速溶型低损害疏水缔合聚合物压裂液的研究与应用

常用的胍胶压裂液残渣含量高、对地层损害率大,而大部分粉状聚合物类稠化剂溶解时间较长,无法满足大型压裂连续混配对稠化剂溶解时间的要求。为解决上述问题,以速溶型疏水缔合聚合物GAF-TP为稠化剂、非离子型表面活性剂GAF-2为增效辅剂、GAF-16(季铵盐类)为黏土稳定剂配制了压裂液,优选了压裂液配方,对压裂液的耐温抗剪切能力、岩心损害等性能进行了评价,并在鄂尔多斯盆地某气井进行了现场应用。结果表明,GAF-TP溶解性和增黏能力好于胍胶,溶解时间短,室内常温下的溶解时间为60 s,现场(5℃)溶解时间为1~2min;配方为0.5%GAF-TP+0.3%GAF-2+0.3%GAF-16的压裂液耐温抗剪切性较好,对岩心基质渗透率的损害率和压裂液破胶液对支撑充填层渗透率的损害率均小于10%,对储层的损害小于胍胶压裂液;该压裂液现场施工顺利,压后无阻流量达11.85×10~4m~3/d,返排率达到80%,增产效果显著。     

丙烯酰胺类压裂液稠化剂的研究进展

人工合成聚丙烯酰胺和天然植物胶如瓜尔胶等常作为压裂液稠化剂,与瓜尔胶等天然植物胶相比,丙烯酰胺类人工合成稠化剂因其在性能、价格、清洁程度方面更具优势,而在油田压裂作业中广泛使用。对丙烯酰胺类压裂液稠化剂进行了调研,根据聚丙烯酰胺类压裂液稠化剂参与合成的反应单体数目进行了分类(1～5种),总结了丙烯酰胺类压裂液稠化剂的合成方法、合成条件,并对部分反应单体增效原因进行了解释,提出了在合成时缺少竞聚率测定、缺少对聚合物进行结构设计等问题,而这可能是影响其性能的关键。该研究可为合成丙烯酰胺类压裂液稠化剂时单体选择、合成方法提供参考。     

缓速交联超高温合成聚合物压裂液稠化剂研究

针对水基压裂液体系中植物胶稠化剂及其衍生物存在残渣含量高、耐温差和易腐败变质等问题,基于水溶性高分子自由基合成理论,经室内高分子合成实验,研究了各种合成条件（引发剂浓度、聚合温度、反应pH值、聚合浓度、链转移剂含量、水解度）对稠化剂性能的影响规律。以丙烯酰胺(AM)、功能性单体（SP）、耐温单体（AMPS）作为共聚单体,采用控制变量法,通过合成条件优化,形成了一套性能优异的合成聚合物稠化剂基础配方,聚合浓度25%,单体配比（AMPS∶SP∶AM)30%∶25%∶45%,聚合温度20℃,引发剂浓度0.3%,聚合反应pH值为7,甲酸钠质量分数为0.2%,反应时间4 h。该稠化剂具备耐温、速溶、水不溶物含量低、增稠能力强,且与有机锆交联剂交联性能好,满足200℃地层的应用需要。     

一种铝交联压裂液稠化剂的合成与评价

以丙烯酰胺(AM)、N-羟甲基丙烯酰胺(NMA)和疏水阳离子单体(CT1)为聚合单体,以K_2S_2O_8和Na_2SO_3为引发剂,通过水溶液聚合法合成了一种压裂液稠化剂CTMA。采用FTIR方法表征了稠化剂CTMA的结构,并评价了溶解性能、增稠性能、水不溶物量、残渣量、悬砂性能和耐温耐剪切性能。表征结果显示,AM,NMA,CT1发生了聚合反应,合成的稠化剂CTMA与目标产物结构一致。实验结果表明,聚合的最佳反应温度为33℃,引发剂用量为单体总质量的0.2%(w),单体配比为m(AM)∶m(NMA)∶m(CT1)=100∶0.1∶0.05;最佳交联比为V(AlCl_3)∶V(CTMA)=2%,且当pH=3时挑挂性能最好;CTMA压裂液具有良好的溶解性能和增稠性能、水不溶物量和残渣量均低、悬砂性能稳定、且具有良好的耐温耐剪切性能。     

压裂液添加剂对压裂液性能及效果的影响分析（I）——稠化剂和交联剂 …

压裂液稠化剂、交联剂、破胶剂、防乳化剂和降滤失剂等添加剂的性质决定了压裂液的性能,对压裂处理的效果影响较大。本文分析讨论了压裂液稠化剂和交联剂对压裂液性能及压裂效果的影响。     

速溶海水基压裂液在渤海油田的应用

针对渤海L油田的高孔、高渗、疏松砂岩储层特点,开发了一套速溶海水基压裂液,进行了速溶性、耐温耐剪切性、滤失性、破胶性能和岩心伤害性能评价。实验结果表明: SWF-SRG在海水中溶胀5 min溶解率达到92.3%,满足连续混配配液的要求;形成的速溶海水基压裂液在储层温度下剪切120 min后黏度大于50 mPa·s,满足现场压裂施工携砂的要求;该压裂液具有较高的造壁滤失系数、易破胶、储层伤害率低的优点,适合海上疏松砂岩压裂。速溶海水基压裂液连续混配压裂在L油田成功应用,最大配液速度达4.3 m3/min,最高砂比60%,最大加砂量51.1 m3,施工成功率100%,大幅提高了海上压裂施工效率。为海上大规模压裂提供了技术支撑。     

含纤维的超低浓度稠化剂压裂液的研究

川西地区所用压裂液稠化剂含有水不溶物,压裂液破胶不彻底,导致滞留地层的残渣较多,严重损害储层,降低了储层改造的效果。通过实验研究得出,纤维在压裂液中具有一定的辅助携砂作用,初步探讨了纤维的携砂机理,进而以川西地区中浅层常规压裂液为基础,配制出了稠化剂浓度为0.2%、纤维加量为0.7%的超低浓度稠化剂压裂液,该压裂液携砂性能好,残渣量较少,储层损害小,现场应用取得成功,川孝270井用该压裂液对储层改造后获得天然气产量为8000m3/d,增产效果显著。     

耐高温海水基压裂液稠化剂性能评价

为满足耐温180℃海水基压裂液的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、顺丁烯二酸单十二烷基酯钠盐、N-十六烷基丙烯酰胺为原料,以亚硫酸氢钠-过硫酸铵为引发剂,制得缔合型聚合物稠化剂SWF-T180,评价了SWF-T180的增黏、抗盐、溶胀、耐温性能及其配制海水基压裂液的性能。研究结果表明,稠化剂SWF-T180增黏效果显著,加量超过0.6%时溶液黏度快速增加;SWF-T180具有良好的抗盐抗钙镁能力和速溶性能,在海水中溶胀8 min后的溶液黏度达到最终黏度的84.3%,耐温达180℃;由1%SWF-T180和0.6%交联剂配制的海水基压裂液在180℃下剪切90 min的黏度为60数70 mPa·s,具有良好的剪切恢复性能,满足海上180℃储层压裂施工的要求。图9表1参18     

压裂液添加剂对压裂液性能及效果的影响分析(I)--稠化剂和交联剂的影响

压裂液稠化剂、交联剂、破胶剂、防乳化剂和降滤失剂等添加剂的性质决定了压裂液的性能,对压裂处理的效果影响较大.本文分析讨论了压裂液稠化剂和交联剂对压裂液性能及压裂效果的影响.     

耐高温海水基压裂液聚合物稠化剂流变性能

为明确聚合物稠化剂分子量、功能单体种类及含量等参数对海水基压裂液流变性能的影响,选用分别具有强电解质单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)或可抑制酰胺基水解单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的超高分子量聚合物,研究了聚合物溶液的流变性能。对具有超高分子量及不同AMPS含量的5种聚合物进行了聚合物交联冻胶耐温耐剪切性能研究。实验结果表明,具有超高分子量及较低AMPS含量的聚合物黏弹性更好,具有超高分子量及高AMPS含量的聚合物在高温下耐剪切性能更好,具有超高分子量及NVP基团的聚合物在海水中增稠能力更好,具有高AMPS含量的聚合物耐温耐剪切性能更好;具有超高分子量(分子量不低于2×10⁷)、适宜的水解度(20%～23%)、低AMPS含量(3%～8%(w))的聚合物,更适于作为耐高温海水基压裂液稠化剂。     

ys-1低温破胶助剂HPG压裂液体系的研究

室内研制出一种新型ys-1低温破胶助剂,研究了该低温破胶助剂对压裂液性能的影响。结果表明：在破胶助剂ys-1／APS破胶体系的作用下,能使有机硼作交联剂的HPG压裂液在低温（15℃～30℃）条件下彻底破胶水化,该破胶助剂稳定性好、应用简便、用量少且成本低廉．具有现场推广使用价值。     

一种聚合物压裂液稠化剂的性能研究及应用

以分子间的静电作用为理论基础,研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂,通过红外光谱谱图以及核磁共振谱图分析聚合物结构,利用扫描电镜观察加入电吸引诱导剂后聚合物溶液空间结构的变化,并对该聚合物压裂液稠化剂进行性能测试,发现该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构,增黏效果很好,并且在110℃、130℃、170 s-1下剪切1 h后黏度保持在40~55 m Pa s,在90℃条件下破胶时间为71.5 min,破胶后无残渣,岩心伤害率低,为12.07%。该压裂液表现出较强的黏弹性,携砂性能好,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,且在砂比为60%时,常温下1 h后悬砂状态良好。该聚合物压裂液稠化剂满足现场压裂施工的要求,加之合成原料易得、价格较低,其现场应用前景广泛,通过在苏里格气田苏20-23-X井盒8下段的现场压裂施工测试中可以看出,其施工效果显著。     

耐高温酸性清洁压裂液性能研究及适用性探讨

耐高温酸性清洁压裂液配方为：0.1%~5%乙酸、0.1%水杨酸、0.5%~1%阴离子型聚丙烯酰胺稠化剂、0.1%~0.2%季胺盐型阳离子双子表面活性剂和0.5%~3%黏土稳定剂(氯化钾、氯化铵),其余为自来水。研究了不同稠化剂加量下,酸性压裂液的流变性、稠化时间、携砂性以及破胶性等。酸性压裂液呈弱酸性,pH值为4～5。其耐温抗剪切性较好,120℃时的黏度为30~50 mPa·s,140℃时黏度稳定在20 mPa·s左右。压裂液稠化时间在60 s以内。稠化剂加量为1.0%时,压裂液成胶黏度可达140 mPa·s。其携砂能力强,稠化剂加量为0.8%的酸性压裂液单颗砂沉降速率仅0.023 mm/s,而0.8%胍胶压裂液的为0.169 mm/s。压裂液遇到一定量的油、气及地层水时会自动破胶,60~80℃的破胶时间在1 min内,加入过硫酸铵可加快破胶。该酸性压裂液适用于120℃以下的高含钙低渗透储层。     

新型低伤害压裂液的研究与应用

针对安棚油田特低孔特低渗、储层温度高、微裂缝发育等地质特征 ,通过室内实验 ,研制出具有耐高温、低伤害、延迟交联等特点的新型压裂液体系 ,并进行了 2 0多井次的现场试验。结果表明 ,该压裂液具有很好的适应性 ,完全可满足安棚油田特低孔特低渗储层压裂改造的要求     

长春岭超低温浅层弱稠油油藏压裂液的研究与应用

针对长春岭油田超低温浅层压裂增产改造中常伴有凝胶浓缩、裂缝滑移、碱敏水敏及冷流体伤害等现象,研制了"七步法"压裂液体系优选技术.室内实验和现场应用结果表明,与目前该区使用的单一压裂液配方相比较,优选的压裂液具有聚合物浓度低、低温破胶彻底、有效控制裂缝纵向滑移、对地层和裂缝导流能力损害低等优点,增产效果显著.     

合成水基压裂液增稠剂的研究现状及展望

综述了国内外无聚合物增稠剂体系、化学交联的聚合物增稠剂体系和物理交联的聚合物增稠剂体系三大类水基压裂液增稠剂体系的研究现状。对三大类压裂液增稠剂体系中水溶性分子提高有效黏度的机理进行了阐述和分析,总结对比了3种体系在实际应用中的性能和优缺点,最后对这3种水基压裂液的应用前景进行了展望。增稠能力强、水不溶物含量低、高温稳定性和剪切稳定性好、成本较低廉的压裂液增稠剂体系是未来的发展方向。     

浅层水平井超低温压裂液体系研究与应用

在大庆外围埋藏浅、储层温度低的朝98区块葡萄花储层水平井的压裂改造中,如何实现压裂液在30℃储层中压后破胶并快速返排,是确保施工成功和提高压后效果的关键。室内研制了由0.6%稠化剂SG、1%岩石稳定剂CYDF、0.3%高效助排剂JX-YL、0.2%三元破胶剂、3%硼砂交联剂组成的超低温压裂液体系。在30℃、170s-1下,压裂液冻胶剪切5 min后的黏度基本稳定,约为140 mPa.s,抗剪切性较好。该压裂液破胶快速、彻底,30℃破胶4 h后的黏度为3.5 mPa.s。JX-YL减小了压裂液的滤失,降低了储层伤害。加入JX-YL后,压裂液滤失量比未加JX-YL的减少17.2%。压裂液具有配制方便、破胶性能良好的特点。在8口超浅层水平井开展现场压裂试验,应用效果良好,满足低温井(浅井)油层水平井压裂改造的需要。图3表4参8     

低聚合物压裂液的研究与应用

阐述了适用于低压低渗储层改造的低聚合物压裂液体系的室内研究、评价及现场实施情况。研究开发的低聚物压裂液体系，具有残渣含量少、成本低、耐温性能好、破胶彻底等特点，可以满足压裂工艺设计的要求。     

中高温低浓度合成聚合物压裂液性能研究

针对植物胶压裂液存在的问题,开发出中高温低浓度合成聚合物压裂液。压裂液组成为：0.35%~0.6%稠化剂SKY-C100A+0.5%~0.7%交联液+0.3%黏土稳定剂LYC-1+0.6%助排剂ZL-1+0.5%破乳剂KCB-1。SKY-C100A 为无水不溶物的阴离子型合成聚合物,通过改变交联调节剂SKY-Y100C加量,体系交联时间可在20~180 s可调。该体系形成的冻胶具有良好的耐温耐剪切性能。SKY-C100A加量为0.35%时,压裂液在80~100℃经170 s^-1（包括1000 s^-1下高速剪切2 min）剪切2 h后,黏度保持在77~220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.45%时,120℃剪切后的黏度约为220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.5%时,140℃剪切后的黏度约为83 mPa·s。压裂液冻胶在80℃,经历2 h的静态破胶后残渣含量约为30 mg/L。压裂液在80~120℃下的滤失系数为1.13×10-4~3.62×10-4 m/min^0.5,对岩心基质的伤害率为8.3%。与植物胶压裂液相比,该体系不需要其他的pH值调节剂及杀菌剂。     

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为：聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。