苏里格气田压裂液体系的改进与完善

针对苏里格气田地质特点，本文着重阐述了温度稳定剂TA-1作用原理，实验结果表明．TA-1浓度为0．1％时，压裂液最高可承受116．3℃高温，完全满足苏里格区块对压裂液耐温性能的要求；100℃下，压裂液粘度保持100mPa．s以上的时间延长了30分钟左右，显著提高了压裂液的携砂性能。结合对储层粘土矿物的分析。筛选并评价了粘土稳定剂的长效性，粘土稳定剂COP-1与KCl复合使压裂液对储层伤害最小，最后对胶囊破胶剂（LZEN）与常规破胶剂（APS）复配破胶剂进行了破胶性能评价，并对二种破胶剂整合的比例进行了优化．破胶性能完全满足压裂要求。     

缝内破胶压裂液的研究及应用

在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液（缝内破胶压裂液）和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1／8～1／6,岩芯渗透率伤害率降低了30％～40％。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10％左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1～2倍。     

自破胶中低温清洁压裂液制备及性能评价

为获得可用于中低温储层的阳离子清洁压裂液,以二元阳离子黏弹性表面活性剂VES-LT为主剂、水杨酸钠为胶束促进剂、氯化钾为黏土稳定剂,制备了VES-LT清洁压裂液。对该清洁压裂液的黏温特性、悬砂性能、破胶性能以及对支撑剂填层渗透率的影响进行了评价。结果表明,增加VES-LT的加量可以提高压裂液的黏度;VES-LT清洁压裂液体系抗温可达110℃,温度对压裂液黏度的影响小于交联胍胶压裂液。砂比为20%时,VES-LT清洁压裂液的静态悬砂能力好于黏度相近的常规胍胶压裂液。该清洁压裂液体系无需加入破胶剂,遇油或水自动破胶,破胶液黏度为2.4 mPa·s。VES-LT清洁压裂液对支撑剂填层渗透率的损害小于常规胍胶压裂液体系,可用于中低温低渗透非常规油气储层改造。     

超高温有机硼交联剂的研究与应用

针对目前国内常规有机硼交联剂耐温性低的缺点,采用向有机硼交联剂中引入高价金属的方法,研制出耐温性能达到180℃的超高温有机硼交联剂DG-ZCY-15,通过考察高价金属加量及碱加量对压裂液耐温性能及交联时间的影响,得到了耐温性能达到180℃且具有良好的延迟交联性的压裂液配方:0.57%羟丙基瓜尔胶+0.45%DG-ZCY-15+0.3%DG-10温度稳定剂+0.3%碱+0.03%P-33型破胶剂+其它,综合评价了该压裂液体系的性能,并介绍了该压裂液体系在大港油田的应用情况。实验结果表明,180℃、170 s-1条件下剪切120 min后压裂液的黏度仍在50 mPa.s以上,能满足超高温、超深储层的加砂压裂施工要求。破胶液的黏度仅为1.45mPa.s,破胶液的表面张力仅27.8 mN/m,对3口井岩心的伤害率均在20%以下。该压裂液在大港油田进行了50余井次的现场试验,最高井温达189℃,施工成功率100%,均取得了良好的压裂效果。     

压裂液延迟交联与快速破胶技术

针对压裂液伤害地层的问题，通过对压裂液延迟交联与快速破胶技术的研究试验，研制出了时间延迟交联剂和温度延迟交联剂．确定了压裂液在不同温度和不同时间内破胶时需要破胶剂的用量。结果表明．压裂液交联的最佳时间是压裂液刚进入地层的那一刻。为减少压裂液对地层的伤害，破胶剂加量应根据施工时问与裂缝中压裂液温度情况，使压裂液的破胶时间与施工时间相一致，既能保证压裂液的造缝与携砂能力，又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排。现场应用表明，压裂液具有摩阻低、抗剪切性能好、造缝与携砂能力强。对地层伤害小的优点．满足了现场施工的需要，提高了油井(特别是深井)压裂施工的成功率。在华北冀中对井深3400～3800m的油井压裂施工9口，平均砂比为29．3％，成功率为100％。     

新型改性羟丙基瓜胶及其在超高温压裂液中的应用

为提高稠化剂的抗温性,以羟丙基瓜胶、2-吡咯烷酮和（2-氯乙基）三甲基氯化铵为原料,合成了新型改性羟丙基瓜胶稠化剂。采用TGA进行了抗温性能评价,研究了稠化剂的交联条件以及压裂液的耐温耐剪切性能、破胶性能、残渣含量和岩心伤害评价等。结果表明,羟丙基瓜胶通过引入刚性基团改性后,热降解温度提高到了220℃,在0.6%的加量下增黏效果好。压裂液体系优选配方为:0.6%改性羟丙基瓜胶+0.5%高温防膨剂BZGCY-C-FP+0.5%高温助排剂BZGCYC-ZP+0.1%温度稳定剂BZGCY-Y-WD+0.2%碳酸钠+清水+有机硼锆交联剂BH-GWJL （交联比为100:0.4）,在200℃、170 s-1下剪切120 min后黏度保持在60 mPa·s以上,提高了稳定性。现场应用效果表明,该体系能够满足高温井施工要求。      

高温酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用

奈曼油田交联冻胶压裂液体系存在破胶不彻底、残渣量大、地层伤害严重等问题.因此,对高温生物酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用可行性、适用性,以及破胶效果进行了室内评价.结果表明,在100～120℃下,添加酶保护剂后,生物酶单独作用或生物酶与少量APS复配作用,奈曼压裂液体系均可在2h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 rnPa·s,残渣量降至380mg/L.矿场试验表明,复配使用高温生物酶和APS复破胶的2口井压裂液返排率均达50％以上,与同期采用APS作为破胶剂的4口井相比高出10％～15％,施工产能效果良好,压裂施工后产量增加27％～36％.     

无固相弱凝胶钻井液延时破胶剂的制备及性能评价

介绍了采用包囊材料HSN和普通破胶剂HCC制备缓释性破胶剂HYP的方法。评价了其缓释性能和对PRD钻井液的破胶效果。结果表明,当HYP用量为4．5％时,在100℃条件下经过5d破胶,PRD钻井液破胶率达80．2％,可满足储层温度在90℃以上完井破胶的要求。延迟破胶储层保护效果评价结果表明,渗透率恢复值达92％以上,具有较好的储层保护效果。     

新型阴离子表活剂压裂液性能评价及现场应用

阴离子表活剂压裂液是新型清洁压裂液,为了深入了解其特性,更好地指导现场施工作业,室内进行了多项实验研究.结果证明,压裂液黏度可调性强,可实现分批配制后混合或即配即用;在100℃条件下,压裂液黏度保持在72 mPa·s以上,悬砂性能满足现场施工要求;压裂液遇到原油破胶,随着原油含量增加,交联液体破胶程度增大,破胶受温度影响较大,温度越高破胶越彻底,破胶后无残渣,对储层伤害小.现场试验证明,该类压裂液摩阻低,沿程损耗小,控缝高,破胶彻底,返排效果好,开发效果显著.     

火山岩深气层压裂液体系研究与应用

大庆徐家围子断陷深层火山岩储气层,最高温度超过170℃,最大厚度超过120 m,压裂施工中单层加砂量超过100 m3,使用现有压裂设备施工时间为2.5~3.0小时,要求水基压裂液具有优异的各项性能。为此研发了适用于120~170℃不同温度的压裂液,基本配方如下:HPG 0.55%~0.65%,表面活性剂ZP-1 0.10%~0.15%,有机钛有机硼高温交联剂0.25%~0.30%,过硫酸盐破胶剂0.002%~0.003%,其他组分有粘土稳定剂、冻胶稳定剂、温度稳定剂、交联控制剂、降滤失剂等。介绍了150℃配方压裂液的性能:150℃、170 s-1剪切4.0小时粘度>80 mPa.s;初滤失量3.13×10-4m3/m2,滤失系数4.59×10-4m/min1/2;破胶液粘度5.6 mPa.s,表面张力30.96 mN/m,界面张力(与煤油)1.83 mN/m;通过交联控制,现场沿程摩阻降低了30%。2002年以来使用该体系压裂液在大庆12口深气井共24层进行压裂,最大加砂量为100 m3,均获得成功;在吉林2口深勘探气井压裂也获得成功。图1参3。     

抗240℃超高温水基钻井液室内研究

针对中国大陆科学钻探松科2井深部高温层段钻井作业需要,通过研制出高温稳定剂MG-H2,引入抗高温抗盐的凹凸棒土,优选抗高温降滤失剂,设计出一套以钠膨润土和凹凸棒土为黏土相的低固相抗240℃超高温的水基钻井液配方。MG-H2是采用反相乳液聚合方式研制出的一种油包水型高温稳定剂,其具有球状高分子柔性搭接、增强悬浮稳定性作用和半刚性微粒黏度特性,能实现对钻井液黏度、润滑、滤失性能的综合控制。优选出的3种降滤失剂及其加量配比为3%Lockseal+1%硅氟降滤失剂+1.5%Soltex。综合性能评价结果表明,该抗高温钻井液经过240℃高温老化后性能稳定,具有良好的流变性能和滤失造壁性能,抑制和润滑性能满足钻井需要,能抗10%膨润土、5%Na Cl和1%Ca Cl2的污染。为松科2井下阶段抗260℃超高温钻井液的研制奠定了良好基础。     

抗高温无固相弱凝胶钻井液体系研究

抗高温无固相弱凝胶钻井液配方为:海水+0.5%NaOH+0.5%Na2CO3+1%VIS-H+0.5%抗高温稳定剂SPD+3%KCl+1%聚胺UHIB+3%聚合醇JLX-C+3%降滤失剂RS-1+5%酸溶性储层保护剂JQWY,甲酸钠加重至钻井液密度为1.2 g/cm3。性能评价结果表明,钻井液高温稳定性良好;160℃热滚16 h后的低剪切速率黏度为34095 mPa.s(0.3 r/min),悬浮性优异;90℃黏附系数为0.083,滚动回收率为90.28%,防膨率为90.59%,润滑性和抑制性较好。储层保护剂JQWY可大大减小钻井液对储层的损害,中压滤失量降至2.6 mL。裸眼完井时,通过破胶剂JPC-LV易清除滤饼,岩心渗透率恢复值为97.8%,满足了高温水平井油气层开发的需要。图1表4参7     

高温高盐油藏泡沫驱稳泡剂抗盐性评价

泡沫在三次采油中的研究已有30多年的历史,并被应用于现场,取得了一定的成效。针对高温高矿化度油藏的特征,在80℃下,分别在不同类型及其浓度的盐溶液中,对几种稳泡剂的抗盐性进行了评价,筛选出了抗盐性能最佳的稳泡剂HXYP。0．2%稳泡剂HXYP+0．2%起泡剂HXY-1泡沫体系在80℃下抗NaCl、CaCl_2以及NaCl和CaCl_2混合盐的浓度分别达到16×10~4mg/L、4×10~3mg/L、14×10~4mg/L。     

用做工业循环水的低温水处理实验

利用高硬度的地下低温水做工业循环冷却水，通过实验筛选出以LSH-407G做水质稳定剂(水稳剂)。中试结果表明，在循环水浓缩倍数为3．8～4．2，pH为7．5～8．5的条件下，该水稳剂的阻垢缓蚀性能最佳。     

HPAM弱凝胶用稳定剂RL-1的研制

通过两步法合成了HPAM用稳定剂RL-1,运用正交实验找出最佳合成反应温度、第一阶段反应时间、第二阶段反应加碱时间和持续反应时间分别为65℃、15min、15min、10min。将稳定剂RL-1加入HPAM溶液以及实验室自制的延缓交联剂L-2和其它添加剂,形成弱凝胶体系。对这一体系的耐温抗盐性能进行分析。实验表明,在稳定剂RL-1的用量为4％的情况下,该种体系能够耐温100℃、抗盐250000mg／L(其中Ca^2 ：4000mg／L)。     

耐温长效黏土稳定剂CNW-1的研究

以丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵为原料,采用氧化还原引发体系,在低温条件下通过水溶液聚合合成了新型聚季铵型阳离子黏土稳定剂CNW-1。室内评价了CNW-1的性能并对其作用机理进行了深入的研究,结果表明：CNW-1与酸液及地层水配伍性好,防膨性能好,膨胀仪法和离心法测得1%的CNW-1溶液防膨率均大于90%,具有耐冲刷、抗温和长效的优点。在胜利纯梁油田现场应用19井次的结果表明,CNW-1作为稳定剂处理油水井,有效率为100%,有效期超过200 d,取得了良好的增产增注效果。     

油井水泥浆高温悬浮稳定剂的开发及性能研究

针对油井水泥浆高温沉降失稳问题,引入疏水单体N-十四烷基丙烯酰胺,制备了一种高温悬浮稳定剂,并测试了稳定剂的热增黏性能,分析了热增黏机理。综合评价了高温悬浮稳定剂对油井水泥浆沉降稳定性、流变性能、稠化性能和水泥石抗压强度的影响。结果表明,高温悬浮稳定剂通过分子间疏水缔合作用增加高温水泥浆的黏度;稳定剂的适用温度为60~150℃,最佳加量为0.15%;控制水泥石的密度差在0.025 g/cm3以内,具有非常良好的防沉降性能;稳定剂保证水泥浆的稠度系数变化很小,在4.441~5.760 Pa·sn范围内,保证水泥浆浆体稠度稳定;稳定剂对水泥石强度影响较小,水泥石强度满足固井施工要求。      

两种稳定剂在PVC给水管材中的应用研究

通过比较钙锌稳定剂A和有机锡稳定剂B的稳定效果,确定了两种稳定剂在管材配方中各自的加入量。对分别由两种稳定剂制得的管材进行性能测试,发现使用钙锌稳定剂A的管材冲击性能差,达不到标准要求。以Brabendar塑化曲线为指导,通过对配方及工艺的调整,钙锌稳定剂A制得的管材能够达到标准要求。比较两种稳定剂应用于PVC管材成本,钙锌稳定剂A制得的管材成本较低。     

一种油井水泥石高温稳定剂

针对普通加砂水泥石经受高温后抗压强度衰退的问题,研发出一种油井水泥石高温稳定剂,该稳定剂对水泥浆的稠化时间、水泥石常温强度发育、流变性无副作用,与油井水泥外加剂配伍性良好,形成的水泥石高温下（320℃、450℃）抗压强度不衰退,优于加砂水泥石及超细二氧化硅水泥石。同时加入高温稳定剂的水泥浆还具有很好的胶结强度,约是加砂水泥石环的4倍,超细二氧化硅水泥石环的3.5倍。该高温稳定剂在蒙古林油田现场应用2口井,整个施工过程顺利,固井质量较好,一二界面胶结质量良好,具有良好的应用前景。