增黏助排一体化聚合物分散液制备及性能评价

速溶耐盐聚合物是高矿化度地层水和返排水有效利用的关键产品，实现增黏助排一体化是稠化剂研发的主要方向。设计合成了一种弱疏水缔合聚合物，优化形成了增黏助排一体化分散液，并对压裂液的综合性能进行了评价研究。该聚合物分散液可满足194 557.93 mg/L的超高矿化水在线配制要求，在分散液用量0.1%～1.2%情况下可以实现黏度2～106 mPa·s可调；分散液用量大于0.4%以后压裂液破胶液表面张力小于27 mN/m;90℃下，剪切1h后增黏助排一体化压裂液黏度大于50 mPa·s;1.0%聚合物分散液在80℃下破胶2 h，破胶液黏度为4 mPa·s左右；在聚合物分散液用量为0.1%时，压裂液减阻率大于65%。该聚合物分散液可以满足超高矿化度地层水及返排液配液要求，可以实现在线变黏及助排一体化，大幅度降低压裂液成本，简化现场配液流程，具有广泛应用前景。     

页岩气井用乳液型超分子压裂液制备与应用

为满足页岩气高效化、清洁化生产的需求,采用反相乳液聚合制备乳液状疏水缔合聚合物ASNP,与自制增效剂SD-Z复配形成页岩用乳液型超分子压裂液SMF-1。该体系满足现配现用需求,无需额外添加剂,仅改变加量就能实现滑溜水、线性胶、胶液的自由切换。SMF-1滑溜水体系具有优异的降阻效果,0.08%加量下对清水和返排液的降阻率在70%左右,抗盐能力高达10000 mg/L。SMF-1胶液体系具有良好的耐温抗剪切性能,0.6%的SMF-1胶液在110℃、170 s-1下剪切120 min,黏度始终保持在120 mPa·s以上。SMF-1压裂液属于低黏高弹流体,具有良好的携砂性能,其破胶液黏度低于1.5 mPa·s,残渣含量仅为12.8 mg/L,对岩心伤害率低至11.8%。现场应用切换方便,性能稳定,加砂强度高于同井邻段和邻井同段。      

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%。     

一种高温耐剪切超分子缔合弱凝胶清洁压裂液体系

超分子聚合物化学是超分子化学与高分子化学相互交叉融合形成的新方向,因此基于前期对超分子压裂液的研究成果,采用对疏水单体增溶性能好的ASF-1两性离子表面活性剂,与自制的LCM长碳链阳离子不饱和成链单体、自制的HTM抗高温单体等进行胶束共聚合反应,合成了一种高温耐剪切的超分子聚合物稠化剂SPM-2。通过复配具有蠕虫状胶束的物理交联剂PCA-1,制备出一种超分子缔合弱凝胶压裂液（0.8% SPM-2+0.5% PCA-1）。该压裂液具有超分子“蜂巢”网格结构,表观黏度随物理交联剂加量增大而持续增加,达到了胶束与聚合物链的强物理交联效果。该压裂液在150℃、170 s-1、2 h下表观黏度保持在58 mPa·s左右,相比超分子聚合物溶液提高了30 mPa·s ;剪切速率从40 s-1增至1 000 s-1,再降到40 s-1后,压裂液黏度迅速降低并快速恢复,剪切回复性好;在0.01~10 Hz内进行频率扫描,压裂液弹性明显优于黏性;支撑剂沉降速率小于8×10-3 mm/s,悬砂能力相比稠化剂溶液提高了一个数量级;在90℃、2 h下破胶液黏度小于2 mPa·s,未检出残渣;岩心伤害率小于10%。室内实验结果表明,该压裂液可满足致密砂岩气藏高温储层压裂需求。      

超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液的制备及性能评价

针对常规聚合耐盐性能差的问题,设计合成了一种弱疏水缔合聚合物,优化形成了一体化耐盐驱油压裂液体系,并对压裂液的综合性能进行了评价。结果表明：该聚合物可满足28 000 mg/L的超高矿化水在线配制要求,在耐盐稠化剂用量0.1%～1.2%情况下可以实现黏度2～150 mPa·s可调;压裂液破胶液表面和界面张力可调,高矿化度下渗吸驱油效率10%以上;90℃下,剪切1 h后超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液黏度大于40 mPa·s; 20%砂比下,静置40 min,无明显沉砂现象,具有良好的静态携砂能力;在耐盐稠化剂为0.1%～0.5%情况下,不同黏度压裂液减阻率均大于60%以上。     

新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系

为构建新型低伤害复合清洁压裂液体系,在合成阳离子双子表面活性剂的基础上,通过复配非离子表面活性剂以及有机盐助剂,研制出一种新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价,结果表明120 ℃、170 s-1条件下剪切90 min后体系黏度仍可维持在90 mPa·s左右,具有良好的耐温抗剪切性能;体系在较低的黏度下仍具有较高的弹性,可以满足携砂要求;体系在室温下放置90 d后黏度几乎没有变化,具有良好的稳定性;使用煤油和地层水破胶20 min后的体系黏度均小于5.0 mPa·s,说明体系破胶迅速彻底;破胶液的界面张力分别为0.416 mN/m和0.605 mN/m,有利于压裂破胶液的返排;使用煤油和地层水破胶后的破胶液对天然岩心的伤害率分别为8.71%和12.02%,具有低伤害的特点。现场应用结果分析表明,使用新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系的CZ-22井压裂后的日产油量为未压裂邻井CZ-21井的4倍多,压裂增产效果显著。     

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     

一体化多功能抗盐稠化剂的研制与应用

为满足高矿化度水配液区块压裂作业对液体速溶性、耐盐性、降阻、耐温耐剪切和助排一体化的需求,以丙烯酰胺和丙烯酸钠为聚合物主体结构,添加抗盐单体,通过反相乳液聚合制备出一体化多功能抗盐稠化剂。通过将该稠化剂配制成压裂液并开展室内性能评价实验。结果表明,该稠化剂在50 000～60 000 mg/L矿化度水中30 s黏度释放率达到85%以上,配制的压裂液在模拟现场施工排量10 m³/min条件下降阻率大于75%,在90℃、170 s^-1条件下剪切90 min后黏度保持在30 mPa·s以上;在不添加助排剂情况下,压裂液彻底破胶后,表面张力最低24.65 mN/m,界面张力最低1.06 mN/m,残渣含量低于30 mg/L。在新疆油田MH区块某井采用稀释的盐湖水配液进行稠化剂的现场应用,施工过程中切换方便,无需额外添加助排剂,液体性能稳定,满足施工要求。     

新型阴/非离子复合表面活性剂清洁压裂液体系

针对阳离子型表面活性剂压裂液在地层中容易吸附和沉淀,从而造成地层二次伤害的问题,室内通过合成新型阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂,研制出了一种新型阴/非离子复合表面活性剂清洁压裂液体系。综合评价结果表明:该清洁压裂液体系的耐温抗剪切能力较好,在130℃,170 s~(-1)条件下剪切100 min后,黏度仍可以保持在50 m Pa·s以上;体系悬砂能力强,在90℃时单颗陶粒的沉降速度仅为0.28 mm/s,小于常规胍胶压裂液中的0.93 mm/s;压裂液遇到煤油或地层水时会自动破胶,破胶液具有黏度低、界面张力小以及残渣体积分数少的特点。破胶液对储层天然岩心的伤害率小于10%,具有低伤害特性,能够达到良好的储层保护效果。现场压裂施工过程顺利,BM-312井压后产油量远大于使用常规胍胶压裂液的邻井BM-313井,压裂增产效果良好。     

驱油型可回收清洁压裂液的研制与应用

针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题,制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系,研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 g/L,在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好,破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液与煤油的界面张力可达10-2数10-3m N/m。该压裂液在油田现场成功应用25井次,单井产量是相临井产量的6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液,末端返排液处理后用于驱油,可在水驱基础上平均提高采收率10.67%,大幅降低压裂液对环境的污染。     

耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

为满足海上高温低渗油田压裂施工的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和长链季铵盐阳离子单体为原料,制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2,并以此为主要处理剂,研制了一套适合海上高温低渗油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系。该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能,在160℃,170 s-1的剪切速率下实验120 min后,体系黏度仍能保持在100 mPa·s以上;压裂液基液具有良好的耐盐性能,使用105000 mg/L的模拟水配制的基液黏度较高。此外,该压裂液体系还具有较好的滤失性能、悬砂性能和破胶性能,并且破胶液对储层天然岩心基质渗透率的伤害率小于10%,具有较好的低伤害特性,能够满足海上油田压裂施工的要求。现场应用结果表明,海水基压裂液配制过程简单,性能稳定,X-11井压裂施工过程顺利,压后日产油量18.3 t,取得了良好的压裂施工效果。     

适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果 该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5～6 t/m,最高砂浓度480 kg/m³,变黏压裂液黏度3～30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论 该压裂液体系在可在2～100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%～60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。     

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。     

高温乳化压裂液的研制及性能评价

室内研制了一种配制W/O型乳化压裂液所需的乳化剂,并讨论了乳化剂加量、油水比、搅拌强度对乳状液稳定性的影响,得到了不同温度(90℃、120℃和130℃)条件下油包水乳化压裂液配方,并对乳化压裂液配方进行耐温耐剪切性能、流变参数、滤失性能及地层伤害性进行了工程评价。实验证明该配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,针对南堡油田东一段储层岩心,与水基压裂液相比,可降低压裂液对地层的伤害率达20%以上。在130℃条件下,170 s-1的剪切速率下,剪切120min后,表观黏度为88mPa·s,可满足中、高温深井、水敏性储层压裂改造。     

自转向酸酸化体系的室内研究及现场应用

长庆三叠系油藏非均质性强,微裂缝发育,常规酸化时酸液易进入高渗带或微裂缝,进一步扩大出水通道,酸化后含水大幅度上升。针对这一问题,研制出一种新型黏弹性表面活性剂SUA-3—Gemini季铵盐自转向酸液体系,由于SUA-3分子结构中含有两个烷基和两个季铵盐,所以用其配置的胶束流体具有良好的黏弹性。该体系在60℃时与碳酸钙反应过程中黏度能迅速达到460 mPa.s,待体系pH值升高到6时,遇油黏度迅速降低至78 mPa.s,在地层中能够形成自转向,达到均匀布酸,自动破胶的目的。在现场进行了初步的应用,增产效果显著。     

快速水合瓜胶压裂液的研究与应用

为满足水平井体积压裂技术中连续混配作业要求,并缓解常规羟丙基瓜胶原料供给压力,开展快速水合瓜胶压裂液体系的研究。探索对瓜胶原粉进行细度分级和表面处理,使其能够快速分散水合,替代常规羟丙基瓜胶,为水平井体积压裂的压裂液体系提供一种新的路径。本文优选配套杀菌剂,压裂液基液72 h稳定性提高70%;制备配套交联剂,有效降低稠化剂浓度,解决基液黏度高、冻胶交联速度快、残渣含量高等问题,改善混砂状态、施工摩阻和储层伤害。研究结果表明,快速水合瓜胶压裂液的3 min溶胀率大于90%,72 h基液黏度保持率在85%以上,交联时间30～180 s,在120℃、170 s-1剪切1 h后的黏度达200 mPa · s,破胶后残渣含量小于400 mg · L-1,可适用于30～120℃储层的压裂作业。已在新疆油田开展5口水平井连续混配现场试验,施工及生产效果良好。      

一种新型清洁压裂液体系的研究及应用

利用分子间的静电作用以及疏水基团的缔合作用,研制出一种新型清洁压裂液,从耐高温性、抗剪切性、黏弹性、流变参数、滤失性、破胶性、抗盐性以及对地层伤害性等方面对该压裂液体系进行评价,发现该新型压裂液分别在130℃和160℃、170s-1下剪切1h后,黏度仍保持在40mPa·s以上,残渣量为0,岩心伤害率为21.72%,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,滤失系数C3=7.622×10-4 m/min~(1/2),且压裂液性质不受水中盐浓度的影响。此外,与传统胍胶压裂液进行对比发现,该新型压裂液在抗高温性与抗剪切性方面与胍胶压裂液相差甚微,而在伤害性、破胶性等方面则远远优于胍胶压裂液。该压裂液在高速剪切下黏度下降,剪切速率降低时,黏度随之恢复,这一特点可大大降低施工摩阻。该新型压裂液具有的上述特点,使之可望取代胍胶压裂液,成为可满足油田压裂施工的压裂液体系。在G34-0X井盒8段的压裂施工中应用效果显著,可满足现场施工需求。     

耐高温低伤害VES-HT01压裂液的性能

用具有超分子结构的阴离子型表面活性剂VES-HT01与6% KCl复配,得到新型耐高温低伤害的阴离子VES压裂液。压裂液性能评价结果表明,在100 s^-1剪切速率下,随温度升高,压裂液黏度先增加后降低,在100℃左右达到最高值180 mPa·s,150oC时的黏度为55 mPa·s。在140℃、170 s^-1下剪切60 min,黏度基本保持不变。黏弹性较好。25℃、100℃下陶粒在压裂液中的沉降速率分别为5、33 mm/min,悬砂性较好。在50℃、100℃下分别加入2%、1%柴油静置120 min后,压裂液黏度为3 mPa·s,无残渣,破胶液表面张力为23.5 mN/m。抗菌性良好。成本与常规瓜尔胶压裂液相当。     

微胶囊包裹化学生热压裂液体系及其工艺技术研究

在低温浅层油气井及高含蜡、高凝油油井的压裂中,由于低温下常规破胶剂活性太低而使破胶困难,同时也由于注入流体的“冷伤害”而使得压裂增产效果较差。为了避免这些问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂作业。通过实验选定了NaNO₂-NH₄Cl生热体系,利用相分离法对该体系的催化剂-草酸进行微胶囊包裹。当NH₄Cl-NaNO₂草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。当体系中NH₄Cl和NaNO₂浓度为2.0mol/L时,草酸微胶囊质量分数为0.93%,过硫酸铵质量分数为0.08%时,在170s^-1剪切速度下连续剪切2h后,压裂液粘度能保持在300 mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液粘度为3.12 mPa·s。