疏水缔合物在压裂液中的应用

疏水缔合型压裂液作为一类新型低伤害压裂液体系,由于其独特的流变性能应用在压裂改造中。讨论了稠化剂、盐对基液表观粘度的影响。随着盐浓度的增加,基液表观粘度降低;120℃缔合基压裂液在该温度下,170S-1的剪切速率下连续剪切2h后,表观粘度为43mPa.s;150℃缔合基压裂液在该温度下,170S-1的剪切速率下连续剪切100min后,表观粘度为40 mPa.s;该配方具有较好的耐温耐剪切特性。通过粘弹性测试得出该结构流体在整个扫描过程中储能模量高于损耗模量,表现出以弹性行为为主。少量破胶剂即可使压裂液在4h后完全破胶,且破胶液粘度小于5mPa.s。破胶液的固相含量为零,残渣含量极低,与常规瓜胶压裂液相比,降低了液体对地层的伤害。     

粘弹性表面活性剂压裂液VES-70工艺性能研究

粘弹性表面活性剂VES 70压裂液由复配表面活性剂VES 70和粘土稳定剂组成 ,其中VES 70为C16、C18烷基三甲基季铵盐与有机酸、异丙醇等的复配物。实验考察了VES 70胶束凝胶压裂液的应用性能。在 30℃下 ,VES 70溶液的表观粘度 (170s-1)随VES 70体积分数的增加而增大并趋于恒定值 :2 %溶液为 5 7mPa·s,4 %溶液为 175mPa·s,5 %溶液为 180mPa·s;4 %VES 70溶液的表现粘度随 pH值增大而增大 ,pH =1时不增粘 ,pH为 2～7时迅速增粘 ,pH为 9～ 11时增粘减慢。在 6 5℃、170s-1进行的 90min耐温剪切测试中 ,4 %VES 70溶液粘度降至 6 0mPa·s左右并保持稳定 ,这是VES压裂液的一个特点。在振荡频率为 6 .2 4rad/s时 ,随温度升高 (2 5～70℃ ) ,4 %VES 70压裂液的G′减少 ,G″增大 ,在 5 3℃时由G′ >G″变为G″ >G′ ,但G′值均 >2 .0Pa。 4 %VES 70压裂液以不同体积比与吉林原油混合 ,在 6 5℃破胶时间为 31.2～ 14 .1min ,破胶液粘度 5 .6～ 6 .1mPa·s ;与柴油等体积混合 ,6 5℃破胶时间 13.6min ,破胶液粘度 2 .7mPa·s ,表面张力 2 9.6mN/m ,界面张力 0 .33mN/m。在 6 5℃、3.5MPa下 4 %VES压裂液在低渗 (0 .0 80 7× 10 -3 μm2 )储层岩心中动态滤失系数为 7.5 2× 10 -4m/min0 .5,初滤失量为 2 .11× 10 -4     

非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液的研制

基于黄原胶(XG)和魔芋胶(KG)在水溶液中形成嵌合结构体的原理,研制了非化学交联型XG/KG冻胶压裂液,给出了压裂液配方。XG/KG压裂液的表观粘度与XG、KG用量及其配比有关,用量为0.62% 0.22%~0.46% 0.42%时超过200 mPa.s,用量0.51% 0.36%时最高,为330 mPa.s。对于0.50%XG/0.35%KG压裂液,其表观粘度随温度升高而减小,50~80℃时在50 mPa.s上下;pH值在7.0~4.2时维持高表观粘度,pH值<4.2时表观粘度下降,pH值=1.0时仍>210 mPa.s;盐度(KCl浓度)增大时表观粘度增大,盐度为30 g/L时接近400 mPa.s;30℃和80℃下的滤失性能、常温下陶粒的沉降速率均符合常规压裂要求;加入0.1%过硫酸铵和0.2%盐酸后,100~130℃下8小时破胶液粘度为5.4~2.5 mPa.s。该体系压裂液可用于碱敏、天然裂缝发育储层的压裂。图3表5参4。     

低分子量合成聚合物压裂液研究

研发了以低分子量合成聚合物PY-1为稠化剂的交联冻胶压裂液。PY-1含有酰胺基团,增稠能力强,0.35%水溶液的黏度为27 mPa.s。以可生成多核羟桥络离子的两性金属盐NT-2为交联剂。实验压裂液的基液为0.35%PY-1+0.3%助交联剂+0.3%防膨剂+0.5%助排剂,交联液为1.5%NT-2+0.15%交联协调剂,聚交比100∶8。该压裂液在80℃、170 s-1剪切90分钟仍保持黏度~100 mPa.s;在70℃1、70 s-1剪切30和60分钟时,n′和K′值变化不很大;70℃滤失系数为8.35×10-4m/min1/2;70℃破胶后实测残渣含量仅22.7 mg/L;加入0.06%APS后,70℃、1小时破胶液黏度2.65 mPa.s;当地温为60~70℃时,APS的加量为0.06%~0.15%;破胶液表面张力25.14 mN/m,界面张力2.54 mN/m;破胶液对于标准黏土的防膨率为68.3%。简介了用PY-1压裂液在长庆低渗油田井深2000 m、地温70℃的2口新井实施压裂的良好结果。图1表4参3。     

延长油田压裂液用有机硼交联剂的研究木

以硼酸为原料,在NaOH催化作用下与乙二醇和三乙醇胺进行络合反应制备了压裂液用有机硼交联剂。研究了反应时间、反应温度、硼酸和乙二醇用量对有机硼交联剂延迟交联时间和所形成压裂液冻胶耐温性的影响,以及催化剂用量对交联剂稳定性的影响。确定了最佳反应条件:反应时间4 h,温度120℃,三乙醇胺53.4%,硼酸21.4%,乙二醇17.2%,NaOH加量1.7%。室内评价了压裂液的配伍性及其性能,结果表明:各助剂的配伍性良好,在70℃、75℃和170 s-1下剪切60 min的压裂液黏度分别为105、115 mPa.s,耐剪切性能良好。压裂液在120 min内可破胶,破胶150 min的黏度小于5 mPa.s,破胶后的残渣含量为5.18%;破胶液的表界面张力较低,分别为25.42 mN/m和1.16 mN/m。压裂液在70℃时的滤失系数为4.57×10-4m/min1/2,对储层的伤害较小,适用于低渗透油田。在延长油田7口井使用该压裂液,施工顺利,返排效果良好。图2表8参3     

磺化苯乙烯-水解马来酸酐共聚物降粘剂SSHMA的研制

报道了用作水基钻井液降粘剂的磺化苯乙烯-水解马来酸酐共聚物SSHMA的合成方法。以甲苯、二甲苯混合物为溶剂,苯乙烯、马来酸酐摩尔比1.0~1.2∶1.0,引发剂BPO用量0.7%~1.2%,溶液共聚温度95℃,时间3小时,得到苯乙烯-马来酸酐共聚物,其重均分子量在3000~5500范围,化学结构由红外光谱证实。在NaOH存在下,该共聚物与三氧化硫按摩尔比1.0∶1.0~1.2在50℃进行磺化、水解反应1小时,生成降粘剂SSHMA。该剂具有良好的耐温抗盐性:加入0.2%SSHMA使淡水钻井液的表观粘度由75 mPa.s降至30mPa.s以下,加入0.3%SSHMA使淡水钻井液在230℃老化16小时后的表观粘度由64mPa.s降至28mPa.s以下,加入0.4%SSHMA使15%盐水钻井液230℃老化16小时后的表观粘度由35mPa.s降至18mPa.s以下。图5参4。     

压裂液用高温延缓交联剂CL-9的研制

所报道的压裂液用有机硼交联剂CL-9,由硼酸盐、多羟基醛、LB-2多元醇及碱反应制得,外观均一,长时间存放不析出固体物,适用温度90~145℃,使用量0.40%~0.50%。报道了含2.0%KCl、0.08%~0.15%NaOH、0.10%破乳助排剂的CL-9(0.45%)/HPG(0.50%)压裂液的性能。交联时间随pH升高(7~14)而延长,随温度升高(20~70℃)而缩短,pH=14时常温交联时间为5.2 min,60℃时为1 min。高温下(110~130℃)在170 1/s剪切10 min后压裂液黏度基本上保持稳定,高温下(100~130℃)经500 1/s剪切10 min后,170 1/s黏度均大于210mPa.s,其保持率随温度升高而下降,100℃下为82.3%,130℃下为66.0%。压裂液滤失性能良好,滤失系数和初滤失量在90℃为5.35×10-4m/min1/2和0,120℃下为7.32×10-4m/min1/2和1.21×10-4cm3/cm2。该压裂液已在中原油田7口井压裂中使用,施工成功率100%,油井压裂后增产效果较好。图4表2参3。     

丁基苯乙烯疏水改性阳离子型丙烯酰胺共聚物的合成

 用自由基胶束聚合法合成了具有良好增粘能力的丙烯酰胺(AM)/丁基苯乙烯(BST)/二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)疏水缔合水溶性共聚物PBAD，考察了反应条件对共聚产物表观粘度的影响。适宜的聚合反应条件为：DMDAAC、BST和引发剂加量相对于单体总量的摩尔分数分别为10%、1.0%和0.14%，总单体和表面活性剂CTAB在水溶液中的质量分数分别为20%和3.0%，反应温度50℃，pH=6~7，反应时间12 h。采用以上反应条件得到PBAD的临界缔合质量浓度1 g/ l和2 g/l的水溶液表观粘度分别为18 mPa.s和 69 mPa.s。采用UV、FT-IR、 1H NMR和DSC手段表征了共聚物的分子结构。DSC结果表明，疏水链段以微嵌段结构的形式分布于PBAD分子中。这种微嵌段结构有利于聚合物分子间的疏水缔合。     

压裂液用阳离子聚合物稠化剂的合成

针对压裂液稠化剂所存在的杂质含量较高、储层伤害较大、耐温抗盐性较差、耐剪切性不足等问题,以丙烯酰胺(AM)和二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)为单体,采用水溶液聚合法制备了压裂液用阳离子聚合物稠化剂,考察了反应条件对产物相对值分子量和阳离子度的影响。实验结果表明,优化合成条件为：单体总质量分数为40%,n(AM)∶n(DMDAAC)=3∶1,反应温度45℃,引发剂用量(与单体质量比)0.05%,pH值为7;在聚合物加量为0.8%时,基液黏度为80.1 mPa·s,交联后体系黏度可达335 mPa·s。     

精细化学品工业

TE34200612319缓速酸用缓蚀剂的研究〔刊〕/罗兆,李克华(长江大学化学与环境工程学院)∥精细石油化工进展.-2006,7(3).-7~9缓速酸用缓蚀剂由乌洛托品、咪唑林季水溶液中,表观粘度为21.0mPa.s及25.6mPa.s,表面张力为56.4mN/m及48.4mN/m;在70℃时粘度保持率69%,在剪切速率1/50s-1时,粘度降低60%。图6表1参12(沈鸿君摘)TE357200612321无机凝胶调剖剂的性能评价与应用〔刊〕/黄愤,崔洁…(胜利油田有限公司东辛采油厂)∥精细石油化工进展.-2006,7(3).-4~6,9研究了无机凝胶体系形成的影响因素及浓度、温度对成胶时间的影响,考察了体系成胶前的…     

印尼油砂油热转化改质降黏研究

采用高压釜作为减黏反应器对印尼油砂油进行减黏改质处理,考察反应温度为380~440℃、反应时间为5~60min条件下的减黏率、结焦率和反应深度。结果表明,在反应温度为420℃、反应时间为30min的条件下,结焦率为0.91%,产品油50℃动力黏度为395mPa·s,减黏率为99.62%。     

一种新型温控变黏酸体系的研究

根据地层温度随深度升高而升高的特点,以聚合物与表面活性剂Biggs三阶段模型为理论基础,由BCG-5稠化剂、HB-2缓蚀剂、NC-1活性剂构成了一种变黏酸体系,该体系低温低黏度,随温度升高表观黏度增大。对比了不同稠化剂浓度的增黏能力,测试了活性剂含量对体系温控变黏性能的影响,优选了缓蚀剂的型号与含量。结果表明,室温下该体系的表观黏度为29 mPa×s,在90℃下加热20 min后表观黏度逐步上升到250 mPa×s,100℃下仍具有变黏能力,缓蚀率可达到90.1%,与岩屑反应后表观黏度下降至5 mPa×s,表面张力为20 mN/m,有利于提高施工的供液能力、降低摩阻、深部酸化及酸压。      

劣质重油浅度热裂化中试研究

中国石化洛阳工程有限公司（LPEC）开发了一种将浅度热裂化反应和深度热裂化反应有机结合加工劣质重油的新技术（ADCP）。该技术可显著改善延迟焦化装置的进料性质、延长加热炉的运行周期、提高液体产品的产率。为了给工业生产装置提供基础设计数据,LPEC在自建的中试评价装置上,考察了浅度热裂化反应条件对生成重油的黏度以及甲苯不溶物含量的影响。结果表明,提高反应温度或延长冷油停留时间,浅度热裂化后的重油轻质化明显,黏度显著降低。当基准冷油停留时间为“t”时,反应温度由(T-30)℃提高到(T+30)℃,减黏率由1880%提高到8925%;在基准反应温度为“T”时,冷油停留时间由(t-20)min延长到(t+20)min,减黏率由4006%提高到7286%;但过高的减黏率会加剧甲苯不溶物的生成,不利于工业装置的长周期安全运行,因此应选择适宜的操作条件,将减黏率控制在一定范围之内。     

满足管输要求的加拿大油砂沥青改质新方法

加拿大油砂沥青减压渣油的梯级分离实验结果表明,在获得较大脱沥青油收率的前提下可使重脱沥青油(重脱油)的黏度降低近70%。重脱油在反应温度410℃、反应时间25 min条件下进行减黏处理,100℃动力黏度从4 187 mPa·s降低到1 366 mPa·s,黏度降低67%以上,减黏油的安定性为1级。将直馏煤、柴油、VGO(减压蜡油)及减黏油与少量的稀释剂进行调合,8℃(冬季)和15℃(夏季)时仅需分别加入14%和6%的稀释剂,调合油即可满足加拿大原油管输要求,稀释剂用量减少50%以上。     

钻井液增粘提切剂YF-01的研制

以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为单体,根据自由基聚合反应原理,合成出增粘提切剂YF-01。考察了单体质量比、反应温度、引发剂用量、单体含量、反应时间等对其表观粘度和静切力的影响。结果表明,在单体质量比（AM：AMPS：DMDAAC）7：4：1,单体禽量40％,引发剂用量0．15％,反应温度45℃,反应时间75rain最佳条件下,合成的增粘提切剂YF-01产品使泥浆表观粘度由56mPa·s提高到211mPa·s,初切力由4．078Pa提高到12．365Pa,终切力由4．699Pa提高到13．897Pa。     

菜籽油制备生物柴油适宜工艺条件及粘度与产率关系的探讨

探讨了菜籽油和甲醇在KOH催化下通过酯交换反应制备生物柴油的工艺条件,得出最佳工艺条件为:醇油摩尔比为6∶1,催化剂KOH质量分数为1.0%,反应温度50℃～60℃,反应时间30min左右。并考察了产物粘度与产率之间的关系,结果表明,产率越高,粘度越低,通过测定产物的粘度及其与产率的对应关系可方便地得到产率的数值。     

高酸价工业废植物油制备生物柴油

以工业废植物油为原料,通过甲酯化反应制备了生物柴油,并使用中心组合设计法优化了操作条件。结究表明,在醇油摩尔比5.5～7.0,ω(NaOH)=1.0%,反应时间65 min,反应温度60℃条件下,产物收率可达83.4%,所制备的生物柴油硫含量低、凝点低,可作为优质柴油的调和组分。     

长链烷基萘合成工艺研究

以二氧化硅负载磷钨杂多酸为催化剂,以长链α-烯烃为烷基化试剂和萘发生烷基化反应,考察不同烯烃、不同反应条件对产品收率和产品质量的影响,结果表明,采用1-十六烯作为烷基化试剂,在催化剂加入量为4%、反应温度130℃、烯烃与萘摩尔比为1.35、反应时间50min的条件下,产品收率为88.2%,DSC（O2）氧化分解温度为225.3℃,粘度指数104,倾点-27℃。     

减压渣油在柱形超声聚能反应器中的改质降黏

 设计和开发了柱形超声聚能反应器,研究了超声波输出电压、作用方式、作用时间、作用温度对减压渣油改质降黏的影响,还对超声波处理后渣油黏度的恢复、凝点下降和<500℃轻组分体积分数的变化进行了分析。结果表明,超声连续辐照比脉冲辐照对减压渣油改质的降黏效果好;减压渣油黏度随超声波输出电压、作用时间的延长和温度的提高而下降。在20kHz超声波的输出电压250V、温度180℃、时间60min的条件下,减压渣油40℃黏度的降黏率为26.8％,在40℃静置5d后其降黏率仍为24.4％,减压渣油中<500℃轻组分的体积分数增加了1.0％,凝点下降了1℃。     

压裂返排液电催化氧化解交联降黏分析*

为了研究电催化氧化技术处理压裂返排液中的主要有机物羟丙基胍胶降黏机理,考察了处理条件如处理时间、处理温度、电流密度等对模拟羟丙基胍胶基压裂返排液黏度、硼赋存形态的影响,以及通过极板电子交换的直接氧化与电化学过程生成的活性氧化物的间接氧化对羟丙基胍胶降解的影响。研究表明,羟丙基胍胶压裂返排液的降黏率随电催化氧化处理时间延长、温度的升高、电流密度的增加、Cl-浓度增加而提高,研究得到最佳处理条件:时间>100 min、温度>25℃、电流密度≥70 A/m²、[Cl^-]≥4855 mg/L;电催化氧化降解过程中间接氧化与直接氧化共同起作用。压裂返排液在降黏的同时可以解交联并释放出交联的硼。