面张力0.96mN/m,对岩心基质渗透率伤害率6.97%,具有低伤害特性。该缔合型悬浮乳液稠化剂产品在新疆油田某区块进行现场应用,表现出较好的溶解性、降阻性能和携砂性能。

      • 1
    • 纳米聚合物微球与低矿化度水复合调驱效果评价及作用机理

      袁伟峰, 杨钰龙, 侯吉瑞, 程婷婷

      Abstract:

      低渗油藏注水开发过程中,注入水窜逸严重,开发后期仍存在大量剩余油。聚合物微球驱和低矿化度水驱是油藏深部调驱的两种有效手段,前者侧重调剖,后者侧重驱油,两者结合有望达到兼具调剖和驱油的双重效果。本文通过岩心驱替实验对纳米聚合物微球与低矿化度水复合调驱效果进行评价,并利用核磁共振T2谱和成像测试,揭示岩心驱油过程中不同尺寸孔隙中原油动用程度和驱油机理。结果表明,微球能够有效封堵水窜通道,改变注入流体流动方向,使低矿化度水进入中小孔隙,提高波及效率和驱油效率,且注入水矿化度越低,中小孔隙中的原油动用程度越高。提高微球浓度和降低注入流体矿化度,均会增强微球封堵效果,引起注入压力增加和采收率显著提高。本文研究证实了低矿化度水与纳米聚合物微球协同增效驱油提高低渗油藏采收率的潜力。

      • 1
    • 粘土矿物对三元复合体系驱油实验的影响

      施雷庭, 李尧, 叶仲斌, 张言亮, 张晓芹, 石京平

      Abstract:

      为研究黏土矿物含量对大庆三类油层油藏三元复合驱驱油效果影响,基于大庆油田三类油层油藏条件,采用孔隙度和渗透率相近但黏土矿物含量不同的天然岩心,开展驱油效果实验并对实验前后岩心进行核磁共振、X射线衍射分析及产出液乳化粒径测试。结果表明:随着黏土矿物含量逐渐增大三元复合驱提高原油采收率幅度先增加后降低,在黏土矿物含量为9.5%时,三元复合驱提高采收率幅度最大为15.7%。产出液中存在明显的乳化现象,乳状液由油包水型转变为水包油型,粒径不断变小。黏土矿物含量越高,矿物中高岭石越容易发生运移,运移后岩心孔喉变大形成特定渗流通道,水驱效果变差,总采收率降低。黏土矿物的含量对大庆油田三元复合驱驱油效果存在较大影响,主要是通过改变产出液乳状液类型、粒径和矿物发生运移后岩心孔喉大小来影响水驱及三元复合驱原油采出程度进而改变最终采收率。

      • 1
    • 准噶尔盆地高探1井管壁沉淀物的组成分析及沉积机理研究

      潘竟军, 苏日古, 陈森, 王旭生, 熊启勇, 邓伟兵, 郭勇

      Abstract:

      准噶尔盆地高探1井生产过程中,油管内壁形成大量黑色固体状沉淀物,严重影响生产。本文采用强溶解性三氯乙烯对井壁内沉淀物不同部位进行了有机物提取,发现有机和无机成分含量相差较大,沉淀物中心无机物达到71.51%,而分散在表面颜色较深的部位仅为16.55%;而不同部位有机物SARA族组分含量却相近,饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质分别为13.43%~16.18%,3.13%~3.66%,25.07%~27.72%,52.71%~58.37%。沉淀物有机物组成和结构分析表明,侧链长度大、支化程度高的沥青分子缔合体更易沉积。从沉淀物的元素分析并结合XRD、SEM、AFM和EDS表征结果发现,无机物主要为硫酸钡。其具有的片层状结构表面粗糙,加大了对沥青质的吸附。无机物对原油的吸附试验表明,硫酸钡等无机物对沥青具有很强的吸附能力。高探1井沥青垢的沉积机理为1-20 μm片层状硫酸钡等无机颗粒吸附原油中侧链长度大、支化程度高的沥青分子缔合体,聚集为20-100 μm的大颗粒堆积体,共同形成沉淀物粘附于管壁造成管柱堵塞。

      • 1
    • 化学驱原油原位乳化及提高采收率机理研究进展

      周亚洲

      Abstract:

      高含水老油田是我国石油产量的主体,化学驱是老油田进一步提高采收率的重要手段。化学驱开采常伴随乳化现象发生,原油原位乳化对于提高采收率有积极的作用。由于油藏孔喉结构以及剩余油分布的复杂性,原油原位乳化独具特点。基于化学驱原油原位乳化近年来研究成果,从化学驱原油原位乳化机制、乳状液流变性及稳定性、原油原位乳化渗流特征和提高采收率机理等方面阐述了国内外研究现状及发展趋势,分析了化学驱矿场试验中原油原位乳化规律及开采特征方面取得的经验与认识,并指出考虑乳化形成机制、乳化程度以及乳化原油流变特性的非连续多相渗流数值模拟以及基于乳化调控机制的化学驱注入方案优化设计是今后化学驱的重点攻关方向,本文能够为化学驱化学剂选择及注入参数的优选提供理论指导。

      • 1
    • 页岩储层高性能水基钻井液体系研究及环境污染性能评价

      田文欣

      Abstract:

      随着环保要求的日益严格,油基钻井液在页岩气水平井钻井过程中的应用受到越来越多的限制。因此,通过研制环保型页岩抑制剂APG-Ⅱ,并结合其他环保型处理剂,研究了一种适合页岩气水平井的高性能水基钻井液体系,并对其综合性能和环境污染性能进行了评价。结果表明:该钻井液体系具有良好的耐温性能、降滤失性能、润滑性能和抑制性能,在140℃下老化后钻井液的流变性能稳定,HTHP失水量小于5mL,极压润滑系数小于0.09,岩屑的一次和二次滚动回收率均大于95%;体系的抗污染性能较强,钻井液中分别加入15%岩屑、15%NaCl和1.2%CaCl2后,钻井液的黏度和切力变化幅度较小,滤失量有所升高,但仍控制在较低的范围内。此外,现场高性能水基钻井液体系的石油类物质含量、生物毒性、生物降解性和重金属含量均能满足标准要求,对环境的污染相对较小,环保性能明显优于现场聚胺钻井液和聚磺钻井液。高性能水基钻井液在YC-1井水平段成功进行了应用,钻井过程顺利,现场钻井液性能与油基钻井液基本相当,在满足环保要求的同时取得了良好的钻井效果。

      • 1
    • 自修复预交联凝胶在缝洞型油藏的应用*

      侯吉瑞, 吴伟鹏, 李亚凯, 屈鸣, 张炜, 吴文明, 闻宇晨

      Abstract:

      塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏作为一种特殊油藏,其高温、高矿化度一直制约着提高采收率技术的发展。以调剖堵水而言,多数药剂体系无法同时兼顾耐高温、耐高盐性能。本文研发出一种耐高温(140 ℃)和耐超高矿化度(240000 mg/L)的自修复预交联凝胶(SPG),可直接使用高矿化度水将改性HPAM、六亚甲基四胺、邻苯二酚和硫脲等溶解,加入无机物CCH提高稳定性。通过对SPG流变性能、微观结构和裂缝岩心封堵测试的研究结果表明,该凝胶体系三维网状结构更饱满紧密,脱水周期延长;凝胶初始粘度77.1 mPa·s,成胶后强度可达H-I级,30 d内脱水率仅为5%,在裂缝岩心的封堵率约90%;具有良好的注入性、抗剪切性和抗冲蚀性。实验结果揭示了SPG在裂缝发育充分的缝洞型碳酸盐岩储层中的应用潜力。

      • 1
    • 钻井液固相分析与计算中常见问题讨论及处理方法

      杨健①, 蔡利山②

      Abstract:

      钻井液固相测定与分析是现场工艺与技术的需要,其测定数值与处理结果的准确性直接影响现场维护与处理方案的合理制定。实践中发现,钻井液固相的测定与数据处理均存在一定的问题,导致测定数值和处理结果误差较大,不同的数据处理方法所引起误差相差较大,采用GB-T 16783.1-2014 水基钻井液现场测试程序标准所列计算方法引起的误差要远高于钻井手册.(甲方)所推荐的计算方法。在采用误差较小的计算方式时,还需注意应正确理解和使用公式中的各个变量,否则会导致错误的处理结果。此外,固相含量测定与分析计算中出现的计算值与现场实际操作结果偏离较大的现象做了实例分析,认为在目前条件下还无法解释这种不合理的情况。介于GB-T 16783.1-2014 水基钻井液现场测试程序标准所列计算方法存在的误差,建议在合适的时候对标准中相应部分进行修订。

      • 1
    • 超稠油采出水电絮凝深度除硅影响因素分析

      杨长根, 樊玉新, 胡远远, 朱新建

      Abstract:

      以铝板为阴阳极,采用电絮凝对超稠油采出水进行深度除硅研究。通过单因素变量得到最佳PAC用量、pH值、电流密度大小及PAM用量。结果表明:单独电絮凝不能实现深度除硅;“电絮凝+PAC+PAM”对超稠油采出水除硅具有协同作用;当PAC为200mg/L、pH为8.0、电流密度为10mA/cm2、PAM为50mg/L,电絮凝时间为13min时,电絮凝出水SiO2为20mg/L,SiO2去除率为92%,实现深度除硅;随着电絮凝时间的增加,SiO2去除率增加,但其变化率减小。

      • 1
    • 阴离子型表面活性剂/叔胺复配泡沫的性质及CO2/N2响应性能

      刘冬梅, 曾文广, 杨康, 石鑫, 魏晓静, 张腾方, 孙霜青

      Abstract:

      本文通过泡沫实验研究了十二烷基硫酸钠(SLS)、十二烷基磺酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)分别与N-十二烷基-N,N-二甲基叔胺(C12A)等摩尔复配的溶液的泡沫性能,以及无机盐和油相对复配体系泡沫性能的影响。此外,针对泡沫性能较好的SLS/C12A复配体系、SDS/C12A复配体系进行CO2响应消泡以及N2加热恢复的重新起泡消泡实验。研究结果表明,SLS/C12A复配体系的泡沫稳定性最好,并且耐盐能力强。SDS/C12A复配体系的抗油效果显著,两种复配体系均表现出较好的CO2响应性和可逆性。通过消泡后溶液变化、表面张力变化推测响应机理为:质子化的C12A与阴离子表面活性剂静电吸引,形成络合物,从溶液中析出,降低了溶液的表面活性,加速了泡沫的破碎。

      • 1
    • 吉木萨尔页岩油乳化原因分析

      罗腾, 郭拥军, 郑苗, 蒲迪, 邬国栋, 李霞, 胡俊, 金诚

      Abstract:

      本论文首先将吉木萨尔油田稠油分离成沥青质、胶质、剩余分3个组分,通过实验表明吉木萨尔原油主要乳化活性成分来自胶质。然后采用电喷雾技术(ESI)和高分辨傅立叶变换离子回旋共振质谱仪(FT-ICR MS)分析技术研究了该原油及其胶质的分子结构组成。在-ESI模式下,研究了原油和胶质中极性组分相对分子量分布范围均为200-600 Da,质量中心在m/z=350处。在负离子模式下主要检测到了咔唑类(N1)、咔唑类氧化产物N1O1和N1O2及石油酸(O2)和酚类(O1)化合物。各组分的含量大小顺序为:N1>N1O1>N1O2>O2>O1。由于咔唑类(N1)化合物含量较高导致了原油的乳化和缚水能力增加;此外N1的氧化产物N1O1和N1O2的增加了原油的亲水性、极性和乳化性。O2(酸)和O1(酚)的存在进一步增强了原油的乳化能力;在+ESI模式下,研究了吉木萨尔原油及其胶质的极性可电离组分化合物分子量范围在150-640Da之间,原油的质量中心在m/z=350处;胶质组分的质量中心在m/z=340处。+ESI模式下主要检测到N1和N2共两种含氮化合物。其中N1类占绝对优势,结构可能为八氢吖啶类、八氢菲啶类、喹啉类或异喹啉类化合物。该类物质在高温下微溶于水或亲水性增加,将导致原油在高温下,乳化性增强。因此导致吉木萨尔页岩油乳化严重的主要表面活性物质是为原油胶质中的含氮极性组分及其氧化物,此类化合物具有较高的界面活性,易在界面上吸附,促进界面张力降低,并且增强界面膜强度,导致乳状液稳定性增加,乳化性增强。

      • 1
    • 致密砂岩油藏CO2吞吐沥青质沉积对储层的伤害特征

      刘磊, 高永华, 甄宝生, 娄超

      Abstract:

      针对注CO2提高原油采收率过程中易产生沥青质沉积的现象,以致密砂岩天然岩心和储层原油为研究对象,利用CO2吞吐以及核磁共振等实验手段,开展了致密砂岩油藏CO2吞吐过程中沥青质沉积对储层的伤害特征研究。实验结果表明:油样中沥青质含量越高,CO2吞吐过程中沥青质的沉积率就越大;随着实验压力的升高,沥青质沉积率先增大后减小,当压力为25MPa时,沥青质沉积率最大;CO2吞吐过程中沥青质沉积对储层渗透率的伤害程度较大,而对孔隙度的伤害程度则相对较小;沥青质主要沉积在大孔隙中,且油样中沥青质的含量越高,对岩心大孔隙的堵塞程度就越大;沥青质沉积可以使岩心进口端面的润湿性由亲水性向亲油性发生转变;沥青质沉积会影响CO2吞吐实验的采收率,沥青质含量越高,采收率就越小。在致密砂岩油藏注CO2吞吐过程中,应采取相应的抑制沥青质沉积措施,以提高CO2吞吐措施的效果。

      • 1
    • 钻井液用超支化聚醚胺抑制剂的制备与性能研究

      胡进科, 罗霄, 袁明进, 罗跃, 卢福伟, 刘媛

      Abstract:

      以三乙醇胺(D230)和2-氯乙胺盐酸盐(CEAH)为原料,制得三[(2-氨基乙氧基)乙基]胺(TAEEA),继而在ZIF-8型MOF的催化作用下与氮丙啶反应,制得了具有极大胺值且富含伯胺基团的超支化聚醚胺抑制剂(HBEA)。HBEA的胺基密度远高于直链型聚醚胺D230与D400,且富含伯胺基团。分子模拟结果表明,HBEA在黏土表面的吸附构型与D230与D400相一致,但吸附密度与单分子吸附能均高于后两者,表明胺值更大的HBEA具有更强的吸附能力。25%的膨润土在1%的HBEA水溶液中的动切力仅7.0 Pa,膨润土在2%的HBEA水溶液中的最终膨胀高度较之在去离子水中下降了约60%,泥页岩在2%的HBEA水溶液中的滚动回收率达78.87%。以HBEA等量替换3种钻井液体系原有的聚醚胺抑制剂后,钻井液老化前后的流变性能与API滤失量均维持了稳定,而HTHP滤失量均小幅下降,泥页岩在取代后钻井液中的滚动回收率略有上升。研究结果证明HBEA具有优异的抑制性能,且可与不同钻井液体系形成良好配伍。

      • 1
    • 原油活性组分及相互作用对乳状液稳定性影响的研究进展

      孙琳, 任梓寒

      Abstract:

      原油生产过程中因活性组分的存在易使原油形成大量乳状液,主要包括沥青质、胶质、石油酸、蜡等。基于这些活性组分的组成与存在状态,阐述了各活性组分对乳状液稳定性的影响机制,重点剖析了各活性组分与沥青质间的相互作用及其对乳状液稳定性的影响。指出沥青质是构成界面膜的主要成分,适量的胶质能对沥青质起到协同乳化的作用。不同相对分子质量的石油酸与沥青质相互作用的结果也不同,蜡组分在结晶或与沥青质相互作用时能增强界面膜的强度。最后提出了目前存在的问题,并展望了今后的发展趋势。

      • 1
    • 固井用聚电解质疏水缔合复合悬浮稳定剂

      赵启阳, 尧艳, 严海兵, 张伟, 陈雪雯, 彭志刚

      Abstract:

      在深层和超深层油气资源固井中,由于地层高温影响,水泥浆中部分外加剂高温下失效,导致固相颗粒沉降严重,浆体失去稳定性,增加固井过程中的窜流风险。本工作研究了一种耐温性能好的聚电解质疏水缔合复合悬浮稳定剂P-AB。通过红外光谱、热重分析、粒径分析及冷冻扫描电镜等结果表明: P-AB可通过静电作用和疏水缔合作用等形成独特的网架结构,有助于防止水泥浆沉降和自由水分离;1% P-AB水溶液在40℃-150℃下可保持较高的黏度;水泥浆在高温200℃下加入0.5%-1%的P-AB后,水泥石上下段的密度差<0.02 g/cm3,浆体游离液为0,同时Zeta 电位分析表明,P-AB的加入可使浆体分散性能提高。该项技术有利于提高深井和超深井的固井质量,降低固井风险。

      • 1
    • 回注水适配耐温弱凝胶调剖体系研究

      赵董艳, 杜慧丽, 赵永强, 张橙, 高乃煦, 李帅斌, 雷小洋

      Abstract:

      化学调剖作业是高含水老油田提高采收率的有效手段,但常规弱凝胶体系抗温抗盐效果较差,采用高矿化度回注水配制存在成胶强度低、稳定性差的问题,且上述问题在高温油藏条件下更为突出。本文基于抗温抗盐聚合物TSRP与酚醛树脂交联剂研制出了适配于高矿化度回注水的TSRP耐温弱凝胶体系,并通过红外光谱、扫描电镜、动态光散射仪分析明确了TSRP弱凝胶体系的耐温机理。结果表明:TSRP弱凝胶体系成胶性能受聚合物浓度、聚交比、热稳定剂浓度影响较大,在聚合物浓度2000mg/L、聚交比1:1、热稳定剂浓度400mg/L的条件下,采用矿化度37950.2mg/L回注水配制的TSRP弱凝胶体系在90oC高温老化90d后仍保持稳定;TSRP聚合物凝胶的高温稳定性与两方面有关,一方面TSRP分子链上N-乙烯基吡络烷酮的环状基团可提高聚合物分子链刚性,有效抑制聚合物链的热降解作用,另一方面TSRP交联后形成刚性网络结构,聚合物链在高矿化度下的卷曲作用可一定程度上被抑制,凝胶不易发生脱水收缩。

      • 1
    • 新疆油田某油井堵塞物成分及成因分析

      吴文明

      Abstract:

      针对新疆某油田开发过程中出现油井堵塞的难题,选取了具有代表性的X-5原油作为研究对象,研究了原油的组分组成以及该油井井口、井筒堵塞物的主要成分,并分析堵塞物形成原因。研究表明:X-5原油的稳定性较差。进一步对不同来源样品中沥青质的平均结构进行分析,发现三者存在较大差异:原油沥青质、该油井井口堵塞物沥青质、该油井井筒堵塞物沥青质的芳碳率为依次增大,分别为0.46、0.52和0.65。推测原因是:原油中芳碳率越高的沥青质越容易发生缔合和聚沉,因而原油中芳碳率高的沥青质会自发形成井筒堵塞物,因而井筒堵塞物以高芳碳率的沥青质为主; 芳碳率稍低的沥青质,不易形成聚沉物,但是可以和砂石作用共同作用形成堵塞物,因而井口堵塞物以砂石为主,沥青质的芳碳率略低于井筒堵塞物沥青质的。研究表明,油井出砂与沥青质沉积是导致井口与井筒中堵塞的关键因素。

      • 1
    • 结合核磁共振技术对不同含水率乳状液稳定性分析

      蒲万芬, 贺伟, 鹿嘉悦, 常家靖, 李思颖

      Abstract:

      为了研究不同含水率下乳状液的稳定性,本文通过分析在不同含水率条件下原油和采出水的自乳化情况,同时与核磁共振技术(NMR)相结合,从而明确A油藏的不同含水率乳状液稳定性特征。结果表明:在实验条件为65℃(地层温度),转速3000r/min的条件下,含水率为40%和含水率50%的油-水完全乳化,形成油包水乳状液(W/O),乳化效果最好,乳状液平均粒径分别1.905μm和1.487μm,界面张力值分别为23.93mN/m和18.89mN/m,乳状液最稳定;含水率为60%的油-水基本乳化,形成油包水(W/O)乳状液,乳化效果较好,乳状液平均粒径为2.04μm,界面张力值为34.31mN/m;含水率为70%的油-水基本未乳化,乳化效果最差,乳状液平均粒径为2.1μm,界面张力值为58.52mN/m。含水率为65%的乳状液水液滴的弛豫时间和自扩散系数最小;含水率为40%和含水率50%的乳状液水液滴的弛豫时间和自扩散系数次之;含水率为70%的乳状液水的弛豫时间和自扩散系数最大。可见,对于研究区A油藏,含水率在40%~50%时乳状液最稳定,60%次之,70%最差。因此,在注水开发过程中,通过结合核磁共振技术在不同含水率条件下原油自乳化稳定性分析,得到有利于不同阶段水驱油的注水开发方式,从而提高水驱开采效率。

      • 1
    • 一种抗盐性表面活性剂驱油体系的室内筛选及评价

      周明, 马江波, 李刚

      Abstract:

      针对延长化182井组长6油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能,地层水矿化度和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题,研究一种抗盐性表面活性剂驱油剂,该剂在不用螯合剂和稳定剂的条件下,采用PPM-12、AES-12(十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠)与OB-2(十二烷基二甲基氧化胺)复配而制得。筛选最适宜的表面活性剂总浓度0.3wt%,较适宜的配比范围为4:1:1-1:1:4,油水界面张力均能达到超低,确定最佳配比是2:1:3,此时油水界面张力能达到最低值(0.0012 mN?m-1)。在最佳配比且总浓度为0.3wt%条件下进行了吸附实验、乳化实验和抗盐实验,结果表明:体系六次吸附后油水界面张力仍在10-3mN?m-1数量级;体系乳化分水时间达2894s,且油水界面清楚;体系在油田钙镁离子范围内达能到10-3 mN?m-1数量级,镁离子对体系界面张力影响最大,其次为钙离子,钠离子影响最小。实验表明PPM-12、AES-12和OB-2复配体系适合于延长化182井组长6油层提高采收率,其平均提高采收率达10.3%,在类似高盐低渗油藏具有良好的应用前景。

      • 1
    • 丙烯酸酯-甲基丙烯酸共聚物乳液反相破乳剂的合成及应用

      张 涛, 张 颖, 袁宏强, 李冬宁

      Abstract:

      海上油田污水处理设备少,停留时间短,对污水处理药剂要求极高。为了提高油水分离效果,提升污水处理水质,有必要开发一种高效反相破乳剂。以丙烯酸乙酯(EA)、甲基丙烯酸(MAA)和丙烯酸十八酯(SA)为原料,利用乳液聚合法,合成了一种新型丙烯酸酯-甲基丙烯酸共聚物乳液型反相破乳剂(EMASA)。通过FT-IR光谱、1HNMR分析和DSC分析证实了目标产物的结构。以除油率为主要指标,对其净水性能进行研究,处理海上油田A平台采出液(水型为碳酸氢钠型)的瓶试结果为:EMASA在最优加注浓度30mg/L时,除油率为96.5%;协同现场絮凝剂ECHA的除油率为98.9%。在A平台开展中试试验:EMASA加注30mg/L,分离器出口水中含油值由255.75mg/L降低至197.58mg/L,降低22.74%,除油率由95.5%提高至96.52%。发现该药剂在处理碳酸氢钠水型采出液时效果明显,通过动态光散射、界面张力和界面扩张模量对其作用机理进行解释,证明反相破乳剂EMASA具有推广价值。

      • 1
    • 纳米沸石咪唑酯骨架颗粒提高采收率实验

      何旋, 刘月田, 柴汝宽

      Abstract:

      为分析纳米沸石咪唑酯骨架颗粒作为纳米驱油剂对提高原油采收率的作用,在水相条件下制备了纳米ZIF-8颗粒并对其进行微观结构表征,将纳米ZIF-8颗粒分散在水中得到纳米流体并研究了该流体的稳定性,测定了界面张力和接触角分析提高采收率机理,最后通过岩心驱替实验评价了纳米ZIF-8驱油体系的驱油效率。结果表明,纳米ZIF-8颗粒平均直径为65.8nm,相态单一无杂质;质量分数不高于0.03%时,在水中分散性良好,zeta电位绝对值在30mV左右,具有较高的稳定性。在模拟地层水和低矿化度水中添加0.03%纳米ZIF-8颗粒,界面张力值分别降至4.662,3.965mN/m,比未添加时降低了75.76%,73.27%;接触角分别由114°,109°降至78°,73°,岩石表面润湿性转为水湿,更有利于油膜的剥离。岩心驱替实验中用地层水驱替至无油产出后转注质量分数为0.03%的纳米ZIF-8流体,在地层水和低矿化度水中采收率分别提高了8.25%,10.71%。图6参24

      • 1
    • 氮气泡沫调驱技术研究

      王健, 黄伟豪, 赵云海, 张宇

      Abstract:

      摘要:新疆油田Y区块主体开发区含水高,压力保持程度低,储集层非均质性强,导致油井含水率高,油藏采出程度偏低。油藏温压力保持程度仅为69.1%,综合含水75.2%,并且注入水中含有大量细菌群落,常规调驱手段难以发挥增能和调驱的双重作用。于是提出了氮气泡沫调驱体系,并在模拟油藏条件下对其进行应用性能评价,结果表明,在油藏条件下,氮气泡沫体系具有良好的油藏适应性;流变性实验显示,优选出的氮气泡沫体系表现出典型的剪切稀释性,并且稳泡剂的加入对泡沫体系的黏度有较为明显的提升,但不会对其在地层中的流动产生影响,在0.1~10Hz的频率范围内,氮气泡沫的黏性模量均高于弹性模量(G”/ G’>1),泡沫表现出较好的黏性行为,并具有一定的弹性行为;通过岩心流动实验看出,在水驱阶段,高渗透岩心的分流率随着级差的增大而增大,当渗透率级差为11.53时,低渗透岩心不能有效启动,在泡沫驱和后续水驱阶段,低渗透岩心的驱油效率随着渗透率级差的增大先增加后减小,低渗岩心在级差为8.67时,提高驱油效率达到最大值为44.97%。

      • 1
    • 液相色谱法测定复合驱中微量聚合物的水解度

      陈权生, 栾和鑫, 徐崇军, 关 丹, 阙庭丽, 麦麦提.帕提古丽, 邵洪志

      Abstract:

      在化学驱中所用的聚合物(部分水解聚丙烯酰胺HPAM及其衍生物)分子中的酰胺基易发生水解,水解度是表征聚合物分子结构主要参数、产品质量控制的重要指标,水解度大小直接影响其溶液性能及其稳定性。在化学驱过程中聚合物分子会不断水解,因而导致性能产生变化,影响化学驱效果。本文用高效液相色谱法快速测定化学驱体系微量样品中聚合物的水解度,实验结果表明该方法可适用化学复合驱中微量样品中聚合物水解度测定。结果表明在不同油藏环境下聚合物的水解反应受油田水质、化学驱体系的碱型、油藏温度等因素的影响。

      • 1
    • CNTs/Fe3O4磁性破乳剂的制备及性能研究

      贾新磊, 李哲, 许兰娟, 耿孝恒, 郭海莹, 魏立新, 韩国君

      Abstract:

      为了实现破乳剂的绿色环保可回收,本文选择将功能化后的碳纳米管(CNTs)和四氧化三铁(Fe3O4)进行复合,通过溶剂热法制备磁性破乳剂,并用XRD、FT-IR及SEM对破乳剂进行了表征。研究CNTs/ Fe3O4磁性破乳剂对水包油型乳液的破乳性能,并探究其达到最佳破乳性能的条件。结果表明:CNTs/ Fe3O4磁性破乳剂在循环利用4次后,破乳效果显著,破乳效率仍然可达91.43%。;当破乳温度达到65 ℃,破乳剂浓度为600 ppm,破乳时间为90 min,破乳作用环境是pH值为6时,破乳达到最佳效果,破乳效率可高达96.03 %。对该破乳剂的FT-IR及XRD表征表明,破乳剂制备成功,且在SEM图像下粒径大小均匀,分散性明显增强。

      • 1
    • 适用于连续混配耐高温聚合物压裂液研究

      阿布里米提•依明, 蒲迪, 董景锋, 李竹君, 张敬春, 金诚, 郭拥军

      Abstract:

      为了解决压裂用聚合物粉剂产品在连续混配施工时排量波动及泵吸困难的问题,本文选取三种现场用稠化剂(胍胶、LP-1和LP-2低分子聚合物)作为研究对象,研究了聚合物溶液幂律关系、粘弹性及维森伯格爬杆效应等流变性,揭示其内在作用机制。实验结果表明:从幂律关系及溶液粘弹性可知,LP-1为线性分子结构且分子相对较高,其弹性及稠度系数较大,溶液维森伯格爬杆效应明显,导致现场泵吸困难,混液不均匀,致使排量波动;基于低爬杆效应的微支化缔合型聚合物LP-2,以“物理+化学”交联原理而构建满足工程应用的清洁压裂体系,具有用量少、低残渣(35.2 mg/L)及耐高温(120 ℃)等特点。该压裂液体系现场累积施工20余井次,按照设计完成加砂,最高砂浓度为400kg/m3,施工排量平稳,施工成功率100%,为非常规致密油藏开发提供技术支撑。

      • 1
    • 渗吸采油用非交联缔合型清洁压裂液体系

      任洪达, 许成军*, 孙锡泽, 蒲迪, 董景锋, 郭拥军

      Abstract:

      为进一步提高渗吸采油压裂液焖井后的采收率,研究了破胶液中残渣含量及稠化剂平均分子量对渗吸采收率影响,结果表明,破胶液中残渣含量及分子量越高,渗吸采收率越低。本文基于非交联缔合稠化剂,利用其结构特征及增粘机理,通过渗吸剂优选、渗吸剂与非交联缔合型稠化剂相互作用研究,构建了一套破胶后残渣低、分子量低的高效渗吸采油非交联缔合型清洁压裂液体系。体系组成为:非交联缔合型稠化剂CFZ(0.3%)+渗吸剂SZX-1(0.2%)+过硫酸铵(0.06%),该体系在90℃、170s-1下剪切90min黏度为77.43mPa.s,破胶液在油湿表面接触角31.6°,油水界面张力0.66mN/m,残渣含量17.2mg/L,重量平均分子量1.15×104,渗吸采收率14.8%。该体系为低渗透致密储层高效开发提供了理论依据及技术支持。

      • 1
    • 海水基聚丙烯酰胺高温冻胶体系的研制与评价*

      贾辉, 丁名臣, 王闯, 朱毅仁, 廖云虎, 麻金海, 宋新旺, 王业飞*

      Abstract:

      南海A油田注气开发中,油井气油比急剧增大,气窜明显,为此开展了海水基高温冻胶封窜体系的研究。选用非离子聚丙烯酰胺和酚醛体系作为主剂和交联剂,探索增大聚合物浓度、加入除氧剂和高温稳定剂三种方式增强冻胶高温稳定性的效果。结果表明:尽管采用高浓度聚合物能够增强冻胶热稳定性,但125℃下,即使采用高浓度(0.8%)非离子聚丙烯酰胺,冻胶48h脱水率就达90%以上;除氧剂的加入也难以显著改善冻胶热稳定性;高温稳定剂可以明显增强冻胶的耐温性,是构筑海水基高温冻胶体系的关键组分。由此优化形成了海水基高温冻胶体系配方:0.4%PAM+0.3%乌洛托品+0.3%间苯二酚+0.8%稳定剂。该海水基体系125 ℃下成胶时间为10~12 h,60d内仍能维持较好冻胶状态,不破胶;弹性模量大于1500 mPa,脱水率小于10%,具有较强的封堵能力。

      • 1
    • KGM/PAM复合冻胶制备及性能评价

      何龙, 李明凯, 原红杰, 黄雪莉, 李生林, 吴胜飞

      Abstract:

      塔河油田是奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏,具有高温、高矿化度、地层均质性极强的特性,目前绝大多数油井已进入高含水期,出现产量降低甚至停井现象。基于上述情况,制备了一种以生物质为原料的耐温抗盐冻胶体系,其具有来源广泛、价格低廉、绿色环保等优点。本文选用魔芋葡甘聚糖为主剂,聚丙烯酰胺作为助剂,黄原胶为增强剂、乌洛托品、对苯二酚作为交联剂制备了具有耐温抗盐性能的生物基堵剂,通过基液粘度和成胶时间考察冻胶中各物质最优添加量,通过傅里叶红外变化光谱(FT-IR)、热重(TGA)对其进行了表征,通过考察成胶强度、耐温性能、填砂管驱替实验对封堵效果进行了评价。单因素变量表明:当聚丙烯酰胺为(均为体积分数)0.5%、魔芋葡甘聚糖为0.5%、黄原胶为0.3%、乌洛托品为0.5%、对苯二酚为0.6%时,成胶强度最大,成胶时弹性模量可以达到35.233Pa,老化7d后弹性模量逐渐增加到71.377Pa。当注入PV数为1时,封堵率可以达到99.11%。

      • 1
    • P(AA/AMPS)与P(AM/AA/AMPS)水溶液高温降解机理研究

      罗云翔, 林凌, 余文可, 李鑫, 古晗, 刘洪吉

      Abstract:

      为研究丙烯酰胺类聚合物在水溶液中的高温降解机理,使用AM(丙烯酰胺)、AA(丙烯酸)、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸)制备了P(AA/AMPS)、P(AM/AA/AMPS)两种模板聚合物。将两种聚合物分别在200℃、220℃、240℃进行了降解实验。并使用FTIR、1H NMR、XPS、GPC、TG-IR测试方法,对聚合物及其降解产物进行分析研究。结果表明,丙烯酰胺类聚合物在水溶液中的高温降解行为主要发生在不抗温的侧基,表现为主链上次甲基比例下降(核磁氢谱)。次甲基断键后,主链断裂导致聚合物分子量降低(GPC),降解过程中生成小分子气体,二氧化碳、氨气等。两种聚合物在热重测试中抗温能力与水溶液中的抗温能力矛盾,评价丙烯酰胺类钻井液处理剂抗温能力时不能以TG-DTG作为标准。

      • 1
    • 钻井液用环保润滑剂研究进展及发展趋势

      张立权, 侯珊珊, 吴宇, 由福昌, 张杰

      Abstract:

      近年来钻井液用环保润滑剂的研究得到高速发展,本文对国内外钻井液用环保润滑剂的种类、作用机理和最新研究进展进行了综述介绍,对多种生物毒性评价手段进行了对比;并对未来环保润滑剂的发展趋势进行了分析,尤其是对高效、环保、抗高温润滑剂的研究进行了展望,希望对未来高性能环保润滑剂的研发起到启示和参考作用。

      • 1
    • 二氧化碳压裂液增稠剂研究进展

      闫若勤, 赵明伟, 李阳, 程云龙, 郭旭, 戴彩丽

      Abstract:

      目前,非常规油气资源的高效开发受到越来越多的关注。压裂是非常规油气开发的有效手段,压裂液的性能决定了压裂效果。传统水基压裂液易对储层造成水敏伤害,而二氧化碳压裂液由于不含水组分,成为非常规油气开发研究的新方向。但是由于纯二氧化碳压裂液黏度较低,严重影响了其压裂效果,因此寻找合适的增稠剂来提高二氧化碳压裂液的黏度势在必行。通过文献调研,本文综述了表面活性剂、碳氢聚合物、含氟聚合物及硅氧烷聚合物四类二氧化碳增稠剂的结构特征和性能特点,并从增稠机理和增稠性能两方面概述了目前二氧化碳压裂液增稠剂的研究现状。最后总结了各类增稠剂的特点并对之后的研究方向提出了建议。

      • 1
    • 交联聚合物微球在深部调驱中的应用

      刘柬葳, 彭勃

      Abstract:

      油藏非均质性问题是油气田开发中的重难点。为解决这一问题,研究人员开发出了深部调驱技术。交联聚合物微球是现阶段广泛应用于非均质油藏的一种深部调驱技术。本文主要介绍了交联聚合物微球的调驱机理,微观特征,制备方法,在室内和矿场试验中的驱油效果。

      • 1
    • 表面修饰材料制备疏水油井水泥的性能评价

      谢恬静, 杨旭, 吴小玲, 杨杰, 李江涛

      Abstract:

      水泥材料具有多孔性和亲水性的特点,易使水渗入并破坏内部结构。疏水水泥拥有防污、防水的性能,从而在一定程度上减缓水泥的腐蚀与破坏。现有的研究已证明在水泥体系中添加油酸在其结构的每个部分均具有明显的疏水性是有效的,但并不均匀。本研究将被油酸表面修饰过的石英砂(OA-1)引入水泥并测试了水泥试块的润湿性和抗压强度。同时与直接添加油酸(OA-2)和利用异丙醇溶解油酸(OA-3)的方式进行了对比。测试结果表明,具有最佳疏水效果的是油酸含量为5%的OA-1 Cement。所测WCA的平均值可达145.18°,养护3d后的抗压强度大于21MPa。并通过SEM和XRD表征疏水水泥材料的微观结构和化学成分。这种方法大大提高了水泥的疏水性和防渗性,在今后的建筑及固井工程中具有潜在的应用价值。

      • 1
    • 稠油蒸汽驱封窜剂/驱油剂组合调驱技术

      单景玲, 裴海华, 郑伟, 谢昊君, 郑家桢, 张贵才

      Abstract:

      针对稠油蒸汽驱汽窜严重问题,研究了高温封窜剂+驱油剂组合调驱技术。通过构建高温栲胶体系作为蒸汽封窜剂,磺酸盐表面活性剂和阴-非离子表面活性剂复配构建高温驱油剂,采用非均质双管物理模拟实验评价了封窜剂+驱油剂组合调驱对提高蒸汽驱采收率效果。结果表明,高温栲胶封窜剂在250℃蒸汽驱冲刷15 PV后封堵率可达90%以上,封堵效果显著;高温驱油剂SLB/CY(2:1)经过300℃老化后仍可使油水界面张力降到0.001mN/m以下。稠油蒸汽驱双管驱油实验表明采用封窜剂+驱油剂组合调驱体系可有效封堵高渗管汽窜通道,保证后续注入驱油剂进入低渗管,最终综合采收率可以提高23.58%,有效地改善非均质地层蒸汽驱的开发效果。

      • 1
    • 基于低凝固点柴油的高密度油基钻井液体系构建及性能

      叶 成, 徐生江, 周泽南, 鲁铁梅, 谢龙龙, 谷文, 刘星雨, 马超

      Abstract:

      准噶尔盆地南缘山前钻遇地层含有大段膏泥岩且地层压力高,高密度油基钻井液因其本身优异的性能已成为该地区复杂层段首选钻井液体系,以0#柴油和白油为基油的高密度油基钻井液优良的性能保证了复杂层段钻井的顺利进行。但由于准噶尔盆地南缘地区秋冬季部分钻井时段地面环境温度较低,甚至低到-40℃,而0#柴油和5#白油的凝固点为-4℃和10℃,较高的凝固点给油基钻井液在低温环境下的配制及性能的稳定性带来较大的影响。在0#柴油基油基钻井液配方的基础上,采用低凝固点(-38℃)的-35#柴油为基油,通过调整体系的乳化剂,润湿剂及有机土等材料的组成,适量增加提切剂,构建出适应低温环境的高密度油基钻井液体系:-35#柴油+ 3.2%主乳HIEMUL-1+ 0.4%辅乳HZCOMAT-2 + 4%润湿剂HZCOT+0.8%有机土HFGEL-120 + 3%降滤失FC-TROL150+0.2%提切剂(HSV-4)+ 1.5% 氧化钙+1%成膜剂 +重晶石(加重2.50g/cm3,油水比95:5,水为:25% CaCl2溶液)。钻井液体系性能研究结果表明:基于低凝固点柴油高密度油基钻井液体系综合性能优良,不仅能满足-10℃条件下的配制及性能要求,而且在高温180℃、密度2.5g/cm3的地层条件下,钻井液流变性优良,乳化性能稳定(1000V以上)且抗污染性能强(抗钙15%、抗盐10%、抗水20%);同时具有良好的封堵(封堵承压为7.75MPa)性能和防漏(模拟裂宽为0.5mm,防漏承压为7.0MPa)性能。

      • 1
    • 一种新型树状多支化破乳剂的合成与应用

      肖丽华, 薛宝庆, 吕鹏, 宋鑫, 夏欢

      Abstract:

      本文通过对树枝状聚酰胺-胺的改性设计,主要采用迈克尔加成、酰胺化反应交替进行,合成树状大分子底物,再选择合适的高分子链段接枝于树状底物活性端基,得到水溶性或油溶性的新型树状多支化非聚醚破乳剂。并采用凝胶色谱测定了产品的纯度,对破乳剂中试产品结构进行了红外表征。通过现场试验结果表明,该系列破乳剂在处理渤海S油田原油综合管汇处含聚采出液时,表现出了优异的破乳性能,能够明显改善脱出水的水质,破乳后上层油乳化层较低,脱水后乳化层减少约50%,该产品对实现含聚采出液的高效处理具有较好的现场应用前景。

      • 1
    • 超低渗砂岩SiO2纳米颗粒吸附滞留特征

      鹿腾, 杜利平, 彭栋梁, 李兆敏

      Abstract:

      纳米颗粒因其独特的纳米效应在提高原油采收率具有广泛的应用前景,但超低渗储层孔喉细小,纳米颗粒的吸附滞留对其储层物性影响较大。本文基于SiO2纳米流体在超低渗岩心中的驱替实验,结合紫外可见分光光度实验提出了测试纳米颗粒在岩心中吸附量的方法。研究结果表明,随着纳米流体浓度(0.01-0.50wt%)增加,岩心注入压力升高,纳米颗粒滞留率增大(7.60%-87.50%)、渗透率损失率最高可达96.46%。后续NaCl溶液驱替可带走少许吸附不稳定的游离态纳米颗粒,但未明显缓解吸附滞留情况,因其已在岩心中形成有效封堵。驱替结束后岩心切片的SEM扫描图像显示,纳米颗粒集中吸附在岩心前段的孔喉和基质表面,占据流体渗流通道,引起孔喉结构变化,随纳米流体浓度增大,颗粒聚集现象越明显。

      • 1
    • 三相泡沫调驱体系提高蒸汽驱采收率

      郑家桢, 张贵才, 裴海华, 单景玲, 蒋平, 吴晗

      Abstract:

      由于蒸汽流度低和地层非均质性,蒸汽驱常发生蒸汽超覆现象和汽窜现象,严重影响最终采收率。本文以磺酸盐表面活性剂ZAS、聚醚磺酸盐表面活性剂ZCP-1和纳米硅酸盐颗粒NS复配研制出耐温300℃的三相泡沫调驱体系,并通过实验评价其封堵性能和驱油性能。结果表明,该三相泡沫体系泡沫性能优异,300℃热老化处理后性能稳定;在1000~4000 mD渗透率范围内阻力因子均大于30,随渗透率增加封堵能力增强,能有效封堵高渗通道;渗透率级差为1:2的非均质条件下可有效改善吸汽剖面,大幅提高低渗模型采收率,综合采收率提高17.93%,具有良好的提高蒸汽驱采收率潜力。

      • 1
    • 耐高温壳核型油基钻井液纳米封堵剂的研制及性能评价

      杜征鸿, 沈建文, 睢 圣, 周成华, 黄胜强, 彭武

      Abstract:

      页岩地层纳米级微孔、微裂缝发育,常规封堵剂粒径较大,难以封堵页岩内孔缝。采用壳核结构设计,以无机纳米二氧化硅为核,以聚(苯乙烯-丙烯酸丁酯-丙烯酸)为壳,制备了耐高温壳核型纳米封堵剂CLG-NM,通过红外光谱、透射电镜、动态光散射、热重实验对封堵剂进行了表征,通过页岩压力传递实验测试了其封堵性能。结果表明:纳米封堵剂CLG-NM粒径分布40~300nm,中值粒径89.4nm,在372℃以下可保持热稳定;CLG-NM与油基钻井液配伍性好,3%CLG-NM加入威页28-7HF井油基钻井液后钻井液流变性未发生明显变化,高温高压滤失量(180oC老化16h)从3.1mL降低至2.8mL,破乳电压始终高于700mV;CLG-NM与国内外同类产品KC-2、PT-Seal相比对页岩纳米孔-缝表现出更好的封堵效果。

      • 1
    • 无规微支化微交联缔合聚合物合成及性能研究

      张峰

      Abstract:

      在聚合物驱油过程中经常遇到高温高矿化度油藏,在此环境下,聚丙烯酰胺会发生热降解、剪切降解及氧化降解,进而使其粘度急剧下降,起不到驱油效果。本文采用分子结构设计思路,从高分子的一级、二级结构入手对聚合物结构进行设计,对高分子的高级结构、分子链聚集状态进行分析整合,使聚合物形成一种无规微支化微交联缔合结构,减少聚合物对温度及二价金属离子的敏感程度,提高产品的耐温抗盐性能。为了提高工作液的粘度,采用正交试验的方法研究了AM/AMPS、支化单体加量、疏水单体加量、pH值和引发温度对聚合物粘度的影响,确定了各因素对聚合物粘度影响的主次关系为:支化单体加量>疏水单体加量>AM/AMPS配比>体系pH值>引发温度。

      • 1
    • 多元复合型脱硫剂的研制和试验

      陆原, 邵磊, 赵景茂, 胡廷, 张国欣, 张妙玮, 刘言霞

      Abstract:

      针对海上油田硫化氢处理要求,设计了一套比较适合用于模拟分析脱硫剂现场的实际脱硫效果的新的动态评价装置,对脱硫剂效果进行动态评价,并利用这个动态评价系统,研究开发新的脱硫剂和分析现场工况参数对脱硫效果的影响。实验表明:当甲胺、单乙醇胺和二乙胺等摩尔比混合时,合成的多元复合型脱硫剂11#的脱硫效果优异,脱硫率一直保持在96%以上,同时硫容量也最大。脱硫剂11#的脱硫率,随着气液比增加而逐渐减小;随超重力机转速的增加先增加后趋于稳定并有所下降;随着体系总压增加而增加;而处理温度变化对脱硫效果影响较小。现场试验表明,脱硫剂11#的脱硫效果明显优于原在用脱硫剂0#,进一步降低了现场腐蚀和安全风险。

      • 1
    • CO2混相压裂液对低渗储层岩石的微观作用机理

      李迎辉, 王长权, 刘道杰, 王铁铮

      Abstract:

      为明确CO2混相压裂液与储层岩石的作用机理,以柳赞断块储层岩心为实例,利用岩心驱替、SEM、XRD和CT等实验方法开展CO2混相压裂液体系(不返排酸、CO2和不同添加剂)在地层压力和地层温度下与岩石相互作用前后岩心孔隙结构、岩石矿物成分及渗透率的变化。研究表明:不返排酸和CO2与不同水溶性添加剂混合形成碳酸溶液均具有溶蚀长石和粘土矿物的作用,且优先溶蚀长石,溶蚀后可生成高岭石和石英等矿物,其中不返排酸的溶蚀作用最强,其次是CO2与增溶剂混合液、CO2与降粘剂混合液;CO2混相压裂液注入前后液测渗透率与气测渗透率呈相同的增大趋势,且液测渗透率增大幅度随气测渗透率的变化关系表现为很强的幂律关系,该研究成果对CO2混相压裂提高采收率技术提供一定的技术支持。

      • 1
    • 大庆油田聚合物驱注入工艺参数优化及驱油机理研究

      刘怡婷

      Abstract:

      大庆油田经过长年的注水注聚开发,一类油层剩余油开采潜力逐年降低,注聚主力油层正在逐步向二类油层转化,但由于大庆油田二类油层具有储层渗透率较低、平面及纵向非均质性较严重的特点,与一类储层相比聚驱的矿场应用难度更大,聚驱采油效果急需进一步提高。本文以大庆油田B区块二类油层储层和流体特征为研究对象,通过开展层内非均质岩心模型的室内驱替实验研究,优选适合目标储层的最佳注入参数及注入方式。实验结果表明:随着聚合物相对分子质量及溶液浓度的增加,聚合物分子聚集体尺寸增大,阻力系数和残余阻力系数增大,但由于受到岩心孔喉剪切作用的影响,残余阻力系数升幅逐渐变小。从驱油实验可以看出,聚合物注入粘度对开采效果影响依次为:梯度增粘>交替变粘>梯度降粘>单一高粘>单一低粘。其中梯度增粘、交替变粘与梯度降粘采收率增幅较大,增幅达到20%以上,梯度增粘提高采收率效果最优,采收率增幅为24.2%。聚合物注入速度对开采效果影响依次为:梯度增速>单一高速>变速交替>梯度降速>单一低速。其中梯度增速与交替变速采收率增幅较大,梯度增速采收率增幅为25.6%。在注入段塞尺寸一定条件下,不同组合注入方式下采收率增幅效果为:增速降粘>降速增粘,其中增速降粘组合方式采收率提高幅度为28.6%。由此可见,注入过程中同时改变注入速度和注入粘度的组合方式相比于单一改变速度或粘度的增油降水效果更好。

      • 1
    • 一种新型高温低渗透油藏注气防窜聚合物泡沫体系

      陈浩, 杨冉, 刘希良, 谭先红, 田虓丰, 李博文

      Abstract:

      空气驱是提高油藏采收率的有效手段之一,但注气过程中易发生气窜,影响开发效果,气窜后产出端氧气含量上升,存在安全隐患,能否封堵气窜是空气驱成败的关键所在。渤海34-2区块属于高温低渗油藏,常规调整井网、气水交替等手段效果欠佳,化学封堵则存在成本较高、稳定性差等问题亟待解决,均难以起到很好的封窜效果。为此,本文基于聚合物增粘和泡沫调驱的双重特性,研发了一种新型聚合物泡沫调剖体系,并测试了体系的热稳定性和抗剪切能力。通过注入驱替实验和CT扫描,评价了调剖体系封堵性能和作用范围;在此基础上,采用二维模型,分别进行了注空气后转水气交替(WAG)和注空气后注调剖剂再注空气防窜实验。结果表明,130℃下聚合物泡沫新体系的封堵率高达98%,提高驱油效率较常规水气交替高5%,高温下封堵能力和提采效果较好,为高温低渗透油藏注气防窜提高采收率提供了一条新的思路。

      • 1
    • 醋酸铬-酚醛树脂预聚体/HPAM体系的复合交联反应机理研究

      王仙仙, 张磊

      Abstract:

      HPAM凝胶调剖是我国老油田开发的一项重要稳产手段。在现有的HPAM凝胶体系中,HPAM/Cr3+体系和HPAM/酚醛树脂预聚物体系是最常用的。基于各自的特性,复合Cr3+和酚醛树脂预聚物(PRP),既可以提高HPAM/Cr3+凝胶的热稳定性,也可以促进HPAM/PRP凝胶更好地应用于中低温油藏,同时还可以提高凝胶的力学性能。但是,目前关于Cr3+-PRP与HPAM的复合交联反应机理尚不清楚。因此,本文通过表征Cr3+-PRP溶液与PRP溶液的性能差异,研究了Cr3+与PRP之间的化学反应过程。在Cr3+-PRP溶液中,形成了一种新的多核羟桥络合物离子(Cr3+-PRP络合物),其物性参数不同于PRP溶液或醋酸铬溶液的叠加。Cr3+-PRP络合物与HPAM之间的交联反应是多重复合反应,其与HPAM的反应过程不同于Cr3+/HPAM与PRP/HPAM的反应叠加。在交联反应过程中,Cr3+与羧基的交联会对PRP与酰胺基的交联产生影响。实验结果促进了对Cr3+-PRP/HPAM体系的交联本质的认识,为其高效应用奠定了一定的理论基础。

      • 1
    • 吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术

      李帅帅, 杨育恒, 陈效领, 鱼文军, 丁士辉

      Abstract:

      随着水平井体积压裂技术的推广与应用,压裂液用量越来越大,同时产生大量的返排液,返排液成分复杂,难以高效利用,直接排放会造成环境污染。本文分析了吉木萨尔页岩油区块压裂返排液的水质特点,找出了影响返排液再利用的主要因素,针对吉木萨尔页岩油返排液高含碱、高含硼、高含菌的特点,通过引入0.06%pH调节剂A、0.08%屏蔽剂C、0.10%杀菌剂BLX-1,有效的解决返排液pH高,细菌含量多,硼离子含量高的问题,研发形成了耐高温胍胶压裂液体系,并形成了一套页岩油压裂返排液连续混配再利用技术。利用该方法处理返排液4.5万方,配制出的压裂液应用于新疆油田吉木萨尔页岩油J1井的储层改造中,为后期页岩油的高效环保开发奠定了基础。

      • 1
    • 冀东高浅北稠油油藏整体调堵提高采收率室内实验

      李佳欣, 侯吉瑞, 郝宏达, 王程, 陈仁保, 刘怀珠, 曹亚明, 闫阳

      Abstract:

      以注采单元为单位的整体调堵施工措施可进一步改善冀东高浅北稠油油藏多轮次调堵的控水增油效果,为深入研究整体调堵改善注水开发效果的相关机理,本文借助室内动静态实验评价,开展了泡沫、凝胶的配方体系优选,并评价了调驱和封堵性能。在室内建立了五点法注采井网三维物理模型,开展了泡沫驱和“泡沫+凝胶”整体调堵提高采收率对比实验,评价不同措施的控水增油效果。实验结果表明,整体调堵提高采收率22.04%,比纯泡沫驱多提高4.15%。“泡沫+凝胶”有效抑制高渗层窜流,调整措施井吸水和产液剖面,后续水驱平面和纵向波及范围扩大,有效改善了储层的平面及纵向非均质性,整体调堵施工后注采井网整体开发效果显著提升。

      • 1
    • 镇原油田结垢趋势预测及防垢技术

      赵海勇, 刘曼, 李诚, 丁高翔, 都伟超

      Abstract:

      日前,长庆油田结垢堵塞问题日益严重,直接影响着作业区的生产稳定和高效运行,急需实施防垢措施。基于此,本文首先分析并认识了长庆镇原油田合53区域和演116区域2种水样的水型,然后利用结垢预测软件OLI ScaleChem对混合水样的结垢趋势进行了预测并采用室内实验进行了验证,结果证明预测结果与室内实验相符。针对混合水产生的垢型,室内研发了两种不同类型的防垢剂:马来酸酐(MA)和丙烯酸甲酯(MMA)共聚而成的硫酸锶(SrSO4)防垢剂MA/MMA以及羧甲基化菊粉碳酸钙(CaCO3)防垢剂CMI。在一定比例下组合二者形成了针对该作业区垢型的防垢剂CQ-SI并分析了其防垢机理。评价结果表明当CQ-SI加量为150mg/L时,防垢率高达到93.5%,具有良好的防垢效果。该防垢剂绿色环保且性能优异,有望得以应用

      • 1
    • 自适应润湿性油水分离网膜研究进展

      陈佳, 戴彩丽, 王子昭, 王云鹏, 徐忠正, 李琳

      Abstract:

      在石油资源开发与利用过程中,溢油事件的频发和工业含油污水的排放会威胁生态环境和人类健康。为了保护有限的水资源并从废水中回收油,近年来研究者们研究出了各种自适应润湿性油水分离网膜。这类网膜无需任何持续的外部刺激,只需简单的预润湿,就可以实现水下超疏油和油下超疏水间的可逆切换。根据材料在空气中的润湿性,我们将自适应润湿性油水分离网膜分为三大类:(1)空气中两亲-液下双疏网膜;(2)空气中亲油、疏水-液下双疏网膜;(3)空气中疏油、疏水-液下双疏网膜。本文总结了近几年来利用自适应润湿性材料来实现油水分离的相关研究工作和进展情况,针对材料的制备方法、过滤膜表面的构建过程、实现油水分离的原理以及这些材料的主要特点和应用效果等展开论述。最后,探讨了该领域目前面临的挑战,并对其应用前景进行了展望。

      • 1
    全选
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    • 刘银仓,谢 娟,孙春佳,张高群,杨超,郭粉娟,赵 莹

      2019,37(1):33-37, DOI:

      Abstract:

      为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为 0.3%~ 0.6%CMHPG+0.6%~ 1.0%有机交联剂 ZJ-1+0.6%交联调节剂 TG-1+0.2%黏土稳定剂 NW-1+0.3%高效增效剂 G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为 0.6%、交联剂 ZJ-1加量为 0.75%的压裂液体系在 130℃、170 s-1连续剪切 90 min,冻胶的黏度大于 200 mPa·s,150℃、170 s-1连续剪切 90 min,冻胶黏度大于 100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为 0.3%的酸性压裂液冻胶的 G'/G"值大于 4,结构黏度强,携砂性能好;在 90℃、破胶剂加量 0.05%的情况下可实现 1.5 h内破胶,破胶液黏度小于 3 mPa·s,破胶液残渣含量为 157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为 93%,表面张力 23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为 0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约 16%,对储层的伤害较小。该 CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图 3表7参 10

    • 陈志学 1,兰 芳 2,梁 为 3,于文华 4,张世清 2

      2019,37(1):1-6, DOI:

      Abstract:

      华北油田牛东地区油层埋藏深,井底温度超过 200℃,且钻井中易发生井壁失稳等复杂事故,常规钻井液体系稠化严重、防塌性能不足。基于深部地层岩样 X射线衍射、扫描电镜组构分析结果,进行了深部地层井壁失稳机理及对策研究,结果表明牛东地区深层岩样黏土矿物含量较低,微裂缝发育,钻井液滤失是井壁失稳的主要原因。通过实验优化构建了两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系,并优选了刚性及可变形封堵防塌剂,形成了适合牛东地区的两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系,在牛东 101 井目的层段(井底温度 207℃)进行了试验应用。室内评价结果表明,两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系在 240℃热滚前后具有良好的流变、滤失性能,加入复配的刚性及可变形封堵防塌剂后砂床滤失量降低 80%以上。现场应用过程中,钻井施工正常,电测一次成功,与邻井同井段相比,平均井径扩大率从 56.74%降低为 9.6%,实现了安全钻井的目标。该体系及其现场应用技术对牛东地区甚至其他高温超深井钻井具有非常重要的参考意义。图 2表7参 9

    • 杨明娇,林章碧

      2019,36(1):188-190, DOI:

      Abstract:

      从编辑实践出发,分析了科技论文摘要、前言、实验、结果与讨论及结论写作中常见的不规范问题,提出了采用思维导图梳理写作思路,提高论文写作水平的方法。图 1参7

    • 邓志颖 1,2,王伟波 3,宋昭杰 1,2,王尔珍 1,2,吴文超 4

      2019,37(1):27-32, DOI:

      Abstract:

      针对姬塬油田长 X储层近年来注水井注水压力高、酸化效果差、多次措施无效的问题,研发了一种螯合酸酸液体系,形成了“不动管柱+在线注入”的主体酸化工艺技术,实现了“一步”代“多步”、高效、快速酸化作业。考察了螯合酸的缓速性能、螯合性能、沉淀抑制性和腐蚀性,并进行了岩心流动实验和现场应用。室内酸液性能评价结果表明,与常规土酸对比,螯合酸具有缓速性好、腐蚀慢、螯合能力强、抑制沉淀能力强等特点,可确保施工工艺,减少了起下管柱、残酸返排等步骤。室内岩心模拟实验结果表明,螯合酸可有效提高岩心渗透率和孔隙度,同时避免了常规土酸生成二次沉淀堵塞孔喉的缺点。矿场试验结果表明,该技术可有效提高单井日注水量,降低注水压力,缩短施工用时,38口欠注井平均施工用时 10 h,平均单井注水压力下降 1.7 MPa,平均单井日增注13 m3,累计增注 311695 m3。 图 3表 4参 10

    • 郑 凯,史璐皎,曹 辉

      2019,37(1):74-82, DOI:

      Abstract:

      为改善黄原胶(XG)的各项性能,以 3-氯-2-羟丙基三甲基氯化铵、环氧丙烷为改性剂与 XG发生醚化反应,分别获得阳离子黄原胶(CXG)和阳离子羟丙基黄原胶(HCXG)。采用红外光谱、核磁共振和 X射线衍射(XRD)等方法表征了产物的结构,研究了 XG、CXG和 HCXG溶液的流变性能及其作为压裂液的性能指标。红外、核磁以及 XRD 测试结果表明,阳离子醚化剂和羟丙基已成功接入 XG。制备的 HCXG 的阳离子取代度平均值为0.3175%,羟丙基化程度为 0.500%。HCXG溶液的流变性能和压裂液基液性能优于 CXG和 XG溶液。XG改性后的溶液黏度增加,0.4% HCXG溶液的表观黏度分别是 XG、CXG溶液的 6.27倍和 2.27倍。XG改性后,溶液强度、屈服应力、黏弹性、耐温耐剪切性、携砂性和破胶性均明显提高。HCXG溶液流变性能和压裂液基液性能较好,可用于压裂液增稠剂。图 19表 3参 21

    • 都伟超 1,4,孙金声 2,3,蒲晓林 4

      2019,37(1):12-17, DOI:

      Abstract:

      针对深水钻井中钻井液黏土水化抑制性和封堵性能不足、低温流变性差等问题,以烯丙基磺酸钠(AS)、三羟乙基烯丙基溴化铵(THAAB)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为原料制得多羟基低聚物黏土水化抑制剂 PDWC。在常规水基钻井液中加入 10% KCl和 0.7% PDWC,得到密度为 1.1 g/cm3的强抑制强封堵深水钻井液体系。通过红外光谱仪、热重分析仪和凝胶色谱法表征了 PDWC的结构,研究了强抑制强封堵深水钻井液的封堵性、润滑性和抗温抗盐性。结果表明,PDWC的相对分子质量为 2.2×104,抗温可达 280℃,强抑制强封堵深水钻井液体系具有良好的抑制和封堵性能。红土滚动回收率高达 93.5%,人造岩心在滤液中的常温常压线性膨胀高度仅为1.7 mm。在 0.69 MPa的条件下,钻井液在模拟砂床中侵入 30 min后的深度为 4 cm。钻井液的抗温和抗盐能力较好,其低温流变性和润滑性能良好,满足深水钻井工程需要。图 6表5参 14

    • 何 静 1,王满学 2,吴金桥 1,王 敏 1

      2019,37(1):48-52, DOI:

      Abstract:

      为获得滑溜水压裂液优良的减阻性,以柴油为分散介质、失水山梨醇单油酸酯和聚氧化乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯为复配乳化剂、过硫酸钾和偶氮二异丁腈为引发剂,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和α-十二烯(EA)为反应单体,采用反相乳液聚合的方法制备了滑溜水减阻剂 DGSA-1。用红外光谱仪对合成产物的结构进行了表征。通过测定减阻剂水溶液的特性黏数,对减阻剂制备条件进行了优选,研究了减阻剂的抗盐性、表面活性和减阻性。结果表明,在 AM、AMPS、EA 3种物质摩尔比为 1.1∶1∶0.1、引发剂用量占单体总质量的 0.048%、复配乳化剂的HLB值(表面活性剂的亲水亲油平衡值)为 5.5、反应温度 55℃、反应时间 6 h的条件下制备的滑溜水减阻剂 DGSA-1的减阻效果最佳。DGSA-1减阻剂具有分散溶解性好、抗盐、高效减阻和低表界面张力的特性。0.15% DGSA-1水溶液的黏度在 2 min内达到最大,减阻率为 73.2%,减阻性能优于国内外同类产品。图 3表 2参 16

    • 秦正山 1,罗 沛 1,张文昌 2,刘先山 1,谢 晶 1,周建良 1

      2019,37(1):174-180, DOI:

      Abstract:

      利用人造岩心模拟已知物性参数的地层条件来替代天然岩心,已成为天然岩心存量较少条件下石油开发室内研究的一种趋势。通过综合全面地考虑人造岩心物性参数的影响因素,制定人造岩心配比设计正交方案,制备人造岩心,测试物性参数,分析预考虑影响因素与物性参数的关系;采用灰色关联法,明确岩心孔隙度、渗透率、粒度中值的主要控制参数,进一步分析和判断预考虑影响因素的合理性;基于影响因素分析结果、实验数据、BP神经网络原理,建立人造岩心配比设计数学模型。结果表明,预考虑影响因素的全面性和影响因素数据化、定量化是建立模型的基础。影响人造岩心物性参数的影响因素主要有砂型配比、胶结物加量、压制压力和加压时间等。其中,胶结剂加量和压制压力对孔隙度影响程度大;粒径为 0.224v 0.45 mm石英砂加量对渗透率影响最大;0.154~ 0.28 mm石英砂加量对粒度中值影响最大;0.074~ 0.18 mm石英砂加量对孔隙度、渗透率和粒度中值的影响最弱。由配比设计模型计算岩心制备加量,根据计算结果制备的人造岩心物性参数测试值与期望值的总体相对误差小于 10%。该方法可用于指导定制物性参数模拟误差小的人造岩心。图 9表2参 15

    • 张举政 1 ,杨远光 1,孙勤亮 2,付家文 2,万浩东 1,谢应权 1

      2019,37(1):7-11, DOI:

      Abstract:

      固井前甲酸盐钻井液的流变性和失水造壁性差是导致固井质量不理想的关键问题之一。为提高环空钻井液顶替效率和井壁泥饼冲洗效率,研究了 pH值和稀释剂磺化丹宁对油田现场某井区甲酸盐钻井液流变性和失水造壁性的影响,通过比较甲酸盐钻井液调节前后形成泥饼的微观结构,分析了钻井液性能改变的机理。结果表明,pH值和稀释剂对甲酸盐钻井液的流变性和失水造壁性的影响较大。随 pH值和稀释剂加量的增大,甲酸盐钻井液的塑性黏度、动切力、高温高压滤失量和泥饼厚度先降低后增加,泥饼冲洗效率和界面胶结强度先增加后降低。在 90℃下,现场甲酸盐钻井液适宜的 pH值为 11.5、稀释剂最佳加量为 0.3%。甲酸盐钻井液经 NaOH溶液和稀释剂调节后,改善了黏土颗粒的分散性,优化了钻井液性能,并提高了形成泥饼的致密性,有利于环空钻井液的顶替和井壁泥饼的冲洗清除,改善固井胶结质量。图 9表5参 19

    • 林 凌 1,罗平亚 2,鲍 晋 3,何启平 3,赵昱坤 1,罗源皓 1,郭拥军 4,周明源 4,梁 彦 4

      2019,37(1):134-138, DOI:

      Abstract:

      为揭示疏水微球对疏水缔合聚合物流变性能的影响规律,以苯乙烯为单体,通过自由基共聚制得单分散的聚苯乙烯微球(PSM),并与疏水缔合聚合物(HAP)配成溶液。用环境扫描电子显微镜研究了 PSM对 HAP溶液微观结构的影响,用旋转黏度计和流变仪等考察了 PSM/HAP溶液的表观黏度、剪切稀释行为和黏弹性。结果表 明,PSM呈球状,粒径约 1 μm,且分布较窄;HAP加量超过其临界缔合浓度(2 g/L)时,HAP在水溶液中形成网状结构的主要方式为链间缔合。PSM 加入 HAP 溶液后,PSM 散布在较粗的 HAP 链束表面,且 PSM 团聚程度随PSM浓度增大而快速上升。PSM可适当提高 HAP溶液的表观黏度和抗剪切性能,并改善其黏弹性。当 HAP网状结构处于“破坏-恢复”的动态平衡时,PSM可作为物理交联点与 HAP疏水基团作用,对网状结构的恢复有利。图 12参 22

    • 马京缘,潘谊党,于培志,安玉秀

      2019,36(1):181-187, DOI:

      Abstract:

      从胺类抑制剂、纳米复合材料以及其他抑制剂等方面综述了近十年来国内外新型页岩抑制剂的研究现状以及一些抑制剂评价方法,分析了各类抑制剂的抑制机理。总体而言,各类抑制剂主要从化学和物理两个方面对页岩的水化膨胀及分散进行抑制,从而改善页岩稳定性。参 49

    • 葛红江,张宏峰,程 静,杨卫华

      2019,37(1):139-142, DOI:

      Abstract:

      聚合物驱、凝胶驱是我国陆上油田最主要的两种驱油体系,为考察等成本条件下聚合物和凝胶驱的驱油效果,采用三联填砂岩心管,模拟了不同浓度的聚合物驱、凝胶驱及聚合物-凝胶组合驱的采收率增幅,以及聚合物-凝胶交替注入工艺对采收率增幅的影响。研究结果表明:对于较均质油藏,相同药剂成本的低浓度聚合物驱、高浓度聚合物驱、低浓度凝胶驱及聚合物-凝胶组合驱采收率增幅差异不明显,单纯高浓度凝胶驱采收率增幅略小;对于非均质油藏,等成本凝胶驱及凝胶-聚合物驱组合采收率增幅明显大于单纯的聚合物驱或凝胶驱,其中凝胶-聚合物组合驱采收率增幅最大。等成本的凝胶-聚合物组合驱交替注入对采收率增幅有显著影响,其中凝胶-聚合物组合驱 4次交替注入采收率增幅最明显。图 3表 2参10

    • 万浩东 1 ,杨远光 1,邓天安 2,刘 强 2,张举政 1

      2019,37(1):53-57, DOI:

      Abstract:

      针对储气库在交变载荷作用下易发生封隔失效的问题,优选了热熔型自愈合材料 RS-1,研究了其对水泥石自愈合的影响规律,同时为改善体系水泥石的弹、韧性及胶结强度,加入纤维增韧剂 XW46和膨胀剂 BS500,配合其他外加剂形成了密度 1.89 g/cm3的自愈合水泥浆体系,研究了该体系的常规性能、自愈合性能和力学性能。研究结果表明,自愈合水泥石 1 d愈合缝宽可达 150 μm以上;7 d压折比与胶结强度较常规水泥浆分别提高 33%、67%;弹性模量仅 5854 MPa,弹性极限应力与应变则分别为 37 MPa、0.77%,同时交变循环应力加载第 7周时弹性恢复率达 77%以上。该自愈合水泥浆体系适用于储气库 75~ 90℃的井口压力为 13~ 37 MPa范围的储气库固井。图 5表5参 16

    • 张文哲1,2,李 伟1,2,王 波1,2,刘 云3

      2019,36(2):191-195, DOI:

      Abstract:

      为了加快致密油开发进程和提高延长油田致密油藏水平井钻井技术,针对现阶段延长油田致密油藏钻井所用的聚丙烯酰胺钾盐(K-PAM)聚合物钻井液体系存在流变性不佳、封堵和抑制性不足等缺点,室内对现场常用降滤失剂、抑制剂、润滑剂、封堵剂等处理剂进行优选,获得适合致密油藏使用的强封堵型纳米聚合醇水基钻井液配方,并在现场进行了应用。结果表明,聚合物降滤失剂COP-FL可显著提高体系失水造壁性,无荧光防塌润滑剂FT342抑制性较强,液体极压润滑剂JM-1整体润滑效果好,复配封堵剂无水聚合醇WJH-1和纳米乳液RL-2 可使钻井液封堵率提高 51.7%,增强井壁稳定性;将配方为 4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4% K-PAM+2%COP-FL+1.5% FT342+1.0% JM-1+5% WJH-1+3% RL-2的水平段强封堵型钻井液体系用于延长致密油藏两口水平井现场试验,施工过程中体系防漏失、封堵效果较好,机械钻速相比邻井提高30%,施工周期缩短35%,井下事故率降低85.7%,钻井成本减少34.7%,为延长油田致密油藏水平井的优快钻井提供了有效的技术支持。图1表4参19

    • 张 鹏,杨子腾,王文哲,陈世兰,周成裕,贾振福

      2019,37(1):107-111, DOI:

      Abstract:

      提出一种将类似机械“滑轮”的化学结构引入到水凝胶中充当交联点的方案,以期赋予水凝胶颗粒更优异的形变能力。首先通过三步反应设计构筑出一种具有“滑轮”效应的水溶性聚轮烷交联剂,进而与丙烯酰胺交联共聚制备了凝胶颗粒。通过红外光谱、核磁共振、X射线衍射表征了交联剂的结构,对比研究了由聚轮烷交联剂制备的凝胶颗粒和由传统 N,N'-亚甲基双丙烯酰胺交联剂制备的凝胶颗粒的形变能力。结果表明,已引入双键的α-环糊精与改性聚乙二醇形成了包合结构,成功制备了聚轮烷交联剂。聚轮烷交联剂制备的凝胶颗粒具有更优异的形变能力,溶胀 10 h后,以聚轮烷交联剂合成的凝胶颗粒受力为 286.4 N时仍未发生破碎,且外力撤去后凝胶能够恢复至原始状态,而以传统交联剂制备的凝胶颗粒受到 174.2 N的力时即发生破碎。图 9参 15

    • 董汶鑫 1,蒲晓林 1,任研君 1,王梓豪 2,翟玉芬 1,王红彬 2

      2019,37(1):23-26, DOI:

      Abstract:

      水基钻井液中常加入大量的表面水化抑制剂,却未能有效提高井壁稳定性,造成钻井成本高、回收处理难、环境污染大等问题。因而提出小分子表面水化抑制剂能否有效进入地层这一问题。以抑制效果佳且分子量最低的表面水化抑制剂己二胺为研究对象,采用柱前衍生液相色谱法及线性膨胀实验研究了不同类型泥饼对己二 胺的阻挡作用以及滤液的抑制性变化。结果表明,泥饼对抑制剂的阻挡作用不可忽略,45%~ 90%己二胺不能有效进入地层,己二胺钻井液滤液对岩心水化膨胀的抑制性明显降低,泥饼对抑制剂存在吸附与束缚作用,诠释了现场加入过量抑制剂而不能有效提高井壁稳定性这一问题。图 10参20

    • 祝仰文

      2019,37(1):97-101, DOI:

      Abstract:

      为了研究剪切条件下 B-PPG溶液的黏度及黏弹性变化的机理,通过机械剪切(模拟聚合物从设备到井筒注入过程中所受剪切)和射孔孔眼(炮眼)剪切(模拟聚合物溶液通过射孔孔眼及近井地层所受剪切)方法,研究了B-PPG在不同剪切强度作用下溶液的黏度保留率,并利用原子力显微镜观察 B-PPG溶液的微观结构。结果表明,B-PPG的增黏性较好。70℃下当溶液质量浓度大于 3.5 g/L时,颗粒的支化链相互缠绕形成的网络结构导致溶液黏度迅速增大。B-PPG的抗剪切性较好。B-PPG溶液的表观黏度随剪切速率增加而降低;B-PPG溶液浓度越高,溶液黏度降幅越大。机械剪切后 B-PPG溶液的黏度保留率大于 50%,模拟射孔孔眼剪切后的黏度保留率大于 20%。剪切前后的 B-PPG溶液均以储能模量为主。两种剪切条件下 B-PPG原有的交联网络结构均有不同程度地破坏,分子间连接较弱,不同剪切类型及强度对网络结构的破坏程度不同,射孔孔眼剪切对网络结构的破坏最大。图 13参14

    • 郐婧文 1,曹伟佳 1,卢祥国 1,徐国瑞 2,李 翔 2,张云宝 1,3,葛 嵩 1

      2019,37(1):83-89, DOI:

      Abstract:

      针对渤海油田开发现状和技术需求,为解决在泡沫调剖过程中泡沫稳定性差的问题,评价筛选出可大幅增强泡沫稳定性的 SiO2纳米颗粒并分析其稳泡机理,研究了起泡剂阴离子型表面活性剂 PO-FASD和 SiO2纳米颗粒加量、气体类型、环境压力对三相纳米泡沫体系起泡性能的影响,考察了三相纳米泡沫体系的封堵效果和液流转向能力。结果表明,SiO2纳米颗粒自身聚集性越好、粒径越小,对表面活性剂降低界面张力性能影响越小。相较于在二氧化碳和空气环境下,在氮气环境中泡沫的起泡性与稳定性最优。在 PO-FASD加量 0.5%、纳米颗粒(比表面积 350~ 410 m2/g)加量 0.3%和氮气条件下,三相纳米泡沫性能最佳。随环境压力升高,泡沫稳定性增强。三相纳米泡沫封堵性和调剖性良好,对均质岩心的封堵率为 99.3%;在非均质岩心中,可有效封堵高渗透层,低渗透层采收率增幅44.17%,整体采收率增幅达 16.06%,调剖堵水效果较好。图 8表 5参 30

    • 邹 剑 1,曹哲哲 2,王秋霞 1,张龙力 2,张 华 1,刘 昊 1

      2019,37(1):121-125, DOI:

      Abstract:

      为配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏,用自制的水溶性乳化降黏剂 SP(阴-非离子表面活性剂)配制水溶液,将渤海油田海上稠油与表面活性剂水溶液以油水质量比 70∶30混合制得 O/W型乳状液。研究了矿化度、pH值、温度和 SP浓度等因素对乳状液稳定性的影响,以乳化体系在 50℃下静置 60 min的出水率作为体系的稳定性表征参数,出水率越高、稳定性越差。此外,通过测定表面活性剂溶液和稠油间的界面张力,分析了乳状液稳定性机制。结果表明,矿化度、pH值对乳状液稳定性的影响最大,SP加量次之,温度的影响较小。随着矿化度的增加,界面张力和出水率先降低后增加,当矿化度为 55 g/L时,体系的界面张力最小,稳定性最好;钙离子对乳状液界面张力的影响大于钠离子。碱性条件有利于乳状液的稳定。随着 SP加量的减少,界面张力升高,乳状液稳定性降低。SP对海上稠油的最佳乳化温度为 50~ 70℃;SP耐温性良好,经 300℃的高温处理后仍具有良好的活性,可配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏。图 9表1参 18

    • 周 然 1,宋振云 1,李 勇 1,李志航 1,兰建平 2,白建文 3,唐冬珠 1

      2019,37(1):38-42, DOI:

      Abstract:

      CO2干法压裂液工作效率是改善 CO2压裂流体的携砂性和造缝性的关键,本文以提高纯 CO2流体黏度和降低纯 CO2流体储层滤失系数为目标,采用乳化增黏降滤的技术路线,自主开发出了一种有机硅型 CO2压裂增稠剂(15%表面活性剂 SFA+85%氯代环烷烃与正辛醇的混合溶剂(体积比 1∶1)),建立了 CO2干法压裂液体系(2%~3%增稠剂+97%~ 98%液态 CO2),并研究了该体系的溶解分散性、黏度、滤失量及对岩心的伤害情况。研究结果表明,该体系的黏度比纯 CO2的提高 500~ 1000倍,储层条件下对岩心综合滤失系数比纯 CO2的降低了 87.8%,对储层岩心无伤害。新型 CO2干法压裂液体系在鄂尔多斯盆地成功开展 5口井的现场试验,施工参数和液体效率明显提升,并在国内首次实现了最高砂比 25%,最大单层加砂量 30 m3的施工规模。图 4表 5参 12

    主管:中国石油天然气集团有限
                公司

    主办:四川大学高分子研究所
                高分子材料工程国家重点
                实验室

    主编:张熙

    创刊年:1984年

    刊期:季刊

    编辑出版:《油田化学》编辑部

    地址:四川省成都市一环路南一
                段24号/四川大学高分子研
                究所

    电话:028-85405414

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    国内发行:四川省报刊发行局

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