无机硼耐高温缓交联压裂液研究

对耐温缓交联瓜胶压裂液体系进行了研究.选择羟丙基瓜胶作为水基冻胶压裂液的稠化剂,无机硼作为交联剂,KY-1作为延缓交联助剂,探讨了KY-1的延缓交联的机理;考察了原液中防膨剂、交联液中无机硼、KY-1、NaOH和交联比等因素对交联时间的影响,以及交联比、无机硼浓度、NaOH浓度对压裂液冻胶耐温性能的影响.针对不同地层温度设计了适用于地温(小于140℃)的耐温缓交联压裂液配方,采用 HAAKERS150流变仪对压裂液耐温耐剪切性能进行了测试,在170 s-1剪切速率下剪切60-120 min后,保留黏度大于80 mPa·s;采用毛细管法测得破胶液黏度小于5 mPa·s.     

一种速溶无残渣纤维素压裂液

早期纤维素压裂液存在配液难、耐温差、破胶不彻底、对地层伤害大等问题。本文介绍的速溶无残渣纤维素压裂液基液由0.4%羟乙基羧甲基纤维素FAG-500、0.2%增黏剂FAZ-1、0.5%调节剂FAJ-305组成。分析了该压裂液的抗盐性、耐温耐剪切性、携砂性、破胶性、动态滤失及伤害性。结果表明,在中等矿化度（242~2444 mg/L）条件下,基液黏度约为67.5 mPa·s,在pH 4.5~5.0下,在基液中加入交联剂FAC-201形成冻胶。在120℃、170 s^-1条件下,压裂液冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa·s,可满足低于130℃储层压裂需求。加入0.002%破胶剂过硫酸铵后,冻胶在100℃、170 s^-1条件下剪切1.5 h后的黏度约为200 mPa·s,破胶剂不影响施工时体系的流变性能。破胶后无残渣,破胶液表面张力为24.44 mN/m,界面张力3.20 mN/m。在90℃下,0.3% FAG-500压裂液冻胶的储能模量G′和耗能模量G″分别为7.2 Pa和1.6 Pa。砂比为40%的交联冻胶携砂液在90℃水浴加热6 h后,无沉砂现象,携砂性能良好。压裂液对岩心的渗透率损害率为24.75%。该纤维素压裂液具有速溶易配制、酸性交联、无需防膨剂等特点。在长庆油田两口致密油井和两口致密气井进行了现场应用,施工成功率大于95%,施工有效率100%。     

纳米陶粉对胍胶压裂液性能的影响

为提高胍胶压裂液耐温性能,适应深层等复杂特殊油气藏的开发,用纳米陶粉与胍胶制得纳米陶粉杂化胍胶压裂液,在压裂液中加入交联剂四硼酸钠得到压裂液冻胶,研究了纳米陶粉加量和交联比对压裂液冻胶表观黏度的影响,考察了压裂液冻胶的耐温性、黏弹性和力学性能。结果表明,纳米陶粉加量和交联比对压裂液冻胶表观黏度的影响较大。配方为0.3%胍胶、3000 mg/L纳米陶粉、交联比(四硼酸钠与压裂液基液的质量比)为0.2∶100的纳米陶粉杂化胍胶压裂液冻胶耐温抗剪切性能良好,在170 s~(-1)、90℃下剪切60 min后的黏度为150mPa·s,较空白胍胶压裂液黏度提高了60 mPa·s。纳米陶粉可均匀分散在胍胶压裂液中,有效增强压裂液的网络结构,增加压裂液的弹性和抗拉强度。与空白压裂液相比,纳米陶粉杂化胍胶压裂液的弹性模量增加45%,变形量为10 mm的拉力增加4 N,可以用于复杂油气藏的压裂开发。     

一种用于压裂液中非金属交联剂的研制

针对常规压裂液体系有机金属离子交联剂毒性较大且在碱性条件下不可避免的会对地层产生二次污染以及非金属离子交联剂形成的压裂液成胶速度慢且不抗剪切的问题,本文制备了由一种非金属离子交联体系形成的低毒性压裂液,通过对影响凝胶性能的主要因素进行分析得到了压裂液的最佳配方,并考察了压裂液的耐温抗剪切性能和破乳性能。实验结果表明:当稠化剂含量为0.075%、p H值调节剂0.015%、乙醇1%、促凝剂0.020%~0.025%、交联剂0.25%、氯化钾0~2%时,可制备出成胶时间短、耐温抗剪切性能和破胶性能优良的压裂液。该压裂液体系的成胶时间约为150 s左右,成胶后压裂液初始黏度为1529.0 m Pa·s,在100℃、170 s-1下剪切60、90、120 min后的黏度分别为259.9、197.4和166.8 m Pa·s;90℃下向压裂液中加入0.03%过硫酸钾破胶剂,3 h后完全破胶,破胶液清澈透明,黏度为1.07 m Pa·s。所研制的交联剂不含任何高价金属离子,减小了压裂液对地层的伤害。     

返排水配制压裂液用交联剂的研制及应用

为实现油气井压裂施工过程中压裂返排水的重复利用,用多羟基氨基酸,三乙醇胺,α-羟基羧酸作为有机配体合成了一种有机硼锆交联剂,该交联剂可在弱碱性环境下用于返排液配液。考察了该交联剂对返排水基压裂液耐温耐剪切性能的影响。当胍胶溶液质量分数为0.6%,该有机硼锆交联剂交联比为100:0.6时,基液p H值控制在8左右,交联形成的交联冻胶在剪切速率100 s-1条件下剪切2 h,最后黏度保持在80 m Pa·s以上,并且该有机硼锆交联剂交联的返排水基冻胶破胶彻底,对储层伤害小。该交联剂在苏格里气田进行了现场应用,取得良好的压裂效果。     

一种低浓度压裂液有机硼交联剂的合成与性能评价

针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题,以十水四硼酸钠为主原料,在NaOH的催化剂作用下,与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应,合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6,通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征,研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为:(0.3%～0.35%)HPG+0.2%杀菌剂FHS-18+0.2%助排剂F220+0.3%黏土稳定剂DS-208+0.1%交联促进剂+(0.02%～0.04%)p H调节剂,交联比为100∶(0.2～0.3),体系适用温度为60数150℃。通过调节体系的pH值,有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切90 min,压裂液的黏度保持在150 m Pa·s左右,具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10~(-4)m/min~(1/2),滤失量28 mL,能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力1 mN/m,破胶液黏度较低,对地层伤害率低,且具有低摩阻的特点,可达到易排液的使用要求。图9表3参17     

2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶的制备与性能评价

以十八烷基缩水甘油醚为疏水化改性剂、胍胶原粉为原料、氢氧化钠为催化剂、乙醇为溶剂,通过开环加成反应合成了胍胶衍生物增稠剂HOPG——2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶,模拟现场配方对采用该稠化剂配制的压裂液的挑挂性能、破胶性能与耐温抗剪切性能进行了评价。采用HOPG配制的压裂液溶解性能和挑挂性能良好;0.3%HOPG+0.3%交联剂JL-13+0.2%APS的压裂液破胶后的残渣含量明显低于用未改性胍胶配制压裂液的,冻胶于90℃下破胶1 h后的破胶液黏度仅为1.02 m Pa·s,破胶液残渣量仅为182 mg/L;该压裂液具有优良的耐温抗剪切性能,冻胶在80℃、剪切速率170 s-1条件下剪切70 min后的表观黏度为165 mPa·s,远大于行业标准(不低于50 m Pa·s)。     

羧甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系的制备及性能

为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为0.3%数0.6%CMHPG+0.6%数1.0%有机交联剂ZJ-1+0.6%交联调节剂TG-1+0.2%黏土稳定剂NW-1+0.3%高效增效剂G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为0.6%、交联剂ZJ-1加量为0.75%的压裂液体系在130℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶的黏度大于200 mPa·s,150℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶黏度大于100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为0.3%的酸性压裂液冻胶的G'/G"值大于4,结构黏度强,携砂性能好;在90℃、破胶剂加量0.05%的情况下可实现1.5 h内破胶,破胶液黏度小于3 mPa·s,破胶液残渣含量为157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为93%,表面张力23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约16%,对储层的伤害较小。该CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图3表7参10     

工业氯化钙加重胍胶压裂液体系研究与现场试验

为了解决现有加重压裂液体系成本高及加重密度低等问题,采用工业氯化钙作为加重剂,研发了一种低成本加重压裂液技术。在分析硼交联剂在氯化钙胍胶基液中交联受阻机理的基础上,制备了耐高浓度氯化钙溶液的交联剂,可在低pH值环境下使高浓度氯化钙溶液和胍胶基液形成交联冻胶。工业氯化钙加重胍胶压裂液具有加重密度高、基液黏度低和耐温耐剪切性能良好等特点,在温度140 ℃、剪切速率100 s–1条件下剪切2 h后,冻胶黏度大于100 mPa·s。现场试验表明,超深井采用氯化钙加重胍胶压裂液进行压裂施工,施工压力可降低10～15 MPa。研究表明,氯化钙加重胍胶压裂液性能可靠,能够降低超深高应力储层改造施工压力,提高压裂效果,具有现场推广应用价值。      

有机钛PC-500交联羟丙基瓜尔胶压裂液

用有机钛、胺基醇和乳酸合成了有机钛交联剂ＰＣ－５００,研究了羟丙基瓜尔胶／有机钛ＰＣ－５００水基冻胶压裂液的配方,得到了可耐温１００℃以上,抗剪切,低残渣,交联时间可调的压裂液。在配方研究中特别考察了冻胶稳定剂、ｐＨ调节剂的作用。     

超高温射孔弹高温高压条件下穿深性能试验研究

由于超高温射孔弹的地面测试的条件较实际工况条件存在较大差异,因此地面测试穿深性能并不能真实反映射孔弹在高温高压条件下的穿深水平。通过利用高温高压试验装置在不同温度压力条件下,开展89HNS型超高温射孔弹穿靶试验,研究了温度、压力、时间对超高温射孔弹穿深性能的影响。结果表明,温度升高对射孔弹穿深性能的影响较为有限,而压力升高会对穿深性能造成较大影响,在高温高压条件下射孔弹的穿深性能与地面测试存在巨大差异。     

不锈钢柔性石墨缠绕垫片的高温性能研究

在垫片高温性能试验装置上,进行了不锈钢柔性石墨缠绕垫片压缩回弹性能、蠕变性能和密封性能的试验研究,得到了表征垫片压缩回弹特性、蠕变性能和密封性能的曲线及拟合计算公式。试验研究结果表明,不锈钢柔性石墨缠绕垫片的压缩量随试验温度和垫片压紧应力的增大而增大,垫片回弹性能随温度增高而下降;垫片在压紧应力下,常温亦有蠕变,蠕变量随温度的升高而增大;垫片具有较好的密封性能,常温下的泄漏率大多为10-4数量级,温度低于500℃时为10-3数量级;泄漏率和垫片压紧应力成负指数关系,压紧应力越大,泄漏率越小;与温度成指数关系,随温度升高泄漏率增大。     

存储式井温测井在高温高压储层人工裂缝高度评价中的应用

通过压前、压后井温曲线对比,能够较准确计算水力压裂高度,为判断压裂效果提供依据。青海油田油气藏勘探开发从中低渗透砂岩储层向致密的变质灰岩基岩储层发展,水力压裂储层改造技术呈现出高温、高破裂压力的施工特点。为解决高压高温的井温测井,仪器优选高性能存储式井温仪,工艺采用高压防喷装置、电缆测井方式。通过现场2口井测试,检测了压裂裂缝高度,达到了纵向上认识压裂效果的目的,进一步验证了工艺的科学性和实用性,解决了高温高压压裂缝高评价的难题,完善了高温高压压裂效果评价手段。     

高温高压深井用液压封隔器研制及试验

塔河油田在钻探井和评价井时,机械封隔器和国产常规液压封隔器难以满足高温、高压井的生产和录取地层资料的要求.国外生产的高性能封隔器的订货周期长,价格昂贵.因此有必要研制一种高温、高压、深井用液压封隔器.通过理论计算和现场应用分析,发现影响封隔器的耐温、耐压性能的关键点是胶筒和活塞外筒.在常规套管液压封隔器（MCHR封隔器）的基础上,加厚外芯轴和活塞外筒并引进高性能胶筒后,设计的新型封隔器可耐温204℃、耐压差69 MPa.室内性能评价试验合格后,现场应用8口井,成功率100％,可在酸压作业和常规完井中推广应用.     

流体高温高压PVT测试仪的研制

为了测试流体在高温高压条件下的密度、体积随温度和压力的变化规律,研制出高温高压PVT测试仪。测试仪主要由加热系统、温度控制和显示系统、加压和压力指示系统以及测试系统等组成。介绍了测试仪的主要技术指标和用途,并给出了使用时的操作规程。使用这种测试仪对完井液在不同温度和压力下的密度做了一系列测试,结果表明,高温高压PVT测试仪设计结构紧凑,测试方便可靠,用途广泛,维修方便。这种仪器还可用于评价各种处理剂的热稳定性和缓蚀剂的缓蚀性能等。     

炼油装置腐蚀概况及对策

湛江东兴石油企业有限公司炼油装置最初是以炼制低硫低酸原油设计的，由于混炼部分含硫原油，装置逐惭出现了一些腐蚀问题，还出现了一些产品质量和环保等问题。通过调研，摸清了主要生产装置腐蚀状况。分析了各装置主要存在腐蚀形式、腐蚀部位以及腐蚀产生的原因，从腐蚀监测、工艺防腐蚀以及选材等方面提出了相应的对策，并对下一阶段防腐蚀管理工作提出了建议。     

天然气蒸汽转化管剩余寿命预测

采用物理检测、无损超声波探伤和高温持久性能试验，对某以天然气为原料、采用蒸汽转化生产合成气转化炉转化管的现状和剩余寿命进行了评估和预测，并根据评估结果对转化管的运行和维护提出了建议，为企业适时更换转化管提供了可靠的参考依据。     

ZY型耐温耐盐泡沫体系的研制及性能评价

针对中原油田中高渗高含水油藏,为解决普通起泡剂难以满足中原油田高温、高盐现场应用的难题,开发了耐盐250 g·L-1、耐二价阳离子质量浓度大于5 g·L-1的ZY型系列泡沫体系。该泡沫体系的半衰期大于70 min,体系起泡体积大于400 mL。通过室内驱替实验,研究了气液比、温度、压力和岩心渗透率对泡沫体系封堵能力的影响。在中原油田胡状集油田等10个井组开展了现场应用试验,试验结果表明：ZY-1型泡沫体系与油田注入水具有良好的配伍性,耐温耐盐性能优越,封堵气窜能力较强,试验区增油降水效果明显。     

高温高盐油藏微生物采油菌种的应用

对美国MI/NPC公司MEOR菌种在高压、高温、高盐油藏条件下微生物驱油的适应性进行了评估,并在胜利油田营6断块Y6-16井组开展微生物驱油先导试验。Y6-16井微生物强化水驱后,解除了岩石表面的死油垢质等堵塞,疏通了井底周围和油层中的孔隙通道,降低了表面张力,提高了注水波及面积和原油采收率。对应的Y6-27、6-24、6-25油井,见到了较好的增油效果,200d累计增油1019.8t,平均投入产出比为1:3.41。     

高温高压钻井液密度预测新模型的建立

建立了温度和压力对钻井液密度影响的数学模型。该预测模型更加全面,预测精度更高。利用该模型,建立了井眼中的常密度温度分布规律,以及钻井液静态液柱压力分布及当量静态钻井液密度随井深的变化规律,从而能准确地分析预测出钻井液密度在高温高压下的变化规律。