疏水缔合聚合物溶液黏度的影响因素研究

研究了疏水缔合聚合物GRF-1加量、放置时间、溶液pH值、温度、盐加量、表面活性剂、过氧化物对聚合物水溶液黏度的影响。结果表明,随着GRF-1浓度的增大,水溶液黏度增加;并随着水溶液静置时间的延长,溶液黏度逐渐上升,静置4 h后的黏度基本稳定。在30℃下静置4 h,pH=7.50时的GRF-1水溶液的黏度最大。温度升高,溶液黏度逐渐降低。二价无机盐对溶液黏度的影响显著大于一价盐。阳离子、非离子和两性表面活性剂使水溶液黏度迅速降低,而阴离子表面活性剂可提高溶液黏度,阴离子表面活性剂加量为0.35%时的溶液黏度值最大,为310 mPa.s。过硫酸铵（APS）可显著降低水溶液黏度。剪切60 min时,聚合物溶液中加入0、0.01%APS后的黏度分别为50、10 mPa.s,降低80%。GRF-1水溶液具有明显的剪切变稀性,但剪切后的溶液黏度恢复率为94.7%。图7参10     

不同因素对W/O型乳化压裂液稳定性的影响研究

研究了乳液油水体积比、乳化剂种类及其加量、油相粘度、水相粘度、盐及其加量、温度，乳液pH值以及破乳剂等因素对油包水型乳化压裂液稳定性的影响，结果表明：油水体积比、乳化剂和温度是影响乳液稳定性的主要因素，油水相粘度、盐、pH值等对乳液稳定起辅助作用。最后筛选出最佳的乳化压裂液配方：油水体积比为9：91、乳化剂加量0．3％、盐加量3％、油溶性稠化剂加量0．15％、水溶性稠化剂为0．1％，该配方的压裂液在90℃、170s^-1下连续剪切60min，压裂液的粘度仍然大于200mPa·S。     

二烷基磷酸酯铝的合成

二烷基磷酸酯铝是制备油基压裂液的主要成分。研究了反应温度、时间、反应物加量及带水剂对合成产率及其稳定性的影响，得到合成二烷基磷酸酯铝的最佳反应条件是：在常压，120℃下，将100g二烷基磷酸酯、42g硫酸铝及25mL带水剂混合并反应5h，产率为95％，w(二烷基磷酸酯铝）＝97．7％。用IR表征了其结构。     

低黏度清洁压裂液黏弹性与悬砂能力的关系

为揭示清洁压裂液悬砂机理,研究了低黏度清洁压裂液的黏性和弹性对其悬砂性的影响。以十八烷基二羟乙基甲基溴化铵、异丙醇、邻羟基苯甲酸钠和水作为压裂液主剂,按4%主剂+2%KCl配制压裂液。分析了表面活性剂、盐和pH调节剂(Na2CO3)对压裂液黏度和沉砂速度的影响,研究了不同Na_2CO_3加量下压裂液沉砂速度与弹性模量G'和黏性模量G'的关系。研究结果表明:在室温下,当支撑剂一定时,在不同加量主剂、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺(CDEA)、KCl、NH_4Cl、CaCl_2和Na_2CO_3条件下的压裂液黏度和沉砂速度关系与Stoke’s静态沉砂规律相吻合。当十二烷基磺酸钠(SDS)加量≥6.25%或EDTA加量≤0.2%时,压裂液的黏度和悬砂性关系与Stoke’s沉砂规律相反;当压裂液pH值为10时,随着十二烷基苯磺酸钠(ABS)浓度增大,压裂液的黏度和沉砂速度关系完全与Stoke’s规律相背离。随Na2CO3加量增大,压裂液的黏度先增后降,沉砂速度先降后增、G'/G'先增后降。表面活性剂型压裂液的悬砂性能不仅与黏性有关,还与弹性相关,其中弹性对液体悬砂性贡献最大。     

水基压裂液重复使用技术的现状及发展趋势

随着压裂技术的不断进步和环境保护等相关法规的实施,低成本、可重复利用、绿色环保型压裂液技术必将成为今后压裂技术研究与应用的热点。文中分析了国内外水基压裂液重复使用技术研究与应用现状,按照压裂液增稠剂类型对现有技术进行分析归类,指出了目前技术存在的主要问题、开发难点和发展趋势。通过对现有技术现状的分析发现:目前重复使用的水基压裂液技术处在从返排液中"取水"制备压裂液的初级阶段,室内研究滞后于现场应用步伐,制约了新技术转化进程;新技术开发应兼顾返排液回收处理,避免相互脱节,影响新技术实际应用效果;新技术没有统一术语和评价标准,技术术语应用混乱,需制定统一行业标准,以便规范技术和推广应用。     

国内烃基无水压裂液技术研究与应用进展

压裂是油气增产的主要措施之一,常规水基压裂对环境和水资源带来前所未有的威胁,低伤害和环境友好型无水压裂液将成为今后压裂技术研究与应用的热点。介绍了烃基无水压裂液的组成、技术优势和存在的问题。通过文献调研发现,以二烷基磷酸酯及其盐作为胶凝剂、三价金属离子作交联剂、醋酸钠和碳酸钠作破胶剂制备的烃基无水压裂液技术,能满足130℃以内油气储层压裂施工需求,可解决页岩油气等非常规油气藏在压裂改造中遇到的水资源消耗大、返排废液难处理、储层伤害大等技术难题。烃基无水压裂液在实现油气田绿色高效开发过程中,具有广阔的技术优势和应用前景,但是,施工安全和价格仍然是制约无水压裂液规模化现场应用的最大障碍。      

油基冻胶压裂液在特殊油气藏的应用

主要介绍了油基冻胶压裂液在吐哈、华北等油田低渗、低压、水敏性油气藏开发中的应用情况。结果表明,同一区块使用不同类型的压裂液,油气的增产效果不同,其中油基压裂液增产效果最佳,这为提高该类油气藏的产量开辟了一条新的途径。     

油基冻胶压裂液高温稳定剂PW-1的研究与应用

本文着重讨论了ＰＷ－１对压裂液的最佳交联比、最佳ＰＨ值、成胶速度及抗温抗剪切性能的影响。研究表明：加０．０８％ＰＷ－１可使压裂液的使用温度从９０℃提高到１２０℃,并显著加快成胶速度。     

不同化学助剂对压裂助排剂水溶液表界面张力的影响

采用K100表面张力仪和旋转滴超低界面张力仪,在室温条件下,测试了异丙醇、OP-10、烷基多苷、氟碳表面活性剂和盐等助剂与压裂助排剂复配后溶液的表界面张力。结果表明:不同化学助剂对压裂助排剂溶液的表界面张力影响不同。在0.3%压裂助排剂水溶液中加化学助剂与不加比较,0.4%异丙醇对溶液的界面张力降低了近60%;0.5%OP-10对溶液的界面张力降低了55%;0.3%的烷基多苷对溶液界面张力降低了53%;0.005%氟碳对溶液的界面张力下降了76%;无机盐对溶液表面张力影响不大,对其界面张力影响却不大。由此可见:研究表面活性剂对助排剂溶液的表界面张力影响,对进一步优化助排剂配方和使用效果具有重要的现实意义。     

乍得砂岩油藏固体酸酸化解堵配方优化

乍得BR盆地M4区块M-4井区各井在钻完井过程中,油藏受到严重污染,导致该井区各井投产后单井产量远低于试油产量,甚至远低于相邻位置较差的M-1井区单井产量,部分井不能正常生产。对于砂岩油藏,酸化是解除钻完井地层污染、提高单井产量最常用的方法,但是由于乍得限制液体酸的进口,无法进行常规的液体酸酸化解堵作业。提出了固体酸解堵乍得油藏无机污染的思路,并结合室内试验对固体酸解堵体系配方进行了优选。