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泡沫压裂液发泡剂效果实验评价摘要：泡沫技术在石油工业中获得了广泛的应用 , 解决了以前很多常规作业所不能解决的技术难题。
取得了较大的经济效益。
泡沫压裂技术就是其中之一。
本文选择了几种常用的发泡剂 , 应用 Waring-Blender 高速搅拌法，对它们的起泡能力进行比较。
考察用量、温度、盐浓度对发泡剂起泡能力和稳定性的影响 , 优选出性能良好的单剂，利用选出的单剂进行复配，从而得到成本低、起泡性能好、稳定性好、抗温抗钙抗盐的发泡剂配方。
并且，进一步实验了发泡剂配方在压裂液稠化剂中的稳泡效果。
大量实验证实：复配配方的起泡性能和泡沫稳定性能优于单剂。
通过单剂间的协同作用，从而使复配后的发泡剂的抗温抗盐性能得到了提高。
稳泡剂通过增强表面吸附分子间的相互作用和提高泡沫原液的液相粘度，可以明显延长泡沫的半衰期。
关键词：泡沫 ; 发泡剂 ;泡沫压裂液;半衰期Foam Blowing Agent Fracturing Fluid Experimental Evaluation Abstract：The foam technology has obtained the widespread application in the oilindustry,solved the technological difficult problem that much routine homework can be solved in the past. Has obtained great economic efficiency . Foam fracturing technology is one of them. This text has selected several kinds of commonly used foaming agents, applying Waring-Blender method, compare their ability of bubbling. Inspection amount used, temperature, salinity to foaming agent frothing quality and stable influence optimized performance good foaming agent, Use foaming agent elected compounding, thus obtains the cost lowly, bubbles the performance well, the stability is good, the anti-warm anti-calcium anti-salt foaming agent formula. And, further experimental formula in the foam fracturing fluid thickening agent stability bubble effect. A lot of experiments confirmed: Complex formulas foaming properties and foam stability is better than single-dose, adoption of a single dose of synergy, thus compounding the anti-foaming agent to the temperature and salt to improve performance. Bubble stabilizers surface adsorption through enhanced interaction between the molecules and raising bubble liquid viscosity of the liquid, Bubble can significantly prolong the half-life.Key words ：Foaming agent ;Halftime ;Petroleum ;FoamXX石油大学毕业设计（论文）目录1绪论 (1)1.1研究的目的和意义 (1)1.2泡沫压裂发泡剂国内外研究现状 (1)1.3国内外泡沫压裂液发泡剂的差距 (2)1.4本项目研究的主要内容 (3)2泡沫理论 (4)2.1泡沫的概念 (4)2.2泡沫体系的组成 (4)2.3泡沫的衰变 (6)2.4泡沫的稳定性 (6)2.5发泡剂的复配体系 (6)3实验仪器与研究方法 (8)3.1实验材料 (8)3.2实验方法 (9)3.2.1成泡机理 (9)3.2.2配制溶液 (9)3.2.3测定步骤 (9)4发泡剂的评价 (10)4.1发泡剂的起泡能力对比 (10)4.2发泡剂最佳浓度的确定 (11)4.3发泡剂的抗温性能 (13)4.4发泡剂的抗盐性能 (15)4.4.1常温下发泡剂抗盐性能 (15)4.4.2常温下发泡剂抗氯化钙性能 (16)4.4.3常温下发泡剂抗钙镁性能 (18)4.5小结 (18)5发泡剂配方试验 (19)5.15#和 11#的复配 (19)5.22#和 3#的复配 (24)5.39#和 2#的复配 (27)5.4小结 (31)6结论 (311)参考文献 (312)致谢 (34)1绪论1.1研究的目的和意义随着世界能源需求的增加，对石油的开采量及采效率的要求越来越高。
提高石油采收率复习题一．名词解释1．EOR：即提高原油采收率，通过向油层注入现存的非常规物质开采石油的方法。
或除天然能量采油和注水、注气采油以外的任何方法。
2．水驱采收率：注水达到经济极限时累计采出的油量与原始地质储量之比。
3．洗油效率：波与区被水从孔隙中排出的那部分原油饱和度占原始含油饱和度的百分数。
4．残余油：注入水波与区水洗后所剩下的油。
5．毛管数：驱油过程中粘滞力和毛管力的比值。
6．流度比：表示驱替相流度和被驱替相的流度之比。
7．聚合物：由大量的简单分子化合而成的高分子量的大分子所组成的天然的或合成的物质。
8．水解度：聚丙烯酰胺在NaOH 作用下酰胺基转变为羧钠基的百分数。
9．特性粘度：聚合物浓度趋近于零时，溶液的粘度与溶剂的粘度之差除以溶液的浓度与溶剂粘度的乘积。
10．CMC：开始形成胶束的表面活性剂浓度为临界胶束浓度CMC；11．泡沫驱油：泡沫驱油法是在注入活性水入气体(如空气、烟道气或天然气)，形成泡沫，利用气阻效应，使水不能任意沿微观大孔道，宏观高渗透层或高渗透区窜流，从而改善波与系数提高采收率的方法，这种方法也称注混气水提高采收率法。
12．原油的酸值：中和一克原油使其pH值等于7时所需的氢氧化钾的毫克数。
13．协同效应：两种或两种以上组分共存时的性质强于相同条件下单独存在的效应14．初次接触混相：注入的溶剂与原油一经接触就能混相。
15．蒸汽驱油：以井组为基础，向注入井连续注入蒸汽，蒸汽将油推向生产井的采油方法。
16．热力采油：凡是利用热量稀释和蒸发油层中原油的采油方法统称为热力采油（Thermal recovery）。
这是一类稠油油藏提高采收率最为有效的方法。
17．界面力：单位长度的表面自由能称为界面力，单位mN/m，其方向是与液面相切。
18．粘性指进：在排驱过程中由于油水粘度差异而引起的微观排驱前缘不规则地呈指状穿入油区的现象。
19．水的舌进：是指油水前缘沿高渗透层凸进的现象。
油田提高采收率技术培训返回上一级单选题（共30题，每题2分）1 ．延长油田由于地层水_____，易于碱生成沉淀，因此不适合碱驱。
∙A．二价阳离子含量高B．阴离子含量高C．矿化度高我的答案： C 参考答案：A答案解析：暂无2 ．下列表面活性剂体系中表面活性剂浓度最低的∙A．活性水B．微乳C．胶束溶液我的答案： A参考答案：A答案解析：暂无3 ．碱驱用碱的最佳pH值为_____。
∙A． 8～9B． 11～13C． 9～14我的答案： B参考答案：B答案解析：暂无4 ．下面关于预测采收率的方法不属于油藏工程经验法的是∙A．油藏数值模拟法B．水驱曲线法C．产量递减法D．相关经验公式法我的答案： C参考答案：A答案解析：暂无5 ． CCUS中的字母U代表的是CO2__ ____。
∙A．捕集B．运输C．利用D．封存我的答案： B参考答案：C答案解析：指利用，油田利用通常包括驱油或压裂。
6 ． _______作为表征孔隙结构的特征参数之一，直接影响着泡沫的封堵能力。
∙A．孔隙度B．渗透率C．孔喉比D．孔喉半径∙我的答案： A参考答案：B答案解析：暂无7 ．泡沫驱提高采收率技术中的发泡剂一般为_______。
∙A．盐类B．表面活性剂C．醇类D．聚合物我的答案： D参考答案：B答案解析：暂无8 ． _______过大可能引起气窜，过小可能引起发泡不充分，所以室内要对该参数进行优化。
∙A．注入压力B．注入速度C．注入周期D．气液比我的答案：未做答参考答案：D答案解析：暂无9 ．利用油藏天然能量开发的采油方式叫_______。
∙A．衰竭式采油B．水驱C．聚合物驱D．气驱我的答案： A参考答案：A答案解析：暂无10 ．泡沫体系性能改善的方法_______。
∙A．表面活性剂复配协同B．聚合物提高基液粘度∙C．纳米颗粒改善泡沫气/液界面性质D．以上均可我的答案： D参考答案：D答案解析：暂无11 ．微生物采油技术是指_____。
关于水平井钻井液及储层保护的思考【摘要】要加强水平井钻井技术应用中对储层的保护，尽可能避免钻井液对储层的不利影响，就必须依照水平段储层的具体特点选择最适用的钻井液体系。
本文介绍了一系列水平井钻井技术应用中最常用的钻井液体系及其特点，并围绕着油田水平井储层保护的理论与应用，说明了做好钻井液控制，加强储层保护的技术要点。
【关键词】水平井钻井液储层保护1 水平井的储层保护及钻井液对其的影响水平井技术自20世纪90年代开始在我国油田大规模地应用推广以来，随着勘探技术的进步和地质导向技术的发展，在针对不同地面及油层条件而开发的钻井工艺、完井方式、以及钻井液体系等的研究方面，都取得了令人瞩目的成果。
目前，水平井已成为可应用于多种地层环境的常规钻井技术，并在稠油藏、致密气藏等各类型气藏开发中发挥着重要的作用。
虽然水平井技术具有适用范围广、单井产量高等突出优点，但在其应用过程中也必须注意对储层的保护，并特别避免钻井液对储层的不利影响。
造成储层伤害的钻井液因素主要包括稳定性不足和污染等两个方面。
稳定性不足是指由于钻井液在较长的完井周期与较复杂的工作环境下极易发生絮凝或沉淀等导致固相沉降增加的问题。
特别是在出现高温降解、滤失量提高的情况下，其固相悬浮能力和降失水能力会显著减弱。
加之处理剂加入不当等操作失误的影响，可导致其上下层密度差达到0.05g/cm3以上，造成油气与井眼间渗流通道的阻塞。
钻井液污染是指其固相侵入储层孔隙后经沉积而形成内外泥饼。
其中内泥饼一旦形成，就比较稳定，可有效阻止钻井液中的其它固相进一步深入储层。
在一定压力下，固相污染深度与钻井液自身性能和储层特性有关。
而随着污染时间的延长，虽然钻井液固相污染程度基本稳定不变，但液相则会透过泥饼不断的侵入地层，时间越长，侵入量越大，因此仍会造成储层污染的加深。
2 水平井钻井液体系分析实践中钻井液的选择依据主要是水平段储层的地层特点，如水敏性极强的地层常使用油基钻井液或合成基钻井液；低压易漏地层则往往使用泡沫或充气钻井液。
一种超低表、界面张力的压裂液体系在低压气藏中的应用作者：曹前飞来源：《中国科技博览》2018年第06期[摘要]目前水力压裂已经成为油气井增产的主要措施，低压致密气藏储层因其渗透率低、孔隙度小、压力系数低、普遍存在因压裂液入侵造成的水敏、水锁等伤害。
针对这两种主要伤害，室内研制了一种超低表面张力滑溜水体系，实验表明此滑溜水体系具有粘度低，摩阻小、防膨性能好，表面张力低，返排快等特点，该压裂液体系在低压气藏现场进行了应用，压裂施工取得成功，压后效果明显。
[关键词]减阻剂助排剂防膨剂中图分类号：S401 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）06-0372-011、储层特征及需求地区储层属于低孔、特低孔～低渗、特低渗范畴；孔喉以细孔喉～微细孔喉为主，孔喉半径平均值小，地层压力系数低。
同时，经过室内实验得伏龙泉储层呈强水锁特征储层的占50%（0.8以上），弱水锁特征的占37.5%（0.6-0.8），小城子储层水锁伤害在60%以上，存在明显水锁伤害；二者均属于中等偏强水敏储层；研制出一种表、界面张力低、防膨性能好的低伤害压裂液体系对该区块储层保护及产能发挥有着重要作用。
2、体系筛选及性能评价滑溜水作为一种新兴的压裂液体系，具有摩阻低、残渣含量少、对地层伤害小等特点，近年逐渐成为致密油气藏压裂的主要体系，初步选取滑溜水为低压致密气藏的压裂液体系，再通过室内实验优选出滑溜水的主要添加剂减阻剂、助排剂和防膨剂等，研制出的滑溜水体系配制简单、基液粘度低（2.1 减阻剂压裂用的减阻剂作为减少压裂液流动时的摩阻，其减阻效率是滑溜水性能评价的主要指标[4-6]。
减阻剂主要选用聚丙烯酰胺类衍生物，该减阻剂具有减阻性能高，使用浓度低，经济等优点。
在滑溜水中加入浓度为0.15%时，体系粘度为4.37mPa·s。
对减阻效果进行评价，当流速为2.15m/s时，减阻率为46.66%，随着流速的上升，减阻率快速增加，当流速为6.45m/s 时，减阻率为70.58%，达到最大。
2011年8月第30卷第4期 大庆石油地质与开发Petroleum Geology and Oilfield Development in DaqingAug.,2011Vol.30No.4 收稿日期:2011⁃06⁃29 改回日期:2011⁃07⁃07 基金项目:中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目 物理化学渗流理论研究”(06⁃02c⁃01⁃02)资助㊂ 作者简介:萧汉敏,男,1969年生,在读博士,高级工程师,从事油田开发技术研究㊂ E⁃mail:xiaohm69@DOI :10.3969/J.ISSN.1000⁃3754.2011.04.029二元超低界面张力泡沫体系渗流特性萧汉敏1 毕艳昌1 孙灵辉2 郑晓东3(1.中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊 065007;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊 065007;3.大庆油田有限责任公司第七采油厂,黑龙江大庆 163517))摘要:为了充分认识和研究二元泡沫体系在多孔介质中的渗流机理,在石英砂填充的长20cm㊁内径2.0cm 的填砂管模型上,对一种新型的聚合物/表面活性剂二元泡沫体系的渗流特性进行了研究㊂结果表明,该泡沫复合体系在不同剪切条件下泡沫的均匀性和在岩心出口出现的时间变化不大,在流动状态下具有良好的稳定性和泡沫封堵能力;同时随着气液比的增加泡沫驱压差增加,但增加幅度不大;相同配方条件下,随着气液比的增加阻力系数和残余阻力系数增加㊂研究结果证实了该二元泡沫体系具有良好的注入能力和封堵能力㊂关键词:二元泡沫体系;渗流特性;阻力系数;残余阻力系数中图分类号:TE357.46 文献标识码:A 文章编号:1000⁃3754(2011)04⁃0123⁃04FILTRATIONAL CHARACTERISTICS OF THE BINARY FOAMSYSTEM WITH ULTRA⁃LOW INTERFACIAL TENSIONXIAO Hanmin 1,BI Yancang 1,SUN Linghui 2,ZHENG Xiaodong 3(1.CAS Research Institute of Porous Flow &Fluid Mechanics ,Langfang 065007,China ;ngfang Branch ofPetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development ,Langfang 065007,China ;3.No .7Oil Production Plant of Daqing Oilfield Company Ltd.,Daqing 163517,China )Abstract :In order to completely understand and study the flow mechanism of binary foam system in porous media ,the filtrational characteristics of a new⁃type polymer /surfactant binary foam system are figured out in quartz⁃sand filled tube model with 20cm length and 2.0cm diameter.The results show that the changes of both foam uniformity and its time coming out of the core are not obvious under the different shear conditions and moreover in the state of flowing ,the system possesses much better stability and foam shut⁃off capacity ;at the same time ,the pressure dif⁃ferential of the foam flooding increases with the rise of gas⁃liquid ratio ,but the degree is not great ;under the condi⁃tions of the same formulation ,drag coefficient and residual resistance coefficient rise with the increase of the aboveratio.The results confirm that the binary system has good capacities of both injection and close⁃off.Key words :binary foam system ;filtrational characteristic ;resistance /drag coefficient ;residual resistance coefficient随着大庆油田进入高含水期,剩余油有待于用注水开发技术以外的其他技术开采[1⁃5]㊂泡沫驱[6]为物理和化学共用的方法,通过填加起泡剂,使气体和蒸汽以泡沫流体的形式进行驱替,既可解决上述问题,又由于泡沫剂本身是表面活性剂,具有界面活性,可以降低油/水界面张力㊁增大毛管数,进而发挥更好的驱油效果[7⁃15],一次性地大幅度提高采收率㊂由于泡沫流体是化学与物理方法共存的新型驱替体系,可同时克服制约原油有效开采的多种矛盾,成为EOR技术的研究新方向㊂目前,在三元复合驱(聚合物㊁表面活性剂㊁碱)与气驱(天然气㊁氮气)基础上发展起来的泡沫复合驱室内实验已取得较好的效果,提高采收率可达30%㊂1999年在大庆油田北二区东部进行的现场试验[16⁃19]发现:随着注入时间的延长,碱在体系中存在副作用㊂碱的存在使地层出现结垢并堵塞;碱大幅度地降低聚合物的黏弹性,不利的流度比将导致黏性指进现象,大大地降低波及体积;同时碱会腐蚀设备㊂另有研究表明[20]复合泡沫体系中碱会对泡沫的生成产生不利影响㊂因此有必要研究无碱的表面活性剂/聚合物二元超低界面张力泡沫体系㊂1实验条件1.1模型模型采用石英砂填砂管,管长20cm㊁内径2.0cm,石英砂为140~160目,模型渗透率为1000×10-3μm2左右㊂1.2实验用水实验采用蒸馏水配制的大庆油田第六采油厂模拟水,离子组成见表1㊂1.3实验材料及条件聚合物:大庆炼化公司产部分水解聚丙烯酰胺,相对分子质量为1400万左右㊂表1 模拟注入水配方Table1Simulated injection water formula组分质量浓度/(mg㊃L-1)CaCl2MgCl26H2O Na2SO4Na2CO3NaHCO3NaCl KCl矿化度/ (mg㊃L-1)94402039727921425575184 表面活性剂:SFD(长碳链脂肪酸二乙醇酰胺㊁非离子表面活性剂)㊁P09(脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸单酯㊁阴离子表面活性剂)㊂实验用气:氮气㊂实验温度:45℃㊂1.4实验程序(1)将填好的模型抽空4h,饱和模拟水,测量孔隙度;(2)将饱和好模拟水的模型放置到恒温箱内,在45℃条件下,恒温12h;(3)模拟水水测渗透率;(4)用已配制好的泡沫复合体系进行泡沫流动实验(表2),直至压力平稳,然后水驱至压力平稳,记录液量及压力㊂2结果与讨论2.1二元泡沫复合体系稳定性从二元泡沫复合体系流动状态下的稳定性曲线(图1)可以看出,在装有一层㊁两层㊁三层㊁四层滤网模型出口出现泡沫的时间在0.98~ 1.03PV,而且出现的泡沫小而均匀,因此滤网剪切作用基本对泡沫体系性能影响不大㊂表2 泡沫驱实验方案Table2Experimental programs for the foam flooding 方案聚合物质量浓度/(mg㊃L-1)表面活性剂组成质量比总质量分数/%气液体积比一1500SFD0.321∶1二三四五1500SFD,P094∶10.401∶12∶13∶14∶1 说明:稳定性实验二元泡沫体系组成为质量浓度1500mg/L 的聚合物㊁质量分数0.32%的SFD㊁质量分数0.08%的P09,填砂管中分别放入一层滤网㊁两层滤网㊁三层滤网㊁四层滤网㊂2.2二元泡沫复合体系发泡性能及注入能力图2是二元泡沫复合体系加入P09前后体系发泡性能变化规律曲线㊂图中方案一为SFD/HPAM 体系,方案二为SFD+P09/HPAM体系㊂可以看出,方案一在注入复合体系时随着注入孔隙体积倍数的增加,压差增加,达到稳定时压差为0.22MPa;后续水驱时随着注入孔隙体积倍数的增加,压差降㊃421㊃ 大庆石油地质与开发 2011年低,最后稳定在0.085MPa㊂方案二在注入复合体系时随着注入孔隙体积倍数的增加,压差增加,达到稳定时压差为0.33MPa,高于方案一复合体系平衡压力,大约是方案一的1.5倍;后续水驱时随着注入孔隙体积倍数的增加,压差降低,最后稳定在0.150MPa,也高于方案一后续水驱平衡压力,大约是方案一的1.8倍㊂可以看出,聚合物+SFD 二元体系加入P09后所组成的泡沫体系具有更好的发泡特性㊂这主要是由于加入P09后,使得表面活性剂分子在泡沫液膜中更紧密地排列,增强泡沫液膜的强度㊂从而较SFD 更好地抑制液膜中液体的流失以及泡沫中气体的逸出,因此表现出更强的泡沫封堵能力㊂从注入气液比对发泡性能的影响曲线(图3)可以看出,在复合驱过程中随着注入孔隙体积倍数的增加,泡沫流动过程的压力不断上升㊂当压力上升一定程度后,随着注入孔隙体积倍数的增加,压力基本保持不变;但达到稳定值时,并不是气液比越大,压力升高幅度越大㊂从复合驱过程中注入气液比对发泡性能的影响曲线(图4)可以看出,气液比在1∶1变化到4∶1过程中,压力变化并不是很大㊂分析认为:主要是由于气液比太大,使得孔喉上游的气压变大,泡沫强度变小,容易破裂㊂同时由于起泡剂溶液供给量不充足,难以形成稳定的泡沫,甚至由于产生气窜现象,根本不能形成泡沫,因此,虽然气液比增大,复合泡沫驱压力较高,但由于气液比增加而引起的压力升高占一定比例,而由泡沫的流动阻力引起的压差由于泡沫强度减小而相对较低,导致压力变化不大㊂因此,以后动态评价气液比均选为1∶1㊂从不同配方下阻力系数与残余阻力系数的数据(表3)可以看出,在气液比均为1∶1时,加入P09前泡沫的阻力系数和残余阻力系数分别为㊃521㊃第30卷 第4期 萧汉敏 等:二元超低界面张力泡沫体系渗流特性58.6和23.0,加入P09后泡沫的阻力系数和残余阻力系数均增大,分别为89.2和40.5,分别提高了52.2%和76.0%㊂相同配方条件下,随着气液比的增加阻力系数和残余阻力系数增加,为89.2~ 116.2和40.5~67.6㊂表3 不同配方下阻力系数与残余阻力系数Table3Drag and residual resistance coefficients under the conditions of different formulations方案渗透率/(10-3μm2)孔隙度/%气液体积比阻力系数残余阻力系数一65843.01∶158.623.0二66944.31∶189.240.5三66043.82∶1102.748.6四65943.33∶1108.154.1五65543.54∶1116.267.63结 论(1)泡沫复合体系在不同剪切条件下泡沫的均匀性和在岩心出口出现的时间变化不大,在流动状态下具有良好的稳定性㊂(2)聚合物+SFD二元体系加入P09后所组成的起泡体系具有更好的泡沫封堵能力;同时随着气液比的增加泡沫驱压差增加,但增加幅度不大㊂(3)相同配方条件下,随着气液比的增加阻力系数和残余阻力系数增加㊂参考文献:[1]胡博仲.聚合物驱采油工程[M].北京:石油工业出版社, 1997:70⁃72.[2]程杰成."十五"期间大庆油田三次采油技术的进步与下步攻关方向[J].大庆石油地质与开发,2006,25(1): 18⁃22.[3]李本维,赵国忠.多维非均质砂岩油藏聚合物驱后剩余油分布规律[J].大庆石油地质与开发,2006,25(2):45⁃48. 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