提高瓜胶基压裂液体系抗温性能研究

测定了原瓜胶的抗温极限,对不同p H值以及交联剂下瓜胶的抗温性能进行了详细考察。结果表明,较低的p H值不利于抗温性,在p H为9.0时表现出良好的抗温性能。对瓜胶进行了羟丙基化、硅烷化改性,其抗温性能测定显示,改性能够提高抗温性能,硅烷化改性的瓜胶对改善提高抗温性能最有效。

环氧氯丙烷交联黄原胶溶液的流变及抗温性能

以环氧氯丙烷(EPC)为交联剂,在温和条件下"一锅法"制备了水溶性EPC交联黄原胶(XG),考察了交联度、Na Cl质量分数、p H和温度对EPC交联XG(c XG)溶液流变性的影响。结果表明,随交联度增大,c XG溶液黏度和动力学模量均明显增大,弹性增强;随Na Cl质量分数增大,溶液黏度和动力学模量均呈现先降低后增加趋势;p H在4~10范围内变化对体系流变性基本无影响;随温度升高,溶液黏度和动力学模量均降低,但与XG溶液相比,抗温性能明显提高。

新型ZS-5复合驱泡沫配方的抗油抗温性检测

为了检测ZS-5新型复合驱配方,在高温高矿化度油藏条件下的稳定性,用Waring Blender法对其最大的耐油性和耐温性进行了检测。结果表明：①ZS-5在原油加量5%~15%下,泡沫体积仍然维持在950~1 100 mL之间,起泡性较好;析液半衰期随原油加量增高有所下降,但含油量15%条件下仍在45 min以上,稳定性较好;②升高温度后,ZS-5的泡沫体积大于常温下所测体积,总体上呈现先增后减小趋势,体现了较好起泡能力;析液半衰期随温度升高逐渐减小,但在95℃时,仍能保持在20 min左右,具有较高使用价值。

季铵盐类清洁压裂液抗温性实验研究

为提高季铵盐类清洁压裂液抗稳性效果,选取硫代硫酸钠作为温度添加剂,通过单因素变量研究温度添加剂的最佳添加量。清洁压裂液基液为:十六烷基三甲基溴化铵(1.0%)和水杨酸钠(0.5%)。实验结果表明,硫代硫酸钠的最佳添加质量分数为0.5%。

怎样测试网线的可燃烧性、抗温性及绕距？

1.网线可燃烧性的测试 一般来说组成网线的材料必须要求有阻燃性,否则出现火灾,损失惨重.因此大家在选购网线时,一定要检查网线外皮的阻燃性,以辨别真伪.具体测试时,可以先用剪刀切取2cm左右长度的网线外皮,然后用打火机对着外皮燃烧,正品网线的外皮会在焰火的烧烤之下,逐步熔化变形,但外皮肯定不会自己燃烧起来;要是发现网线的外皮禁不住烈火的考验,一点就燃烧起来的话,那么网线的传输速率再怎么高也应该放弃,毕竟这样的网线在布线工程中是很不安全的,使用它会留下很大的安全隐患.笔者曾经找来一段正品网线与伪劣网线,并同时用打火机点燃它们,发现6秒钟后,正品网线只是冒白烟,并随着时间的推移,逐步熔化变形,而伪劣网线不到2秒钟,就轻易点燃了,而且伴有大量黑烟.

抗高温水基钻完井液作用机理及性能评价

随着深水油气资源开发逐渐转向高温高压油气田,钻完井液体系面临着极端温压条件下维持性能稳定性的挑战。采用高温高压失水仪和岩心流动实验装置,对新配制的抗高温水基钻完井液体系进行了一系列封堵性能和动态损害评价实验。结果表明:在160℃/16 h老化条件下,该钻井液体系展现了优异的流变性和滤失性能,API滤失量从4.3mL减少至2.8 mL,HTHP滤失量控制在11.5 mL以内。此外,通过加入1%~2%柔性颗粒RXK显著提高了岩心渗透率的恢复,截至岩心2 cm部分后的渗透率恢复值大多达到70%以上。该研究证明了所研制钻完井液在HTHP条件下具有出色的封堵效果和渗透率保护能力,对于实际高温高压油气井的钻探作业具有重要的应用价值和实际意义。

用于欠平衡钻井的抗高温高强度冻胶阀及应用

常用冻胶阀技术很难满足深井高温作业需求.为充分发挥欠平衡钻井优势,研制一种新型冻胶液,在高温下通过交联反应,形成作用力极强的空间网状结构及与井壁的黏结力,达到封隔压力的要求;评价抗温性、密封性、耐压性及破胶性等冻胶封隔压力所需的性能.结果表明,该冻胶抗温达160℃,与管壁具有很好的黏壁性,能有效密封井下压力,耐压强度高,并且破胶彻底,破胶液利于返排,不影响后续正常的钻完井作业.该技术可在高温井中有效封隔井下欠平衡作业引起的气体涌入,应用效果良好.

NMR低荧光抗高温润滑剂的室内研究

针对油基润滑剂环保性差和常规的水基润滑剂持效性差、起泡严重、不抗温等问题,室内研制出一种低荧光抗高温润滑剂NMR。NMR是一种含有纳米级高分子材料和S、P活性元素的润滑剂。对其性能评价表明,该剂在膨润土浆中加量为2%时极压润滑系数降低率在80%以上;在现场聚合物钻井液中降低率为60%以上,而且润滑持效性好;抗温为180℃;对钻井液流变性无影响,略降失水,不起泡,与现场常用的正电胶钻井液、聚合物钻井液、磺化钻井液的配伍性好。

抗高温磺化沥青降滤失剂的室内研究

选择3种软化点的沥青、发烟硫酸和催化剂LFG-1等为主要原料,用捏合反应方法合成样品。按标准Q/SHCG 3-2011评价其油溶率、水溶率、磺酸钠含量及高温高压滤失量。结果表明,软化点为110℃的沥青、反应温度为40℃、沥青与发烟硫酸和煤油的比例为12∶8∶1、催化剂的加量为2%时合成出的样品15#性能均能满足标准要求,且高温高压滤失量只有17.2ml,比标准产品要求低7.8ml。对比评价现场产品FT-1和15#在模拟聚合物钻井液中的最佳加量、抗温性及抗盐性结果表明,15#最佳加量为3%,抗盐为15%,抗温为170℃;FT-1最佳加量为4%,抗盐为15%,抗温为150℃,说明15#具有很好的高温降滤失性。

合成条件对AMPS共聚物耐温抗盐性能的影响

在AMPS，AM，AA三元共聚反应中，考察了补加活性单体和改变体系的pH值对共聚物的抗温性、抗盐性的影响，并利用热失重分析和表观粘度法对共聚物进行了表征。结果表明，AMPS单体能显著提高共聚物的抗温、抗盐、抗剪切性能。当体系pH值为3～4，活性单体AM逐渐加入时，共聚物的失重率最低，随着温度的升高，共聚物溶液的粘度损失率最低，复合盐溶液的粘度保持率最高。

AMPS多元共聚物降滤失剂的抗温效果分析

以2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为基本单体,与其他具有不同结构或基团的单体:丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM),通过水溶液聚合法合成了3种聚合物降滤失剂:P(AMPS-AM-AA)、P(AMPS-AM-NVP)和P(AMPSDMAM-NVP)。对比研究了不同单体对共聚物抗温性的影响。实验结果表明:AMPS单体在200℃高温碱性条件下抑制AM单体水解的效果较差;NVP和AMPS单体在协同作用下对抑制酰胺基团的水解具有一定的效果;DMAM单体的耐温及抗水解能力优于AM;AMPS/DMAM/NVP共聚物的抗温性最好,200℃老化后的API失水为8.8m L,清水粘度保留率为41.38%,说明DMAM在高温碱性条件下也不易发生水解,可以提高共聚物的整体抗温性。

钻井用抗温抗盐降滤失剂CMST的研制

羧甲基纤维素钠被广泛应用于石油钻井液中,它是一种具有增稠、悬浮、降滤失等独特性能的助剂,能抗各种可溶性盐类的污染,但其抗温性相对较差。通过对CMC进行改性研究,阐述制备原理,研制出新型降滤失剂CMST,同时利用正交实验分析了影响CMST性能的主次因素。制备CMST的过程中引入活性因子可以有效提高其抗温性能,而有机酸的用量是影响CMST性能的主要因素。

抗高温抑制型钻井液降滤失剂的合成与评价

采用氧化还原引发体系,合成了丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、丙烯氰(AN)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷磺酸(AMPS)和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)五元共聚物钻井液降滤失剂。通过单因素实验研究了共聚反应条件与其降滤失性能的关系。分别针对淡水、盐水、复合盐水、饱和盐水泥浆评价了共聚物的降滤失性能及其抗温性能,还针对此降滤失剂对于页岩的抑制性能研究。结果表明,1.0%的合成的五元共聚物降滤失剂可使淡水基浆中的滤失量达到7.2 mL/30 min,抗温性能良好,在淡水基浆中加入1.0%的降滤失剂180℃热滚老化16 h后的滤失量为10.6 mL/30 min。该五元共聚物的抑制性较好,1.0%的降滤失剂120℃热滚老化16 h后的页岩的一次回收率为79.4%,具有较强的抑制包被性。

耐高温高密度油基钻井液体系研究与评价

为满足高温高压地层钻井所需,研发一套包括乳化剂、有机土、润湿剂、降滤失剂在内的油基耐温钻井液,通过室内评价该体系具有较好的耐温性,在200℃条件下老化后体系性能稳定,滤失量较小,破乳电压大于1000V。

抗140℃高温预交联凝胶的制备与性能评价

针对当前预交联凝胶抗温性能差的问题,本文研制了一种抗高温预交联聚合物凝胶,通过室内实验测定了该产品的吸水膨胀性能、抗温性能以及强度和韧性。实验结果表明,制备的预交联凝胶在140℃的淡水中吸水膨胀倍数为12.30倍,高温吸水膨胀后结构完整,具有橡胶的高弹性、韧性和强度;在海水中高温饱和吸水后其膨胀倍数为7.02倍,吸水膨胀后具有极高的强度、韧性和弹性;从理论上阐述了其具备抗高温能力的机理。

一种抗温耐盐油井水泥降失水剂SW-1的研究

针对目前使用的降失水剂普遍存在抗温、抗盐能力差的问题,采用自由基聚合法,以丙烯酰胺(AM)、苯乙烯磺酸钠(SSS)和乙烯基吡咯烷酮(NVP)为共聚单体,制备了油井水泥抗温耐盐降失水剂SW-1,抗高温达到140℃,配浆水含盐量达到15%时,仍能有效控制水泥浆的失水;对水泥石的强度发展无不良影响,与水泥及其外加剂有很好的配伍性,在水泥浆体系中表现出良好的综合性能,具有一定的应用前景。

适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系研究

为满足海上油田高温储层段钻井施工对钻井液性能的要求,室内通过对抗温型增黏剂、抑制剂和封堵剂的优选及评价,研究出了一套适合海上油田的耐温抗盐型水基钻井液体系,并对钻井液体系的综合性能进行了评价。实验结果表明,该钻井液体系在密度范围为1.3~1.7 g/cm^3内时均具有良好的流变性能和降滤失性能;当老化温度为180℃时,体系仍能保持良好的黏度和切力值,滤失量小于10 mL,具有良好的抗温性能;在钻井液体系中加入5%的NaCl后,体系的黏度和切力稍有下降,滤失量稍有增大,具有良好的抗盐性能;体系中加入10%的钻屑后,体系的各项参数变化幅度整体较小,具有良好的抗钻屑污染能力。储层岩心使用钻井液体系污染后渗透率恢复值在60%以上,切除污染端面后渗透率恢复值可以达到90%以上,具有良好的储层保护效果。

抗高温高密度生物质钻井液体系研究及应用

为了提高抗高温高密度钻井液体系的高温稳定性及环保性能,以自主研发的生物质合成树脂降滤失剂、抑制剂和润滑剂为核心处理剂,对处理剂加量进行优化,构建了抗高温高密度生物质钻井液体系。性能评价结果表明:该体系抗温可达200℃,抗1.0%CaCl_(2)污染,岩屑滚动回收率达94.3%,润滑系数≤0.128,生物毒性EC50为89230 mg/L。现场应用表明,抗高温高密度生物质钻井液具有较好的抗污染能力,在密度达2.55 kg/L、井底温度达140℃的情况下其仍具有很好的流变稳定性能。抗高温高密度生物质钻井液促进了生物质资源在钻井液领域的利用,解决了高密度水基钻井液抗温性与环保性相矛盾的问题,具有较好的现场推广应用价值。

GL-1井抗260℃白油基油包水钻井液的应用研究

GL-1井完钻井深为6300.83 m,预计井底温度高达260℃。至完钻使用抗260℃高温白油基油包水钻井液施工6个月。应用结果表明:该钻井液具有抗温性(260℃)、抗污染能力强、有利于井壁稳定、润滑性好和对油气储层损害程度小等优点。该井的成功为大庆油田下一步高温深层顺利勘探开发提供了安全有效的技术保障。

新型抗温抗油泡排剂的室内研究

在有水气藏开采的中后期,为排除井底积液,通常采用泡沫排水采气工艺以提高气井采收率,但是井筒积液中凝析油以及积液温度等都会影响泡排剂的性能。针对这一问题,本文通过室内实验,以长链氧化胺表面活性剂(起泡剂A)和合成两性离子表面活性剂(起泡剂B)为主剂,并加入特种表面活性剂E稳泡剂,罗氏-迈尔斯法,以泡沫高度为指标,研制出了一种抗温抗油的泡排剂YS-1,并对与现场应用较多的泡排剂UT-11C进行对比实验。实验结果表明,泡排剂YS-1具有突出的抗温抗油能力以及良好的抗盐抗甲醇能力,并且现场地层水具有良好的配伍性能,可适用于高温和高含油的气井生产。