新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5000 m,储层温度高达180 ℃,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.在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方.室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180 ℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa·s以上.通过将剪切速率由170 s-1增加到1000 s-1、2000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能.同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用.     

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。      

缓速交联超高温合成聚合物压裂液稠化剂研究

针对水基压裂液体系中植物胶稠化剂及其衍生物存在残渣含量高、耐温差和易腐败变质等问题,基于水溶性高分子自由基合成理论,经室内高分子合成实验,研究了各种合成条件（引发剂浓度、聚合温度、反应pH值、聚合浓度、链转移剂含量、水解度）对稠化剂性能的影响规律。以丙烯酰胺(AM)、功能性单体（SP）、耐温单体（AMPS）作为共聚单体,采用控制变量法,通过合成条件优化,形成了一套性能优异的合成聚合物稠化剂基础配方,聚合浓度25%,单体配比（AMPS∶SP∶AM)30%∶25%∶45%,聚合温度20℃,引发剂浓度0.3%,聚合反应pH值为7,甲酸钠质量分数为0.2%,反应时间4 h。该稠化剂具备耐温、速溶、水不溶物含量低、增稠能力强,且与有机锆交联剂交联性能好,满足200℃地层的应用需要。     

超高温压裂液配方体系研究

川西地区部分油气储层埋藏深（7000m左右）、地层温度高（160℃以上）,要求压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能。通过优选对压裂液耐温耐剪切性能影响较大的添加剂,并完成相关评价,形成了可以满足160℃和180℃储层施工的超高温压裂液体系。该配方体系在160℃和180℃分别连续剪切120min之后,粘度仍然可以保持在100mPa·s以上,满足了超深井压裂改造的需要,填补了川西地区超高温压裂液的空白。     

超高温改性瓜胶压裂液性能研究与应用

针对目前压裂井越往深井发展地层温度越高这一问题,研究开发了一种由耐高温改性瓜胶、有机硼锆交联剂和温度稳定剂等形成了超高温压裂液体系,即0.55％超高温改性瓜胶+1％温度稳定剂BA1-26+0.5％助排剂BA1-5+0.5％黏土稳定剂BA1-13+0.02％杀菌剂BA2-3+2％KCl+0.6％交联剂.用AFM、SEM观察了压裂液交联前后的微观结构,并考察了压裂液的相关性能.实验结果表明,超高温压裂液具有良好的抗剪切能力,180℃、170 1/s下剪切2 h后,黏度仍保持在150 mPa·s以上;通过调节pH可使超高温压裂液的成冻时间控制在3～15 min之间,有利于深井施工;交联前压裂液的线形结构有利于提高降阻性能,交联后压裂液的三雏结构有利于携砂.破胶液外观清澈透明、黏度较低(＜6 mPa·8)、表面张力低(为28.6 mN/m),残渣率为10.6％.现场实施进一步证明研制的超高温压裂液能满足180℃地层的压裂要求.图4表2参12     

可回收聚合物压裂液体系及其性能研究

为建立压裂返排液的重复利用技术,以聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)、助排剂(氟碳表面活性剂)、黏土稳定剂(小分子阳离子聚合物)和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系,比较了用清水和破胶液(模拟现场返排液)配制的压裂液的各项性能。结果表明,部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速,可以满足现场连续混配施工;用清水配制的压裂液耐温(105℃)耐剪切性和剪切恢复性较好,常温下的黏度损失率为57%;压裂液弹性良好;同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%;压裂液在95℃下可彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量为11.7 mg/L,对岩心基质渗透率的损害率为10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用,破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当,可以满足现场压裂施工的需求。     

中高温低浓度合成聚合物压裂液性能研究

针对植物胶压裂液存在的问题,开发出中高温低浓度合成聚合物压裂液。压裂液组成为：0.35%~0.6%稠化剂SKY-C100A+0.5%~0.7%交联液+0.3%黏土稳定剂LYC-1+0.6%助排剂ZL-1+0.5%破乳剂KCB-1。SKY-C100A 为无水不溶物的阴离子型合成聚合物,通过改变交联调节剂SKY-Y100C加量,体系交联时间可在20~180 s可调。该体系形成的冻胶具有良好的耐温耐剪切性能。SKY-C100A加量为0.35%时,压裂液在80~100℃经170 s^-1（包括1000 s^-1下高速剪切2 min）剪切2 h后,黏度保持在77~220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.45%时,120℃剪切后的黏度约为220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.5%时,140℃剪切后的黏度约为83 mPa·s。压裂液冻胶在80℃,经历2 h的静态破胶后残渣含量约为30 mg/L。压裂液在80~120℃下的滤失系数为1.13×10-4~3.62×10-4 m/min^0.5,对岩心基质的伤害率为8.3%。与植物胶压裂液相比,该体系不需要其他的pH值调节剂及杀菌剂。     

新型聚合物压裂液管内携砂性能研究

采用大型压裂液管流测试装置,对新型聚合物压裂液在水平管及竖直管内的携砂性能进行了实验研究,并与常规胍胶压裂液进行了对比分析。 实验结果表明：在水平管中,聚合物携砂液的临界沉降及临界悬浮速度均随管径的增大而升高;砂比升高过程中,临界沉降及悬浮速度在低砂比阶段变化不大,在高砂比阶段显著升高。 在竖直管中,随着砂比的升高,聚合物携砂液的压力梯度逐渐增大且支撑剂在管底的沉积现象加剧,当砂比超过一定浓度后会发生管内砂堵现象。 在 ２ 种类型管道内,新型聚合物压裂液相对于常规胍胶压裂液均表现出良好的携砂性能。     

抗220 ℃高温两性离子聚合物降黏剂的制备与性能

针对当前高温高密度水基钻井液流变性调控难题,基于分子结构优化设计和单体优选,制备了新型抗高温两性离子聚合物降黏剂 HP-THIN。通过正交实验与单因素实验相结合的方法,对 HP-THIN 的制备条件进行了优化。采用红外光谱仪、乌氏黏度计和热重分析仪等分别对HP-THIN 的分子结构、热稳定性以及相对分子质量进行表征和测定,研究了HP-THIN 在220 ℃超高温条件下对淡水浆、盐水浆、含钙浆和高密度复合盐水浆等不同类型钻井液基浆的降黏性能。在室温下,测试了HP-THIN 对基浆黏土颗粒吸附能力、Zeta 电位和粒径的影响,并与国内外同类产品（Polythin 和xy-27）进行了对比。结果表明,合成降黏剂HP-THIN 的反应温度为60 ℃,反应时间为 3 h,引发剂用量和链转移剂用量均为反应单体总量的 1%,单体总质量分数为 30%;单体AM、AA、AMPS、 PTM物质的量比为1.9∶7.5∶2.1∶1。该聚合物的分子结构中含有设计官能团,其黏均相对分子质量约为 8211,且具有较好的热稳定性。220 ℃老化后,HP-THIN 在最优加量（0.3%）下对淡水基浆、盐水基浆、含钙基浆和高密度复合盐水基浆的降黏率分别达86%、72%、73%和51%,HP-THIN 对不同类型钻井液基浆的高温降黏效果均优于国内外同类产品,相对于xy-27 和Polythin,降黏剂HP-THIN 对基浆黏土吸附能力强、Zeta 电位绝对值大、黏土颗粒尺寸小,可以更好地消除黏土颗粒间网状结构,降低钻井液黏度,具有良好的应用前景。     

超高温270℃水基钻井液体系研究

松辽盆地即将实施的大陆科探井松科2井井底温度可达260℃以上。采用室内合成的抗高温聚合物降滤失剂HR-1,改性腐植酸HS-1为主处理剂,与优选的沥青类高温封堵剂、高温稳定剂海泡石进行配伍性试验,形成了抗温270℃钻井液体系,并进行性能评价。结果表明,该钻井液具有较好的流变性和较低的滤失量,较强的抗钙土和抑制岩屑粉污染能力。钻井液高温稳定性好,270℃/96 h连续老化后滤失量小于5.0 m L。     

聚合物压裂液性能的影响因素及研究方向

针对目前现在油田上压裂液的应用情况,讨论了压裂液的作用机理,同时阐述了稠化剂、交联剂、温度稳定剂以及pH调节剂的应用情况和它们对聚合物压裂液性能的影响,尤其是对耐温性和抗剪切性的影响。并在此基础之上提出了将疏水缔合物应用于聚合物压裂液的研究方向。     

耐高温阳离子聚合物压裂液的制备与性能研究

为获得具有良好耐温抗剪切性能的聚合物压裂液,设计并合成了含阳离子基团的丙烯酰胺共聚物PAAD及配套有机钛交联剂TC,以PAAD为稠化剂、TC为交联剂、多羟基化合物MH为交联促进剂,制备了阳离子聚合物压裂液。研究了PAAD、TC、MH、pH值对压裂液性能的影响。结果表明,PAAD具有较强的增黏能力,可作为压裂液稠化剂使用;TC可在酸性条件下与聚合物PAAD交联形成聚合物冻胶;MH在高温条件下能与PAAD稠化剂反应,促进聚合物交联网络的形成,提高压裂液黏度及耐温性能。该压裂液的性能与体系组成有关,随聚合物PAAD浓度的增加,压裂液冻胶黏度增大,但PAAD加量超过0.6%后冻胶黏度增幅减小。在PAAD浓度一定的条件下,TC和MH均存在对应冻胶高黏度的最佳浓度值。体系pH值对压裂液的性能影响较大,pH=3数4时压裂液成胶性能较好。组成为0.6%PAAD+1.0%TC+0.2%MH(pH=3数4)的压裂液经150℃、170 s~(-1)连续剪切90min后的黏度仍保持在90 m Pa·s左右,满足150℃高温油气井压裂施工需要。     

低摩阻超高温压裂液研究及应用

针对常规压裂液耐温能力不足、交联时间短、施工摩阻高等问题,通过研制强延缓交联剂、温度稳定剂,优选稠化剂、p H调节剂、黏土稳定剂,开发了一套低摩阻超高温压裂液体系,形成3个高温(160,180,195℃)配方,并进行了流变性能、降阻性能、破胶性能及伤害性能的分析评价。结果表明:该体系可在不同温度点下交联,交联时间可控,并具有良好的抗剪切能力,195℃,170 s-1下剪切95 min后,黏度仍保持在50 m Pa·s以上;破胶液残渣质量浓度为386 mg/L,对支撑剂充填层导流能力的伤害率为7.85%,滤液对岩心渗透率的损害率为19.20%,降阻率为55.34%,完全能满足超深高温储层大规模压裂的要求。此体系成功应用于塔河油田TKX井6 576.07~6 656.00 m井段,同等排量下的降阻效果明显优于常规压裂液。     

适用于连续混配的耐120 ℃高温聚合物压裂液

为了解决压裂用聚合物粉剂产品在连续混配施工时排量波动及泵吸困难的问题,选取3种现场用稠化剂(胍胶、LP-1和LP-2低分子聚合物)作为研究对象,研究了聚合物溶液幂律关系、黏弹性及维森伯格爬杆效应等流变性,揭示其内在作用机制,构建了满足抗高温(120 ℃)的清洁压裂液体系,并进行现场矿场应用。实验结果表明：从幂律关系及溶液黏弹性可知,LP-1为线性分子结构且相对分子质量较高,其弹性及稠度系数较大,溶液维森伯格爬杆效应明显,导致现场泵吸困难,混液不均匀,致使排量波动。基于低爬杆效应的微支化缔合型聚合物 LP-2,以“物理+化学”交联原理而构建满足工程应用的清洁压裂体系(配方为：0.3% LP-2+0.3% FA+0.25%GAF-5+0.3% FP-15+0.4% AP-5),该体系的基液黏度为 35.5 mPa·s,120 ℃、170 s^-1剪切1 h的黏度为110.3 mPa·s,具有用量少、耐高温(120 ℃)、低伤害(残渣含量 35.2 mg/L、对岩心伤害率为 8.46%)、易返排(破胶液表面张力26.89 mN/m、与煤油间的界面张力为 1.15 m N/...     

近十年国内超高温压裂液技术研究进展

随着深层超深层储层改造技术的发展,对超高温压裂液提出了迫切的需求。10年来我国开发的超高温压裂液按稠化剂类型主要分为三类:超高温羟丙基瓜尔胶压裂液和羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液、超高温改性瓜尔胶和聚丙烯酰胺混合基压裂液、超高温合成聚丙烯酰胺压裂液。本文介绍了近10年来这三类超高温压裂液技术在我国的研究应用和最新进展,指出了这些压裂液的缺点和局限性,提出了超高温压裂液技术的研究方向。     

耐超高温压裂液体系研究与现场试验

以往通过采用160℃液体的降温研究和技术优化,实现200℃超高温储层抗高温造长缝技术难题,但液体用量大、成本高。以丙烯酰胺类单体为主要原料,研制出一种新型耐高温三元聚合物稠化剂,并配套形成了耐200℃压裂液体系。冻胶体系无色透明、弹性好,可完全挑挂,在200℃、170 s-1条件下剪切2 h后黏度可达170 mPa·s,抗高温耐剪切性能好,具有较好的支撑剂悬浮能力和降滤失性能,破胶液黏度小,界面张力低,残渣含量仅为41 mg/L,具有低伤害特征,且降摩阻性能好。该压裂液在牛东101井获得了成功应用,在用液量仅为牛东1井50%的情况下,仍获得日产油63 m3/d、日产气10.2×104 m3/d的高产、稳产效果,使增产措施成本降低45.6%,为超高温储层改造提供了有效的压裂液体系。     

无聚合物压裂液

压裂后聚合物残渣残留在裂缝中,影响了压裂处理效果。一种新型的容易配制的表面活性剂基液无聚合物压裂液（Ｃｌｅａｒ－ＦＲＡＣＴＭ）是由长链脂肪酸衍生出来的季铵盐组成。在盐水中,季铵盐分子形成独特的类似于蚯蚓状或杆状的胶束。胶束与聚合物链结构大体相似。压裂液的粘度是由胶束的性质来决定的。由于胶束结构的改变,压裂液可破胶。当压裂液遇到碳氢化合物或地层水稀释时出现破胶。因此,不需要常规的破胶剂,开采出的油或气在该压裂液中起到破胶作用。该文中涉及到粘弹性表面活性剂基液的结构特征与化学物质和物理性质之间的关系。介绍该压裂液结构、流变性、滤失性能、导流能力以及现场实例。     

新型疏水缔合聚合物压裂液性能研究与现场应用

以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂工业品为研究对象,采用红外光谱法(IR)和核磁共振法(1 H NMR)表征了SRFG-1增稠剂分子结构;评价了SRFG压裂液体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能和破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFG压裂液在90℃和120℃条件下具有良好的流变性能;24h和48h内的沉降速率分别为1.2×10-4 mm/s和3.7×10-4 mm/s;在60℃,破胶剂加入量为0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度为4.87mPa·s,破胶液表面张力为27.28mN/m,破胶液残渣为46mg/L;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5m N/m,破胶液残渣为60.3mg/L。最后将SRFG压裂液成功应用于青海民和盆地红6井和红7井,最高砂比为25%。     

高分子聚合物稠化剂的制备及其压裂液应用性能研究

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）和二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为聚合单体,通过水溶液聚合法制备了高分子聚合物压裂液稠化剂FTW-1,与有机锆交联剂交联,考察了聚合反应温度、体系酸碱度、反应时间、单体浓度、引发剂加量等对高分子聚合物稠化剂FTW-1性能的影响,利用FTIR、TG等方法对高分子聚合物稠化剂FTW-1进行了表征。结果显示,高分子聚合物稠化剂最佳合成工艺为单体质量浓度为35%,pH值为7.8～8.0,引发剂加量为0.12%,反应温度为50 ℃,反应时间为4 h。红外及热重分析显示,该高分子聚合物稠化剂FTW-1分子结构符合预期设计,黏均分子量约为1.8×106,具有良好的热稳定性,可满足180 ℃施工需求。同时,也开展了压裂液性能,诸如溶解性能、增稠和交联性能、耐温耐剪切性能、抗微生物降解性能、破胶性能等的研究,结果表明压裂液各项性能均满足相关行业标准要求。      

一种聚合物压裂液稠化剂的性能研究及应用

以分子间的静电作用为理论基础,研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂,通过红外光谱谱图以及核磁共振谱图分析聚合物结构,利用扫描电镜观察加入电吸引诱导剂后聚合物溶液空间结构的变化,并对该聚合物压裂液稠化剂进行性能测试,发现该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构,增黏效果很好,并且在110℃、130℃、170 s-1下剪切1 h后黏度保持在40~55 m Pa s,在90℃条件下破胶时间为71.5 min,破胶后无残渣,岩心伤害率低,为12.07%。该压裂液表现出较强的黏弹性,携砂性能好,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,且在砂比为60%时,常温下1 h后悬砂状态良好。该聚合物压裂液稠化剂满足现场压裂施工的要求,加之合成原料易得、价格较低,其现场应用前景广泛,通过在苏里格气田苏20-23-X井盒8下段的现场压裂施工测试中可以看出,其施工效果显著。