植物胶钻井液完井液体系研究

以他拉胶(TLJ—1)为植物胶钻井液完井液体系的主要处理剂,低黏羧甲基纤维素钠(LV—CMC)、聚乙二醇(PEG)和超细碳酸钙(QS—2)为该体系的降滤失剂,并配合高温保护剂PEG、高温稳定剂Gemini季胺盐以及除氧剂Na2SO3优化配制出抗温高达140℃的植物胶低固相、无固相以及加重植物胶钻井液完井液体系。实验结果表明:低固相钻井液完井液API失水量仅5.6 mL,高温高压失水量仅10 mL;无固相钻井液完井液API失水量仅7 mL,高温高压失水量仅14.8 mL;加重钻井液完井液密度可达1.60 g/cm3,沉降稳定性好。植物胶钻井液的性能完全满足现代钻井与完井工程的要求,是一种发展前景广阔的新型钻井液完井液体系。     

莺琼盆地高温高密度水基钻井液流变性调控方法

南海莺琼盆地高温高压地层钻井安全密度窗口窄,对钻井液流变性要求苛刻,而高密度钻井液因固相含量高其流变性调控难度大,因此研究高密度钻井液流变性的影响因素和调控方法对确保该地区高温高压钻井安全至关重要。本文提出通过控制钻井液处理剂液相粘度来调节水基高温高密度钻井液流变性新方法,并通过毛细管黏度法评价了莺琼盆地两套高温高压水基钻井液体系的流变性能以及液相黏度,对高密度水基钻井液流变性影响因素进行了评价和分析。结果表明,钻井液的液相黏度和固相含量是影响高密度钻井液的关键因素,钻井液体系的液相黏度由处理剂液相黏度决定,而固相含量主要由加重材料的品质决定。进一步评价结果表明,磺化类降失水剂液相黏度最低,其次为改性天然高分子降失水剂,合成类的聚合物型降失水剂液相黏度最高;钻井液在相同组成和密度条件下,重晶石品质越高,即密度越高,粒径越小,所配制的高密度钻井液流变性越优。由研究结果可得出,选择低液相黏度处理剂、低剂量膨润土和优质重晶石是高密度水基钻井液流变性调控的主要技术手段。     

掺Nd_2O_3硼硅酸盐玻璃陶瓷制备及其显微结构

钙钛锆石硼硅酸盐玻璃陶瓷作为高放废液的固化基材具有良好的发展前景。采用两步法制备了掺Nd_2O_3的硼硅酸盐玻璃陶瓷,并研究了晶核剂(CaO,TiO_2,ZrO_2)质量分数对其晶相组成和显微结构的影响。结果表明:随着晶核剂质量分数的增加,玻璃化转变温度也随之上升(615～650℃),核化温度为655～690℃,晶化温度为800～850℃;晶核剂质量分数的增加使样品中SiO_2晶相减少,开始出现CaZrTi_2O_7晶相,晶体的致密度增加,晶体生长更加容易。在晶核剂质量分数为45%的样品中CaZrTi_2O_7质量分数最高,并出现了更稳定的CaZrTi_2O_7-2M结构。晶核剂质量分数为50%的样品除了存在钙钛锆石(CaZrTi_2O_7)晶相和CaZrTi_2O_7-2M晶相外,还有未熔融的ZrO_2。因此,CaO,TiO_2,ZrO_2作为晶核剂加入硼硅酸盐玻璃体系之中能促进钙钛锆石(CaZrTi_2O_7)的形成与生长。     

油基清蜡剂性能研究

为了研制出溶蜡性能好、密度高的油基清蜡剂 ,在考察了 2 3种溶剂后发现 ,单一的油基溶剂都难以达到清蜡剂的要求。但研究发现 ,所收集的高密度的重溶剂油和低密度的轻质油在溶蜡性能方面具有协同效应。以体积分数为 0 .6的轻质油和体积分数为 0 .4的重溶剂油 2 # 组成的油基清蜡剂 ,其密度达 0 .97g/cm3 ,溶蜡速率达 0 .0 37g/min ,材料成本低于 2 80 0元 /t。制备这种油基清蜡剂的乳状液时可选择氢氧化钠部分中和油酸作乳化剂。当乳化剂的质量分数为 0 0 1时 ,所配成的乳状液的稳定时间可达 2 4h。     

改性脂肪酸提切剂的研制及其应用

合成一种可在油基钻井液中代替有机土的改性脂肪酸提切剂,测定提切剂对乳液流变性能的影响,分析乳液样品的三段式触变性,使用冷冻电镜观察提切剂对乳液微观结构的影响,采用界面流变仪分析提切剂对油水界面流变性的影响,分析提切剂的作用机制,在高密度油基钻井液中进行适用性评价。结果表明:提切剂有利于提高乳液黏度尤其是低剪切速率黏度;加入提切剂后,乳液具有优良的触变性,并观测到蜂窝状结构;提切剂能够显著增强油水界面弹性模量和界面膜强度,有利于乳液稳定;提切剂吸附在油水界面,通过氢键作用在乳液中构建三维网架结构,从而增强弱凝胶结构和提高切力;与含有机土的油基钻井液相比,使用提切剂的无土相油基钻井液具有较优异的流变结构与电稳定性。     

土霉素菌渣热解液的理化特性及成分分析

采用元素分析仪、水分测定仪、粘度计、GC-MS等分析了土霉素菌渣热解液理化特性和成分。热解液油相C元素含量比较高,达到了50%(质量分数)以上,热解液油相和水相中N元素分别占6.48%(质量分数)和7.89%(质量分数),O元素分别占27.89%(质量分数)和13.54%(质量分数)。温度为300～600℃热解液的油相粘度为6 980～8 913mPa·s,水相粘度为324～372mPa·s;热解液的油相密度为1.089 8～1.127 9g/cm3,水相密度为1.041 9～1.075 6g/cm3。热解液腈类物质较多,油相和水相分别占了23.69%(体积分数)和9.32%(体积分数);热解液油相与水相中碱性氮化物体积分别占0.83%和1.46%;热解液油相与水相中非碱性氮化物体积分别占1.56%和0.35%;其余的有机物体积在油相与水相分别占3.30%和4.11%。分析结果为进一步资源化利用提供了技术指导。     

加重剂指标对水泥浆性能的影响研究

为更好地掌握加重剂对高密度水泥浆性能的影响情况,考察了加重剂的密度、水分、杂质、粒度分布等理化性能对水泥浆性能的影响。结果表明:(1)加重剂水分1.0%时,水分含量递增,水泥浆的密度递减,水泥石的抗压强度也呈递减趋势;(2)加重剂泥质杂质3.0%时,杂质含量递增,水泥石的抗压强度呈递减趋势;(3)加重剂的粒度分布对水泥浆性能影响较大,粒径集中在45～106μm是较理想的粒度分布。通过研究,得到了加重剂的颗粒级配、粒度分布、组分加量、水灰比等因素对高密度水泥浆工程性能的影响规律。     

油基清蜡剂性能研究

为了研制出溶蜡性能好、密度高的油基清蜡剂,在考察了23种溶剂后发现,单一的油基溶剂都难以达到清蜡剂的要求。但研究发现,所收集的高密度的重溶剂油和低密度的轻质油在溶蜡性能方面具有协同效应。以体积分数为0.6的轻质油和体积分数为0.4的重溶剂油2^#组成的油基清蜡剂,其密度达0.97g／cm^3,溶蜡速率达0.037g／min,材料成本低于2800元／t。制备这种油基清蜡剂的乳状液时可选择氢氧化钠部分中和油酸作乳化剂。当乳化剂的质量分数为0．01时,所配成的乳状液的稳定时间可达24h。     

亲油重晶石的研制及应用

从重晶石的表面结构和特征入手，优选了ＳＥ系列活化剂，并对重晶石表面进行了化学改性，使其表面呈亲油性。这样，在油基液中重晶石颗粒表面易形成一定厚度的油膜，提高了其在油基钻井液中的分散度，减少了聚结沉降，从而大大改善了重晶石加重油基钻井液的动力稳定性。与普通重晶石加重的油基钻井液相比，ＳＥ系列活化重晶石加重的油基钻井液经８０℃和１６ｈ老化后的密度差降低５０％以上，其动力稳定性大大增强，而且流变性能得到了改善。     

亲油重晶石的研制及应用

从重晶石的表面结构和特征入手，优选了ＳＥ系列活化剂，并对重晶石表面进行了化学改性，使其表面呈亲油性。这样，在油基液中重晶石颗粒表面易形成一定厚度的油膜，提高了其在油基钻井液中的分散度，减少了聚结沉降，从而大大改善了重晶石加重油基钻井液的动力稳定性。与普通重晶石加重的油基钻井液相比，ＳＥ系列活化重晶石加重的油基钻井液经８０℃和１６ｈ老化后的密度差降低５０％以上，其动力稳定性大大增强，而且流变性能得到     

抗高温高密度油基钻井液体系静态沉降稳定性建模及优化

抗高温高密度油基钻井液可用于复杂地层钻井,利于井壁稳定,可用于钻大位移井、水平井、超深井等,但在高温状态下面临钻井液沉降问题。钻井液的沉降包括静态沉降和动态沉降,过去主要关注钻井过程中钻井液的动态沉降,但由于钻井液具有剪切稀释性,一般静态条件下沉降稳定性较好的钻井液体系在较高剪切速率下仍具备良好的稳定性,主要研究高温状态下油基钻井液体系的静态沉降稳定性。为使体系达到较好的静态沉降稳定性,以往对各类核心处理剂,乳化剂、有机土、重晶石和油水比的加量和配比只做出试探性调整,实验存在一定盲目性,不能确定实验周期。针对上述问题,分析室内和现场密度2.5 g·cm~(-3)柴油基钻井液流变参数与静态沉降密度差的相关性,建立数学函数模型;将模型反馈的流变参数值与实验结合起来,利用模型优化基础实验,调整处理剂加量至相应流变参数值,使体系静态沉降密度差最小;最终得到一组抗温190℃,密度2.5 g·cm~(-3)沉降稳定性好的油基钻井液体系。研究过程具有目的性,体系静态沉降稳定性建模方法和实验模型结合的方法为优化钻井液体系性能提供了一种新思路。     

准噶尔盆地南缘高温高密度有机盐钻井液技术

有机盐钻井液具有抑制性强、抗高温等优良性能,目前主要在二开井段使用.三开及更深井段的地层温度高,抗高温磺化钻井液和油基钻井液体系面临严苛的环保压力,而当前有机盐钻井液在高温高密度条件下面临流变性恶化和滤失量大的问题.准噶尔盆地南缘复杂地层钻井困难,在二开用有机盐体系的基础上引入封堵剂改性纳米SiO2和聚合物降失水剂HF-1,并优化重晶石粒度级配,研制了可满足高温高压地层的高密度有机盐钻井液体系.结果 表明,影响有机盐钻井液性能的主要因素是降滤失剂和加重剂,室内评价表明该体系性能较之前明显改善,在密度为2.4 g/cm3、180℃条件下流变良好,且高温高压失水量为13.5 mL,滚动回收率高达97％,8h膨胀率仅4.7％,可抗盐至12％,抗钙污染为2％,抗岩屑污染10％.研究可为准噶尔盆地南缘复杂深井地层钻井提供高温高密度有机盐钻井液体系.     

基于磁悬浮天平的超临界CO2-癸烷溶液密度特性研究

超临界CO2溶解原油的能力主要取决于超临界流体的密度.基于高精度磁悬浮天平实验系统,利用癸烷模拟原油,系统测量了不同温度(313～353K)和压力(12～18MPa)下,不同CO2质量分数(0、8%、20%、43%、67%)CO2-癸烷溶液的密度,并分析了各参数对CO2-癸烷溶液密度的影响.研究发现在CO2质量分数一定的情况下,CO2-癸烷溶液密度随着压力的增加而增加,随温度的升高而降低.CO2溶解质量分数对溶液的性质有显著影响,CO2的注入量对驱油存在一个有效的区间,可以根据井下温度、压力来决定注入量,从而达到最佳的驱油效果.     

凝胶注模成型ZTA坯体影响因素的研究

通过测量含不同种类和质量分数粉末浆料的粘度，坯体的密度和线性收缩率，研究了用凝胶注模成型的ZTA陶瓷坯体的影响因素。结果表明，复相悬浮体系统远比单相系统复杂得多。ZrO2和(2ZrO2 SiO2)质量分数增加都能够使浆料的粘度增大，原因是同一悬浮系统中不同粉体颗粒表面的双电层厚度不同。A12O3悬浮体系统和(2ZrO2 SiO2)可以部分相容，和纯ZrO2则相容性很差。固相质量分数和引发剂质量分数都会影响坯体的线性收缩率和密度。浆料的黏度在其中起了重要作用。     

高温高盐水中月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在砂岩表面吸附规律研究

月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱表面活性剂在高盐含量水中具有较好的起泡性能,但在砂岩表面的吸附量尚不明确。本文利用Shim-pack VP-ODS 4.6 mm×250 mm色谱柱、紫外检测器,优化了流动相组成、流速、柱温等色谱条件,建立了高盐水中月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱的高效液相色谱检测方法。吸附性评价表明：温度为110℃、NaCl质量浓度为25×10⁴ mg/L的水中,质量分数小于1%的月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在80～100目石英砂表面吸附量小于2 mg/g;在温度为110℃、水中NaCl质量浓度为(20～25)×10⁴ mg/L条件下,质量分数为0.4%月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在80～100目石英砂表面吸附量随溶液中NaCl含量的增加而增加;在110℃、水中NaCl质量浓度为22.5×10⁴ mg/L、CaCl₂质量浓度为(0～3)×10⁴ mg/L条件下,质量分数为0.4%的月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱在80～100目石英砂表面吸附量随溶液中CaCl₂含量的增...     

阳离子类型对混凝土中钢筋腐蚀临界氯离子浓度的影响

选用4种常见化冰盐KCl,NaCl,CaCl2和MgCl2,应用半电池电位法、电化学阻抗谱、电化学滴定与X射线衍射分析等方法,研究了阳离子类型对混凝土中钢筋腐蚀临界氯离子浓度的影响,利用半电池电位和腐蚀电流密度分别判定钢筋的起始腐蚀.结果表明:阳离子类型影响临界氯离子浓度,临界氯离子浓度的相对大小与其表征形式有关.以游离氯离子质量分数表征时,wf(MgCl2)＜wf(CaCl2)＜wf(NaCl)＜wf(KCl);以c(Cl-)/c(OH-)表征时,cKCl(Cl-)/cKCl(OH-)≈cNaCl(Cl-)/cNaCl(OH-)＜cCaCl2(Cl-)/cCaCl2(OH-)＜ cMgCl2(Cl-)/c MgCl2(OH-);以总氯离子质量分数表征时,wt(KCl)≈wt(NaCl)＜wt(MgCl2)＜wt(CaCl2).     

新型高密度钻井液加重剂Mn_3O_4的研究及性能评价

分别用激光粒度仪、ζ电位仪、扫描电镜以及红外扫描动态稳定测试仪分析了四氧化三锰、重晶石、铁矿粉的粒度分布、表面电性、微观形状以及动力稳定性,对这3种加重材料单独加重及复配加重形成的高密度钻井液的性能进行了评价。结果表明:四氧化三锰颗粒小、呈球形、表面活性高、沉降速率小,加重形成的高密度钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性;但高温高压滤失量增大,可以通过优选架桥粒子及降滤失剂得到一定程度的控制;与传统加重剂复配,在一定程度上可以弥补传统高密度加重材料的缺陷。综合考虑高密度钻井液性能,四氧化三锰是高密度钻井液理想的加重材料。     

氮气泡沫热水驱油室内实验研究

利用现场提供的起泡剂和原油等原料 ,在室内对泡沫剂进行了评价 ,对岩心驱油效果及改善波及体积进行了实验研究 ,分析了氮气泡沫热水驱提高采收率的机理 ,并对影响氮气泡沫热水驱油效率的泡沫剂的起泡性、半衰期、最优气液比、起泡剂质量分数等因素进行了分析。结果表明 ,在一定起泡剂质量分数范围内 ,随着气泡质量分数的增加 ,起泡能力、半衰期和阻力因子也增加。最优气液比为 1∶2 ,最佳气泡剂质量分数为 0 .3%。在非均质油层(模型 )中泡沫的驱油效果比在均质油层 (模型 )中的更好 ,残余油饱和度降低了 2 1.1% ,采收率提高了 31.2 %。     

硅酸钾钻井液体系的实验研究

考察了氯化钾和硅酸钾对钻井液流变性和失水造壁性的影响规律。建立起硅酸钾钻井液体系配方,即:4%土浆+3%硅酸钾+0.5%JT888-Ⅲ+3%FDJ-1+2%QS-2+2TY540+3%SMP-Ⅱ。综合实验结果表明,该配方配制的硅酸钾钻井液体系具有优良的流变性、失水造壁性和抑制性,优于相同加量下的氯化钾钻井液体系。同时,该体系还具有良好的热稳定性和抗污染能力(5% NaCl、0.7% CaSO4),抗温能力强(达120℃)。     

氟碳表面活性剂复配体系的起泡性能研究

探讨了磺基甜菜碱氟碳表面活性剂(FS)与阴离子碳氢表面活性剂(AOS)复配体系组成、浓度、无机盐、有机溶剂等因素对复配体系泡沫性能的影响,结果表明:FS与AOS协同效应好,起泡和稳泡能力强.与AOS最佳复配比为FS:AOS=1:5,质量分数为0.2%.当NaCl、CaCl2、MgCl2浓度分别为8×104、2×103、4×104 mg·L-1时,起泡性能和泡沫稳定性仍较好,在煤油含量30%时起泡性能和泡沫稳定性仍较好,还研究了无机盐对复配体系泡沫耐油性能的影响.