耐高温型聚合物压裂液体系研制与性能评价

随着油气开采的深入,对于高温、高压、高盐度等复杂地层的开发需求日益加剧。传统的压裂液在这类地层中表现出的稳定性和性能受到限制,因此以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和N,N-二甲基十八烷基烯丙基氯化铵(DOAC)为原料,通过自由基聚合反应制备出耐高温稠化剂(DPAM)。实验结果表明,DPAM具有良好的增稠、耐温、抗剪切、黏弹性等性能,适用于碳酸盐地层分流酸化。DPAM通过聚合物分子缔合作用和甜菜碱侧链与钙离子螯合作用形成三维网络结构实现增稠效果。DPAM溶液的储能模量G’始终高于耗能模量G";滤失系数k<1.0×10^-3m/min^1/2、滤失速率R<1.5×10⁴m/min、初始滤失量V₀<5.0×10^-2m³/m²;陶粒的沉降速率低于0.48 cm/min;当Na BO₃加量为0.1%(质量分数)时,在110 min时,压裂液的黏度降低至30 m Pa·...     

压裂液防膨剂的研制与应用

为了解决现有压裂液防膨剂用量大、配伍性差、不便于现场配液等问题,室内实验研究合成了防膨率高、配伍性好的有机阳离子型液体防膨剂,同时确定了中间产物的最优反应物配比、反应温度和反应时间,以及终产物的最优配方。经评价,防膨剂质量分数为0.3%时,减阻水压裂液的防膨率为70.5%,且不影响压裂液减阻率。中试生产的防膨剂产品与现场市售同类商品相比,防膨率提高17%~33%,在新疆、重庆等现场进行了多井段的压裂施工,表现出优良的配伍性和防膨性,能满足压裂液防膨和连续混配要求。     

耐高温VES清洁压裂液体系

耐高温VES清洁压裂液体系研制开发成功以来,在多家油田得到了应用.截止2008年12月,在胜利油田、华北气田、吐哈油田、长庆油田压裂或压裂防砂57井次,累计增油85000t以上,有效率97.3%.现场试验表明,该体系耐高温性能优良,携砂能力强,摩阻略低于HPG压裂液,具有良好的放置稳定性.     

高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用

针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题,室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂,研发了高密度压裂液体系。研究结果表明,该压裂液体系的密度1.20~1.55 g/cm3可调,160 ℃、170 s?1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用,与普通压裂液相比,施工排量提高了1.0~1.5 m3/min,砂比提高了5~16个百分点,井口压力降低了7~15 MPa,压裂效果较同区块邻井显著提高。     

国外高密度压裂液技术新进展

随着世界石油工业形势日趋严峻,各类高压、超深或致密的油气藏亟待改造。由于施工时井口压力较高,这些储层的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低,不能满足施工的需要,通过加重压裂液的方式降低井口施工压力,成功地解决了难题。使用溴化钠作加重剂的高密度压裂液适于149℃以下储层,羧甲基一羟丙基瓜尔胶体系可应用于149℃以上储层,根据不同储层特征适当调整压裂液性能,就能满足高压、深井致密油藏的压裂工艺要求。     

硝酸钠加重海水基压裂液性能评价

为满足海上油气田深井、超深井压裂需要,用NaNO_3加重海水与两性离子胍胶稠化剂、有机硼锆交联剂及其他添加剂配制压裂液,研究了NaNO_3加重海水基压裂液密度,溶胀性能,耐剪切性能,滤失性能,破胶性能,破胶液对岩心渗透率及对支撑剂导流能力的伤害。结果表明,35%NaNO_3加重海水与0.52%两性离子胍胶稠化剂及其他添加剂配制的压裂液密度为1.20 g/cm~3(20℃),NaNO_3海水溶液对两性离子胍胶稠化剂溶胀性能的影响大于海水,NaNO_3加重海水基压裂液耐剪切性能、降滤失性能等各项性能良好。在150℃、170 s~(-1)下连续剪切120min后的黏度为76 mPa·s;压裂液在80℃下的动态滤失系数为2.81×10~(-4)m/min~(0.5);在60℃和80℃下,压裂液在3数4 h完全破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s;压裂液对岩心基质渗透率损害率为23.3%;在82.7 MPa闭合压力下对支撑剂导流能力伤害率为41.89%;满足压裂施工要求。图4表3参15     

新型压裂液体系性能评价

针对瓜胶压裂液成本大幅增加的问题,开展了替代瓜胶的新型压裂液体系研究。通过对改性黄原胶及高分子聚合物压裂液体系的综合性能评价,初步形成了一套改性黄原胶滑溜水和一套聚合物压裂液室内配方。目前,改性黄原胶压裂液还存在耐高温耐剪切性能差、破胶液残渣含量高的问题,聚合物压裂液存在稠化剂加量高、延迟交联性能与耐高温性能难以达到平衡的问题。新型压裂液体系进一步改进后可现场选井进行试验。     

新型超高温压裂液体系研制与评价

目前中国常规的压裂液体系仅适用于温度在150℃以下的地层,迫切需要开发一种能应用于超高温（180℃以上）储层的新型低伤害压裂液体系。在室内对影响超高温压裂液性能的主要添加剂———稠化剂和交联剂进行了改性,考察了影响超高温改性瓜胶产品性能的主要因素,确定出了其合理的工艺条件,并通过严格控制反应条件,向有机硼中引入有机锆络合物,获得了交联剂BA1-21。以改性瓜胶和交联剂BA1-21为主剂成功研制出耐温在190℃以上的超高温压裂液体系。该交联体系与常规交联体系相比,具有更好的耐温抗剪切性能、破胶水化彻底,且对岩心渗透率的伤害程度较低。该技术对深层超高温储层压裂具有一定的指导意义。     

抗温155℃的胍胶压裂液体系研制及性能评价

胍胶及其衍生物是水力压裂液最常用的稠化剂,成本较低且对地层伤害较小,耐温性能较差。文章对胍胶进行醚化改性,制备了一种耐温性能较好的羧甲基羟丙基胍胶CMHPG-3;利用硼酸和无机锆合成了一种新型耐高温有机硼锆交联剂;通过优选胍胶压裂液中添加剂的种类和用量,研制了一种耐高温胍胶压裂液体系,并利用高温高压流变仪对此压裂液体系的综合性能进行了评价。结果表明,该压裂液体系具有较好的延迟交联性能,在胍胶用量仅为0.4%的条件下,此胍胶压裂液的最高抗温155℃;在130℃、170 s^-1下持续剪切60 min的剩余黏度高于80 mPa·s;黏弹性能测试表明该压裂液体系具有较好的携砂性能;压裂液破胶时间短,可在90℃、2 h内完全破胶,得到的破胶液黏度低于4 mPa·s,且残渣含量较低,对储层伤害较小,储层的平均渗透率损害率仅为19.33%,现场应用施工顺利,取得了良好的压裂施工效果。     

有机硼加重压裂液添加剂筛选与现场试验

玉门油田井具有超深、超高压、超高温"三超"等特点,致使压裂施工压力高,难度大。通过合成具有加重抑制性能的水溶性加重剂,并合理筛选与其配伍的防膨剂、助排剂、交联剂、起泡剂等,研制出有机硼加重压裂液体系,密度达1.33 g/cm3,加重压裂液体系配方为:0.5%羟丙基胍胶+0.8%防膨剂+1%氯化钾+0.5%助排剂+40%BH-SRW1+0.3%碳酸钠+清水,交联剂交联比=100:0.5。该体系性能稳定,达到了现场施工要求。     

耐高温压裂液增稠剂的制备及耐温构效关系

高温稳定性是疏水缔合聚合物压裂液最重要的性能之一。本试验用水溶液聚合制备了带有刚性侧基的疏水缔合聚丙烯酰胺（HACA）,并研究了其流变性和耐温性。研究发现,4％（w）HACA水溶液在150C、170s^-1条件下剪切2h,表观粘度为99mPa·s;与普通聚丙烯酰胺（PAM）溶液相比,两者稀溶液特性粘数相近,而HACA半稀溶液表观粘度更高,说明HACA在水溶液中发生了疏水缔合作用;相对于普通PAM以及只含单一疏水基团或者刚性基团的PAM来说,HACA体系有更强的增粘能力、更快的粘度回复速度以及更好的高温稳定性。本试验的研究成果对疏水缔合型聚合物压裂液体系的开发研究工作有一定的指导意义。     

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     

低摩阻高比重耐高温压裂液的制备与性能评价

针对塔里木盆地顺北区块储层埋藏深(8600 m)、温度高(180℃)及岩性致密的特点,用稠化剂GX-100、自制的有机锆交联剂WQ-60和加重剂KCl制得低摩阻高比重耐高温压裂液体系,评价了该体系的耐温抗剪切性、减阻性及破胶性能,并在塔里木盆地顺北区块进行了现场应用。结果表明,配方为0.5%GX-100+0.65%WQ-60+2.5%pH调节剂+20%KCl的压裂液可加重至密度1.1 g/cm3。压裂液耐温抗剪切性能良好,在180℃、170 s-1下剪切90 min的黏度大于50 m Pa·s,降阻率超过60%,且具有低残渣、破胶水化彻底等优点,满足现场压裂施工要求。     

压裂液快速增黏装置研制

随着水平井开发技术的发展,国内油田相继进行了大型压裂作业.在大流量压裂液配制过程中,如何使压裂液黏度快速增加到可用值,成为制约连续混配技术发展的瓶颈.通过搅拌器的设计、小型化试验和罐体的设计,研制出了压裂液快速增黏装置.在吉林油田现场配液,流量为8m3/min,压裂液出口黏度达到最高黏度的80％,满足了使用要求.为大流量连续混配工艺提供技术支持.     

耐温凝胶体系的研制及性能评价

为了满足稠油油藏调堵需求,以魔芋粉为主剂、乙酸铬为交联剂、木质素磺酸钠为延缓交联剂、亚硫酸钠为除氧剂、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为增强剂,制备了一种的配方为200 g蒸馏水+0.5%HPAM+0.6%魔芋粉+0.7%乙酸铬+0.4%木质素磺酸钠+0.25%亚硫酸钠的魔芋粉凝胶体系,并考察了该凝胶体系的耐温性、抗盐性、长期稳定性和封堵性能。研究结果表明:在剪切速率为10 s-1时,120℃时的魔芋粉凝胶体系的凝胶黏度为9744.77mPa·s,温度升至150℃时凝胶黏度仍保持在4352.36 mPa·s;当矿化度达到1.4 g/L时凝胶黏度高达10000 mPa·s左右;在85℃条件下持续加热10 d后,凝胶黏度由3023.5 mPa·s降为2350.7 mPa·s,说明该凝胶体系具有良好的耐温、抗盐、以及长期稳定性能。封堵实验结果显示:向渗透率为4.1763μm2的填砂管岩心中注入0.5 PV的魔芋粉凝胶体系,封堵率高达98.35%,突破压力高达5.860 MPa,说明该凝胶体系的封堵性能很好,有望应用于稠油油藏调堵作业。表6参9     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

耐盐耐高温三元聚合物压裂液稠化剂的制备与性能评价

为获得在超高矿化度及210℃高温条件下使用的压裂液稠化剂,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰吗啉(ACMO)为原料制备了三元聚合物稠化剂(APC-30),考察了APC-30的增黏性、耐温耐盐性和稳定性;研究了APC-30与有机锆交联剂BPA混合交联后形成的冻胶压裂液的耐温耐剪切性、黏弹性和破胶性能。结果表明,在单体质量比AM/AMPS/ACMO=70∶24∶6、复合引发剂K_2S_2O_7-NaHSO_3加量0.4%、抑制剂HCOONa加量1.2%的条件下制备的APC-30的增黏性、耐温耐盐性及稳定性均优于二元聚合物压裂液稠化剂AP-30。在矿化度450 g/L、温度200℃、剪切速率170 s~(-1)的条件下,APC-30的黏度保留率为35%。具有六元杂环结构的吗啉基团的引入可明显提高压裂液冻胶的耐温抗剪切能力。APC-30压裂液冻胶在210℃、170 s~(-1)下剪切2 h的黏度为175.8 mPa·s。APC-30压裂液冻胶具有高弹低黏的特性和优异的压裂悬砂能力,破胶液残渣含量低、易返排,可用于油田现场压裂施工。     

DG2井压裂液加重技术

DG2井压裂层段6 433.50~6 441.00 m,地层温度174.5 ℃,采用常规密度压裂液预计地面施工压力将达140 MPa以上,超过目前压裂设备、高压管汇和压裂井口最高140 MPa的额定工作压力极限。为了完成该井的压裂施工任务,从施工设备、高压管汇和井口均按140 MPa的承压能力进行配套,并通过室内试验优化,研究出了密度大于1.40 g/cm3的加重压裂液配方及现场配制工艺,使得该井压裂改造得以顺利实施,获得了超高地面施工压力压裂施工的宝贵经验。     

耐温230℃的新型超高温压裂液体系

目前使用的天然植物胶压裂液,耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题,通过大量的室内实验,筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂,形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明,这些添加剂协同作用下,形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系,该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能,并且显著降低了聚合物用量,可以实现完全破胶,对支撑剂导流层的伤害小。