缔合型复合压裂液的研制与应用

为简化滑溜水配制工艺、降低现场压裂施工成本,以丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基二甲基十八烷基溴化铵(DH-1)缔合单体为原料、2,2'-偶氮二异丁脒盐酸盐(V50)为引发剂,合成了既可作为滑溜水降阻剂、又可作为胶液稠化剂的抗盐型缔合稠化剂GAF-KYTP;在返排液配液的条件下,优选了GAF-KYTP、有机锆交联剂GAF-5、氟碳类助排剂GAF-6的加量,制得一套添加剂种类一致、加量不同的多功能复合压裂液(滑溜水+胶液)体系,评价了压裂液的降阻性、耐温抗剪切性和对岩心的伤害,并在威远区块进行了现场应用。结果表明,GAF-KYTP在返排液中具有较好的抗盐性和增黏性;配方为0.06%GAF-KYTP+0.1%GAF-6滑溜水溶解速度快,室内降阻率为79%,现场降阻率为78.3%,降阻效果较好;配方为0.4%GAF-KYTP+0.2%GAF-6+0.3%GAF-5的胶液耐温抗剪切性较好,在90℃、170 s~(-1)下剪切1 h后的黏度为82.6 mPa·s;GAF-KYTP配制的滑溜水和胶液对岩心基质渗透率伤害率小于10%。该体系改善了目前国内页岩气开采过程中滑溜水、胶液体系添加剂不同而导致的现场滑溜水、胶液同时配制时工艺复杂的问题,以及胶液稠化剂抗盐性差,无法采用返排液配制的问题。图8表4参16     

2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶的制备与性能评价

以十八烷基缩水甘油醚为疏水化改性剂、胍胶原粉为原料、氢氧化钠为催化剂、乙醇为溶剂,通过开环加成反应合成了胍胶衍生物增稠剂HOPG——2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶,模拟现场配方对采用该稠化剂配制的压裂液的挑挂性能、破胶性能与耐温抗剪切性能进行了评价。采用HOPG配制的压裂液溶解性能和挑挂性能良好;0.3%HOPG+0.3%交联剂JL-13+0.2%APS的压裂液破胶后的残渣含量明显低于用未改性胍胶配制压裂液的,冻胶于90℃下破胶1 h后的破胶液黏度仅为1.02 m Pa·s,破胶液残渣量仅为182 mg/L;该压裂液具有优良的耐温抗剪切性能,冻胶在80℃、剪切速率170 s-1条件下剪切70 min后的表观黏度为165 mPa·s,远大于行业标准(不低于50 m Pa·s)。     

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     

复配交联剂对阳离子聚合物压裂液性能的影响

为进一步提高阳离子聚合物压裂液的耐温抗剪切性能,以阳离子聚合物PAAD为稠化剂,采用间苯二酚(FA)、乌洛托品(FB)与有机钛(TCMH)复配物为交联剂配制压裂液,研究了复配交联剂在改善聚合物压裂液耐温抗剪切性能方面的作用效果。结果表明,FA和FB的混合物在高温条件下能与PAAD稠化剂发生交联反应,提高交联体系的稳定性;PADD压裂液的性能与FA、FB的配比和加量有关,FA与FB的质量比为1∶2、加量为0.15%~0.3%的压裂液具有较好的耐温抗剪切性能;与单独使用TCMH有机钛交联剂的PAAD压裂液相比,采用TCMH-FA-FB复配交联剂配制的PADD压裂液具有更好的耐温抗剪切性能;组成为0.6%PAAD+1.0%TCMH+0.3%FA-FB(FA∶FB=1∶2)、p H=3~4的压裂液经160℃、170 s-1连续剪切90 min后的黏度仍保持在60 m Pa·s左右,满足160℃高温油气井压裂施工需要。     

羧甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系的制备及性能

为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为0.3%数0.6%CMHPG+0.6%数1.0%有机交联剂ZJ-1+0.6%交联调节剂TG-1+0.2%黏土稳定剂NW-1+0.3%高效增效剂G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为0.6%、交联剂ZJ-1加量为0.75%的压裂液体系在130℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶的黏度大于200 mPa·s,150℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶黏度大于100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为0.3%的酸性压裂液冻胶的G'/G"值大于4,结构黏度强,携砂性能好;在90℃、破胶剂加量0.05%的情况下可实现1.5 h内破胶,破胶液黏度小于3 mPa·s,破胶液残渣含量为157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为93%,表面张力23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约16%,对储层的伤害较小。该CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图3表7参10     

青海油田低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用

开发了稠化剂浓度为0.18%~0.20%的低浓度胍胶压裂液体系,使稠化剂浓度比常规胍胶压裂中的稠化剂浓度低40%~50%,单方液成本降低30%~38%。通过对该低浓度胍胶压裂液的性能评价,确定了该体系具有良好的耐温耐剪切性能和滤失性能,破胶快速彻底。岩心损害率为22.53%,压裂液残渣含量仅为226.3mg/L,为常规胍胶压裂液的一半,大大降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。2012年,低浓度胍胶压裂液体系在青海油田应用总井数87井次,累计降低成本403.7万元,其中在昆北区块应用55井次,增产倍数为该区块2011年压裂井的1.08倍,降本增产效果明显。图3表6参5     

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。     

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。     

青海油田低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用简

开发了稠化剂浓度为0．18％-0．20％的低浓度胍胶压裂液体系,使稠化剂浓度比常规胍胶压裂中的稠化剂浓度低40％-50％,单方液成本降低30％-38％。通过对该低浓度胍胶压裂液的性能评价,确定了该体系具有良好的耐温耐剪切性能和滤失性能,破胶快速彻底。岩心损害率为22．53％,压裂液残渣含量仅为226．3mg／L,为常规胍胶压裂液的一半,大大降低了压裂液残渣对裂缝导流能力的损害。2012年,低浓度胍胶压裂液体系在青海油田应用总井数87井次,累计降低成本403．7万元,其中在昆北区块应用55井次,增产倍数为该区块2011年压裂井的1．08倍,降本增产效果明显。图3表6参5     

致密储层压裂液稠化剂损害实验评价方法

稠化剂作为水基压裂液中最主要的添加剂,关系到压裂液的增稠、流变、损害等性能,影响压裂效果.定性分析稠化剂对储层损害的原因及程度,探讨其损害机理极其重要.选用渗透率为0.164× 10-3～0.386×10-3 μm2的砂岩气藏岩心为实验岩心,通过对实验液体的分解处理,结合常规流动实验手段和平行岩样比对方法,设计了研究压裂液稠化剂对储层损害机理的新方法,定性评价了胍胶压裂液中稠化剂分子引起的储层损害.研究结果表明:充分返排情况下,胍胶压裂液滤液仍会对储层造成42.2％的总损害,其中稠化剂分子引起的损害占总损害的53.8％,是胍胶压裂液对储层损害的主要因素;稠化剂分子引起的损害中,滤饼损害达到76.3％,而岩心基质损害仅占23.7％;岩心基质损害与喉道半径大小及其分布存在较好的相关性,是不可逆的永久损害,很难恢复.     

射孔测试压裂与水力泵快速返排求产一体化联作工艺技术研究与应用

在对储层进行压裂改造中,由于频繁起下管柱,使试油周期延长,对测试层造成二次污染,降低了测试资料准确性,影响了试油效果.针对以上问题,开发了射孔、测试、压裂与水力泵快速返排求产一体化联作工艺,并在霍20井进行了成功实施.现场应用表明:该工艺操作方便,安全可靠,施工周期短,是一套完整高效有利于保护油气层、准确获取地层真实产能的新工艺、新技术,满足了生产要求.     

The Belt and Road Initiative and China-Kazakhstan Oil and Gas Cooperation

正During his visit to Central Asian and Southeast Asian countries in September and October 2013,Chinese President Xi Jinping proposed major initiatives to make joint efforts to build the "Silk Road Economic Belt(SREB)" and the "21st Century Maritime Silk Road(MSR)".With the historical imprint of the Silk Road and through the comprehensive and in-depth cooperation with the characteristics of     

油气储运设备的管理与维护

石油和天然气与我们的生活息息相关,作为不可再生的自然资源,决定了油气储运工作的重要性。本文论述了做好油气储运工作首要要做好油气储运设备的管理和维护,同时也要避免储运过程中的隐患。     

科技创新激励机制的探索与实践

文章回顾了中海油能源发展股份有限公司监督监理技术服务分公司在科研项目进展、科研成果转化、知识产权管理等方面取得的突出成绩,介绍了该公司在建立并完善科研创新激励机制方面进行的探索与实践经验。文章认为,公司制度和政策向创新者及科研工作者的倾斜,是公司科研水平提升与科研实力不断增强的有力保障。     

油气藏的滚动勘探开发和管理

中国东部新生代断陷盆地，在多次地质运动作用下，地质构造下分复杂，形成了多元复合成烃，多期运聚平衡，多套油层系，多种成藏类型的复杂断块和复式油气区。     

对科技查新定位的认识与思考

针对一些技术评审专家、研发人员和管理人员对科技查新定位及认识的差异,分析了产生差异的原因,并就石油企业科技查新特点,明确提出了科技查新工作的定位及发展方向,即查新机构应重点加强查新规范化标准建设,主要包括规范创新点表述方式、建立查新结论评价标准、检索词标注规范、科学技术要点表述规范,以及不同创新方式论证规范等。这对于有关各方达成共识、充分发挥科技查新在科技管理环节中应有的作用、进一步提升石油企业科技查新工作质量具有重要参考价值。     

Occurrence and diversity of Bacillus cereus and moulds in spices and herbs

Spices and herbs can contain toxin-producing bacteria and moulds, which can cause health problems for consumers and contribute to food spoilage and shelf-life reduction. The aims of the present work were (i) to determine the occurence and levels of B. cereus and moulds; (ii) to charactize the incidence and diversity of B. cereus emetic toxin (ces, CER), and diarrhoeal toxin-encoding genes (entFM, nheA, hblC, cytK) and toxigenic potential of Hbl toxin-producing B. cereus strains. Black ground pepper samples showed the most contamination with the highest concentration of B. cereus 2.49 log₁₀ CFU/g. Moreover, cumin contained the most prominent mould concentration level of 3.6 log₁₀ CFU/g. The most common moulds were Aspergillus and Penicillium spp. Compared to packaging type, all products acquired from the local market, except curry for B. cereus, exchibited high concentrations of B. cereus and moulds. Four genes were identified – 96% of B. cereus strains contained entFM, 94% nheA, 56% hblC, 42% cytK. None of the samples contained emetic toxin-encoding genes (ces, CER). Toxigenic potential of Hbl toxin was found in 72% of B. cereus strains. Different temperature, moisture levels and hygiene practices were observed at places of sale in local markets thus facilitating contamination and development of moulds. Moreover, the presence of B. cereus and its ability to produce toxins in spices and herbs, may suggest the need to establish microbiological criteria for mould and spore-forming bacteria in spices and herbs.     

油气勘探开发中的沉积学创新与挑战

根据沉积学研究进展及在实践中的应用成效,梳理未来油气勘探开发对沉积储集层研究的需求,并提出未来研究的重点方向和领域。近年来,中国沉积学研究取得多项重要成果:建立跨重大构造期沉积盆地岩相古地理与浅水三角洲砂体发育新模式,扩展了油气勘探领域;深水沉积砂体分布规律的新认识促使深水—超深水区与湖盆中心持续获得重大油气发现;深层—超深层储集层发育机理的新认识拓展油气勘探开发深度;富有机质页岩发育模式与非常规储集层研究新进展,促进非常规油气勘探开发取得重大突破;多尺度开发地质建模有效预测剩余油分布。沉积储集层研究的新技术与新方法为沉积学理论发展及其工业化应用提供了基础。未来沉积学研究中,应发展传统沉积学、创新细粒沉积学和非常规储集层地质学,为沉积原型盆地恢复、富有机质页岩富集区评价、有利储集层预测和有利目标区优选提供依据,推动沉积学不断创新。