一种新型的清洁抗高温聚合物压裂液研究

针对传统压裂液在增黏能力、抗高温能力等方面较差的问题,结合高分子流变理论和现场岩体特征,提出一种新型的清洁抗高温聚合压裂液。加入不需交联的新型稠化剂,从而提升压裂液黏度;加入不同配比的防膨剂、破胶剂、稳定剂,得到压裂液的最佳配方。最后,通过耐温耐剪切测试、残渣含量测试证明该体系具有典型的耐温耐剪性能,同时体系残渣含量小于12 mg/L。     

低浓度胍胶压裂液体系室内研究

目前全球瓜尔胶原材料紧缺,导致胍胶价格飙升,压裂成本攀升。因此,研究优选满足携砂要求的低浓度胍胶压裂液体系具有重大意义。通过实验,对低浓度胍胶压裂液体系的配方进行了研究,评价了低浓度胍胶压裂液体系的耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性能、破胶性能、静态伤害和残渣伤害。实验结果表明,低浓度胍胶压裂液可满足压裂施工时的携砂要求,并且破胶后的残渣含量明显减少,降低了对储层的伤害,是一种低成本、低伤害压裂液体系。     

新型树枝状交联剂的合成及其交联压裂液的研究

降低压裂液稠化剂浓度不仅可以降低压裂液成本,同时还可以降低对储层伤害。利用树枝状大分子合成了一种新型树枝状有机硼交联剂,此交联剂可大幅度降低羟丙基胍胶压裂液稠化剂浓度。通过不同量p H调节剂条件下压裂液耐温性能研究,确定了0.25%羟丙基胍胶压裂液最佳p H调节剂用量为0.6%。在p H调节剂为0.6%条件下,交联剂质量分数分别为0.5%、0.6%、0.7%、0.8%时,0.25%羟丙基胍胶压裂液在90、100、110、120℃条件下具有良好的耐温耐剪切性能。通过黏弹性测试可以看出,0.25%低质量分数的羟丙基胍胶压裂液具有良好的黏弹性能。     

低浓度胍胶压裂液在泥盆系东河塘组的研究应用

巴麦井区东河塘组储层泥质含量高、储层物性差、克氏渗透率在0.06~0.82md(平均0.34md),孔隙度4.7%~10.6%(平均7.7%),属于特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层。为有效控制和降低压裂液对储集层的伤害,提高压裂效果,降低压裂成本,研发了满足特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层压裂需要的低伤害、耐高温的低浓度胍胶压裂液体系配方。通过室内实验研究,对低浓度胍胶压裂液体系配方的耐温耐剪切能力、流变性能、静态滤失、破胶性能及残渣含量进行了评价。室内实验评价表明,该体系能够大大降低胍胶的使用浓度,降低压裂液的残渣含量,降低压裂液对储集层的伤害,具有优良的破胶、返排、降滤失性能,是一种低成本、低伤害压裂液。     

一元化生物胶压裂液性能研究

开发了一元化生物胶压裂液,根据储层的温度调整一元化生物胶压裂液和水混合的比例制备压裂液,并对一元化生物胶压裂液体系的性能进行评价。结果表明,一元化生物胶压裂液体系具有非常好的耐温耐剪切性能,在130℃下连续剪切120 min,黏度大于30 mPa·s。同时携砂性能良好,破胶彻底,破胶后残渣远低于常规胍胶压裂液残渣,破胶液与地层水配伍性良好。破胶液再次加入一元化生物胶后可再次形成压裂液,重复3次均性能稳定,具有良好的应用前景和推广价值。     

胍胶压裂液高效破胶降解剂体系研究

胍胶压裂液是低渗透油藏水力压裂应用最广泛的压裂液体系,针对其破胶不彻底,残渣、残胶易造成压后储层伤害的问题,通过耐温耐剪切性、破胶液黏度、破胶液残渣含量测试实验,从10种破胶剂、9种降解剂中筛选、优化了胍胶压裂液复合破胶降解剂。并利用凝胶渗透色谱仪和激光粒度仪对胍胶压裂液破胶液中聚合物分子量和残渣粒径进行了测试。结果表明,0.06%(质量浓度)破胶剂P4(过硫酸铵∶亚硫酸钠=9∶1,质量比)+0.009%降解剂M2(BAT-2)为最佳复合破胶降解剂体系,其对应胍胶压裂液耐温耐剪切性测试稳定黏度、破胶液黏度、破胶液中残渣含量分别为103 mPa·s, 1.5 mPa·s和202 mg/L。相对于现用过硫酸铵破胶剂,优化的破胶降解剂体系可降低破胶液中聚合物平均分子量16.0%;减小破胶液中残渣粒径中值21.5%。     

适合超深气井用的超高温复合型压裂液研究

为满足大庆油田深层气井压裂改造需要,研制了适合超高温压裂的羟丙基胍胶(HPG)/聚丙烯酰胺(PAM)复合稠化剂,并测试出聚丙烯酰胺和羟丙基胍胶复合物最优质量比为2/3。通过选择羟丙基胍胶和聚丙烯酰胺复合物作为稠化剂,利用聚丙烯酰胺与胍胶高分子形成梯形聚合物提高稠化剂在高温时的稳定性,从而将压裂液使用温度的上限提高到200℃,同时,评价了复合稠化剂压裂液高温流变性和破胶性能,使用羟丙基胍胶/聚丙烯酰胺复合稠化剂作为稠化剂制备压裂液,在200℃、170s-1剪切条件下连续剪切120min,压裂液的粘度保持在50mPa·s以上,可以满足大庆油田深部埋藏高温气藏增产改造的需求。     

SY型清洁压裂液性能评价研究

在大量调研前人研究成果的基础上,对通过实验确定配方的SY型清洁压裂液从耐温性能、抗剪切性能、悬砂性能、破胶性能及破胶后残渣含量五个方面对该清洁压裂液的性能进行综合评价。详细阐明了每个性能的实验方法及具体步骤,并对实验结果进行分析研究。确定SY型清洁压裂液具有较强的耐温耐剪切能力、优异的悬砂性能、较好的破胶性能以及破胶后无残渣,认为SY型清洁压裂液具有较高的推广使用价值。     

微弱伤害瓜胶清洁压裂液性能评价及应用

常规的瓜胶压裂液体系对油藏伤害的主要因素是残渣大、伤害率高以及由体系配伍性不好造成的伤害。采用低用量瓜胶多核交联剂、多功能阻垢剂、选择性高分子断裂催化剂三种技术集成了微弱伤害瓜胶清洁压裂液体系,对其耐温耐剪切性能、破胶性能、岩心伤害及配伍性进行了研究。结果表明,该体系耐温耐剪切性能良好,破胶残渣为72 mg/L,对岩心的伤害率10%,破胶液与地层水配伍性良好,并在陕北地区进行了现场应用。     

微弱伤害瓜胶清洁压裂液性能评价及应用

常规的瓜胶压裂液体系对油藏伤害的主要因素是残渣大、伤害率高以及由体系配伍性不好造成的伤害。采用低用量瓜胶多核交联剂、多功能阻垢剂、选择性高分子断裂催化剂三种技术集成了微弱伤害瓜胶清洁压裂液体系,对其耐温耐剪切性能、破胶性能、岩心伤害及配伍性进行了研究。结果表明,该体系耐温耐剪切性能良好,破胶残渣为72 mg/L,对岩心的伤害率<10%,破胶液与地层水配伍性良好,并在陕北地区进行了现场应用。     

低渗透储层用非交联缔合结构型压裂液研究及应用

地处鄂尔多斯盆地长庆油田属于典型的低渗、超低渗储层,目前储层改造所使用的胍胶类压裂液破胶后残渣含量高,储层伤害率高,一定程度上影响了储层改造效果。本文结合长庆低渗透储层特征,采用有机聚合物作为稠化剂,配套形成了一种适合于长庆低渗透储层的非交联缔合结构压裂液,该体系稠化剂增粘能力强,耐温耐剪切效果好,破胶后残渣含量低100mg·L~(-1),岩心基质渗透率伤害小于10%,体系性能良好。该非交联缔合结构型压裂液在长庆油田重点区块现场试验16层段,试采日产油达20t·d~(-1)以上,改造效果明显,表现出良好的适用性。     

羧甲基羟丙基胍胶压裂液性能评价与研究

目前我国各大油田使用的压裂液主要是水基压裂液,胍胶原粉广泛用作水溶液增稠剂,胍胶经过改性后,增加了分子的分支程度,使其水溶速度加快,粘度提高,热稳定性增强,防腐储存性因改性而改善。将羟丙基胍胶(HPG)稠化剂部分基团改为羧甲基,使形成的胍胶压裂液具有了一些新的性能,在相同温度下,稠化剂使用浓度大幅下降,水不溶物含量降低,聚合物网状结构更好,弹性好,携砂能力强,并且在施工摩阻较小,对深井、大排量施工井更有利。该论文评价了羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)压裂液基础性能和在一定温度下的耐温性、破胶性能,评价出羧甲基羟丙基胍胶压裂液具有易配制、高弹性、高悬砂性及低稠化剂、低基液黏度、低残渣的特性。     

聚合物压裂液性能的影响因素及改进策略

目前国内油田压裂施工所采用的稠化剂天然聚合物和人工合成聚合物体系压裂液,大部分为高分子聚合物,这种压裂液具有抗剪切性好、热稳定性好、水不溶物和破胶残渣含量较低、控制滤失能力强等诸多优点。然而也存在很多不足,本文将针对聚合物压裂液性能的影响因素及改进策略进行研究。     

超分子聚合物类清洁压裂液用浓缩稠化剂的制备及性能

用液体石蜡、甲醇、乳化剂B和分散剂TW60制备乳化液,向乳化液中加入超分子聚合物稠化剂BCG-1H,搅拌均匀后制得浓缩稠化剂HBCG。通过观察乳化液的稳定性和流动性对乳化液内相、分散剂进行优选,通过正交实验对HBCG各组分用量进行了优化,最终确定HBCG组成为:26.9 g液体石蜡、30.4 g甲醇、2.4 g乳化剂B、0.3 g分散剂TW60和40 g BCG-1H。通过溶解性能、耐温耐剪切性能、破胶性能以及残渣含量对HBCG的溶解性能及由其配制的压裂液各项性能进行了测试。结果表明,HBCG溶解时间仅为0.8 min,溶解过程中不会产生"鱼眼",可实现现场快速配制。配制的压裂液具有良好的耐温耐剪切能力,当HBCG质量浓度为16 g/L时,在170℃、170 s–1条件下剪切90 min,最终黏度稳定在40 mPa·s左右;在95℃下支撑剂陶粒(20～40目)的悬浮时间长达3.6 h,表现出优良的悬砂性能,4 h内可彻底破胶,破胶液的表面张力较低(27.5 mN/m)、残渣含量极低(9.80 mg/L),表现出良好的清洁特性。     

一种可回用瓜尔胶压裂液体系的研究

针对渭北油田水资源短缺、压裂用水困难,结合渭北长3油藏储层的特征,研发了一种可回用压裂液体系,合成了可回用压裂液稠化剂磺酸基羟丙基瓜尔胶。采用有机硼交联,通过对返排液进行处理后再配液,实现了瓜尔胶压裂液的三级回用。三次配液综合性能良好,耐温耐剪切性优、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小,可以满足同类储层压裂施工的需要。     

海水基耐温聚丙烯酰胺压裂液的性能优化

以丙烯酰胺、丙烯酸和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）三元共聚物（PSAM）为稠化剂,乳酸锆为交联剂开发出一种海水基耐高温压裂液,考察了PSAM的水解度、相对分子质量、AMPS含量、稠化剂和交联剂的浓度、配比等因素对冻胶形成及耐温耐剪切性能的影响,通过测试不同条件下冻胶的储能模量（G'）随时间的变化,研究了Ca²⁺浓度和AMPS含量对交联动力学的影响。交联动力学的研究表明,随AMPS含量加大,PSAM交联速度降低,达到交联平衡所需时间延长,随Ca²⁺浓度增高,交联反应速度越快,冻胶初始强度越高;耐温性能测试表明,当稠化剂中羧酸基含量与交联剂中锆离子含量之比n（-COOH）/n（Zr⁴⁺）≈1时,体系的耐温耐剪切性能最优,高含量AMPS提升压裂液的耐温耐剪切性能。在优化稠化剂结构条件下,稠化剂质量分数为0.6%、交联剂质量分数为0.3%配制的海水基压裂液,在150℃、170 s^-1下剪切120 min后,黏度保持在150 mPa·s以上,耐温耐剪切性能优秀。     

高温压裂液与高温缓蚀剂研究进展

本文综述了高温压裂液和高温缓蚀剂的发展情况，总结了不同种类的耐温稠化剂，包括聚合物型、油基型、泡沫型和胍胶型，分析了高温交联剂可显著提升压裂液体系的黏度，增强压裂液体系的耐温耐剪切性能，其中Zr4+类交联剂在高温下具有良好的使用效果，探讨了尼希碱型、咪唑啉型、炔醇型、吡啶季铵盐型和喹啉季铵盐型等高温缓蚀剂的开发历程，指出了未来应大力研发耐温180℃以上的酸化用缓蚀剂和耐温200℃以上的高温压裂液体系。     

耐温缓交联有机锆冻胶压裂液的制备与性能评价

针对目前现场常用的压裂液耐温性差、交联时间短及残渣含量高等诸多问题，以氧氯化锆、多元醇、有机配体、络合交联剂和高温稳定剂等原料成功合成了有机锆交联剂YJ-3，并选用聚丙烯酰胺类稠化剂RG-1和添加剂制备出一种耐温缓交联有机锆冻胶压裂液体系。采用单因素试验对交联剂YJ-3和稠化剂RG-1质量分数进行了优化，进而评价了该压裂液体系的性能指标。实验结果表明：压裂液的较优配方组成为0.50%RG-1+2.0%YJ-3+0.15%Na₂S₂O₃+0.8%助排剂，该体系交联时间在3～45 min之间可调，90℃和150℃时在170 s^-1速度下剪切2 h后黏度仍高于50 mPa·s，携砂性能和滤失性明显优于常规瓜胶压裂液体系，在1～3 h内可实现完全破胶，无残渣、易于返排，是一种性能优良的耐温缓交联型低伤害压裂液，具有广阔的现场应用前景。     

耐高温水基压裂液研究进展

随着勘探技术的发展,油气勘探向纵深发展,而越往深井发展地层温度越高,国内外对高温油藏的开发愈加重视。水基压裂液由于其施工方便、价格低廉以及性能优异等优点,一直是应用最为普遍的压裂液。但早期压裂液的耐温性能较差,无法满足高温油藏的压裂施工需求。因此开发可用于耐高温油气藏的水基压裂液具有重要的研究价值和实际应用价值。本文介绍了国内外耐高温水基压裂液的研究进展,对于胍胶压裂液,通过提高稠化剂用量,进行稠化剂、交联剂的改性,以提高其耐温性能;耐温清洁压裂液稠化剂类型由早期的阳离子、阴离子型向双子及复合型发展,近年还有学者将纳米体系用于改性表面活性剂;耐温合成聚合物压裂液发展较快,多是通过设计多元共聚物提升耐温能力。对于胍胶压裂液体系,研发满足特高温油藏压裂施工需求的低浓度胍胶压裂液还是今后的主要研究方向。文中指出清洁压裂液体系成本过高,无法大规模使用;合成聚合物压裂液耐温性能好,研究含有支链聚合单体或磺酸基团等的多元共聚物,引入合适的疏水基团作为稠化剂,是合成聚合物的研究方向。     

抗高温低摩阻硼交联加重压裂液的制备与性能

针对高温深井致密油气藏压裂液存在的高摩阻、高施工压力和抗高温能力不足的问题,通过硼交联剂的合成和压裂液添加剂的优选,研究得到了一种密度为1.38 g/cm³的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s3的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s^(-1)下连续剪切90 min后黏度始终保持在60 mPa·s以上,95℃高温下可完全破胶,破胶液残渣含量低于行业标准,且具有优良的悬砂性能,对高压深井油气藏压裂改造具有重要意义。