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。     

耐高温共聚物压裂液体系的研究与应用

针对目前低渗、碱敏、深层、高温等在压裂中所存在的问题,研发出一个耐高温共聚物压裂液体系。采用共聚物FTS-17作为稠化剂,引入具有延缓释放功能的复合型交联剂（含有多种金属离子以及可以和它们形成配住络合物的有机化合物,可以在弱酸性条件下与压裂液进行交联）,通过实验确定了原胶液与交联剂质量比和复合交联剂中锆盐含量的最佳适用范围,考察了耐140℃高温的压裂液流变、滤失及破胶性能,并进行了现场实验与应用。耐140℃高温的压裂液配方为:0.6%FTS-17稠化剂+0.3%FTZP-6助排剂+0.3%FTFM起泡剂+0.2%FTFP-6防膨剂+0.6%FTJL-3交联剂+0.02%FTPJ-8破胶剂,在恒温140℃、剪切速率170 s^-1条件下,连续剪切120min以上,压裂液的黏度大于120 mPa·s,这表明该压裂液体系具有良好的耐温和抗剪切性能。此外,压裂液破胶的残渣量仅为50mg/L,破胶液的黏度仅为1.6mPa·s,破胶液的表面张力为23.56mN/m,与煤油的界面张力为2.46mN/m,这表明该压裂液不仅具有良好的降滤失性,而且残渣量低,对地层的伤害小。共聚物压裂液体系已在青海、长庆等油田进行了现场试验,现场最高施工压力80MPa,压裂后返排率达75%。     

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。     

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。     

RP120可回收压裂液体系研究与现场试验

针对油田作业现场压裂返排液处理难题,室内开发了一种可由破胶液重复配制压裂液的稠化剂PM,并形成RP120可回收压裂液体系。该稠化剂在水中溶解迅速,可以实现连续混配施工,利用该稠化剂与清水及该破胶液配制的压裂液在105℃、170 s~(-1)下剪切60 min后的黏度均高于80 mPa·s,破胶剂用量为0.003%~0.005%,残渣含量12.5 mg/L,黏土防膨率72.5%,破胶液表面张力22.3 mN/m。现场收集使用的返排液占施工总液量的15.4%,达到了RP120可回收压裂液返排液重复利用的预期试验效果,减轻了返排液处理的环保压力,为"清洁化生产"提供了技术支持。     

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     

自缔合压裂液优选及应用

为了解决现场压裂施工周期长、配液程序繁琐以及规模大、成本高等问题,文中对比了不同生产厂家的自缔合稠化剂,通过溶胀时间、基液黏度、耐盐性及耐温性实验,优选出了一种自缔合稠化剂,并配套黏土稳定剂、助排剂,形成了一种自缔合压裂液体系,且对其性能进行了评价.结果 表明:当温度110℃、连续剪切60 min、黏度94 mPa·s、破胶剂质量分数0.03％时,既不会破胶太快造成砂堵,也利于压后的返排,且破胶液残渣质量浓度仅为69 mg/L;按照支撑剂和配液用水体积比30:100配制自缔合压裂液,4h后的悬砂效果依旧良好.该自缔合压裂液体系首次在中原油田应用于2口井,其良好的耐温、携砂性能,保证了施工顺利进行,同时简化了施工程序,提高了生产效率,具有良好的应用前景.     

合成聚合物XJJ- 4 耐高温压裂液室内研究

采用自制聚合物配制出了合成聚合物基高温压裂液研究了体系组成对压裂液性能的影响,考察了组成为:0.40%稠化剂XJJ-4+0.25%交联剂J-1+0.015%pH调节剂W-1+0.2%助排剂。压裂液体系的耐温抗剪切性、黏弹性、流变性以及破胶性。研究结果表明,该压裂液体系在150℃、170 s~(-1)下连续剪切2h后的黏度约120mPa·s,耐温抗剪切性良好;在线性黏弹区内,体系储能模量G′恒大于损耗模量G″,是典型的黏弹性结构流体;稠度系数(2.141 mPa·S~(0.476))较大,流变行为指数(0.476)较小,具有明显的非牛顿流体行为;加入0.01%破胶剂APS,在150℃下3 h完全破胶水化,破胶液黏度1.38mPa·s,残渣含量15 mg/L,且破胶液具有较低的表面张力(26.24mN/m)和界面张力(1.83mN/m),有利于压裂施工后破胶液顺利返排,降低对地层的伤害。     

一种含PEO基双子表面活性剂压裂液的性能评价

以丙撑基双［（十八烷基聚氧乙烯基）氯化铵］（HY）为稠化剂、水杨酸钠为反离子盐配制了清洁压裂液,研究了该压裂液的黏弹性、变形恢复性能、携砂性能、耐温抗剪切性能及破胶性能。在60℃下,该清洁压裂液的黏度随稠化剂量的增加而增加,水杨酸钠加量为1%时的黏度达到最大值,较好的HY压裂液的配方为3%HY+1%水杨酸钠。压裂液中的稠化剂HY在反离子盐的作用下自组装成良好的三维网状结构。该压裂液具有良好的变形恢复能力,高剪切速率下压裂液的黏度迅速下降但随着剪切速率减小黏度几乎又全部恢复。HY压裂液在角频率0.03～100 rad/s 时的弹性模量大于损耗模量,表现出较好的弹性特征。同时,该压裂液具有良好的耐温抗剪切性,在90℃、170 s^-1下剪切90 min 后的黏度大于50 mPa·s。HY压裂液的携砂性较好,在25℃和90℃下,携砂量30%时,石英砂在该压裂液中的沉降速率分别为0.075 和15.25 mm/min。压裂液与煤油按体积比5∶1 混合后在210 min 左右破胶,黏度降至5 mPa·s 以下,破胶液表面张力为22.92 mN/m,界面张力为0.51 mN/m,残渣含量为56 mg/L,可满足现场施工要求。图8 参8     

一种基于阳离子稠化剂的高抗盐压裂液研究及应用

针对目前压裂作业向着高温油气藏措施改造、节约用水,利用海水、地层高矿化度水配液等非常规领域的拓展,通过对疏水缔合聚合物压裂液增黏机理研究,基于阴阳离子电吸引原理,开发研制了自缔合高抗盐压裂液体系,并对其进行了性能评价和现场应用。研究表明,在阳离子聚合物溶液中加入阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠,可以使聚合物分子通过静电吸引作用进行自缔合交联,并通过在分子中引入球状胶束及钙镁离子稳定剂,大幅度增强压裂液的抗温抗盐性能。该压裂液体系黏度可以达到331 mPa·s,耐盐达60 000 mg·L-1,有良好的抗钙镁性能,岩心伤害性低,在130℃、170 s-1剪切1 h后黏度保持在50 mPa·s以上,可以满足60~130℃水温配液和压裂施工的要求;并且该压裂液在剪切速率上升时黏度降低,剪切速率下降时黏度又会恢复,可以有效降低摩阻。该体系在华北油田二连地区阿尔3-26井现场应用,采用矿化度达到9 104 mg·L-1的邻井地层水直接进行配液,提高了施工效率,增油效果显著。体系原料易得、成本价格低,抗盐性明显优于其他压裂液体系,具有良好的应用前景。      

可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液

为了使微乳液/反相微乳液聚合物能够配制用于加砂压裂的凝胶压裂液,以丙烯酸、丙烯酰胺、强亲水单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、甲基丙烯酸甲酯、乙烯基磺酸钠等为主要聚合单体,以复合脂肪醇聚氧乙烯醚和环己烷为连续相,反应制备了反相微乳液聚合物——速溶乳液稠化剂BCG-2,其可采用清水和高矿化度盐水配液,配套研发了延缓型弱交联剂,优选了功能助剂,形成了滑溜水压裂液和弱凝胶压裂液配方。利用连续油管测试,该滑溜水压裂液在600 L/min排量下降阻率可达70.9%,并随排量的增大而增大;弱凝胶压裂液受高剪切速率的影响小,并且在150℃、170 s-1下剪切120 min后黏度保持在80 mPa·s以上;压裂液彻底破胶后呈半透明,无沉淀,表面张力为23.87 mN/m,并且几乎无残渣（3 mg/L以下）;破胶液与延长油田某井原油在4 h内破乳率可达100%。在延长油田某井利用地层返排液在线配制120℃的弱凝胶压裂液并进行了实验性压裂施工,解决了现场压裂存在的诸多难题,对促进压裂改造向简单、高效、重复利用等方向发展具有重大意义。      

地层水压裂液体系研制

为了缓解川西气田地层水大量产出带来的环境保护压力和成本压力,对川西地区地层水的类型、成分以及矿化度深入分析的基础上,分别采用低矿化度地层水和高矿化度地层水配制成功了地层水瓜胶压裂液体系和地层水降阻水体系。地层水瓜胶压裂液体系在45℃下剪切90 min黏度可达100 m Pa·s以上,破胶液表面张力为27.66 m N/m,防膨率为87.5%,伤害率为26.5%;通过优选耐盐降阻剂,配制出一种地层水降阻水体系,其降阻率可达69%~71%。地层水瓜胶压裂液在SF38-2井和SF38-4井成功应用,增产效果明显;地层水降阻水体系在X502井非常规气藏体积压裂施工中得到成功应用。2套地层水压裂液体系性能均与清水压裂液性能相当,具有良好的推广应用前景。     

一种新型低密度矿渣固井液

针对漂珠、空心玻璃微珠等减轻剂价格昂贵、使用量大、其浆体与钻井液相容性较差等问题,借鉴钻井液转化为水泥浆（MTC）技术,直接以矿渣作为胶凝材料替代油井水泥配制固井液,并研究了配套的激活剂和缓凝剂。通过大量的室内实验,初步筛选出一种碱金属氢氧化物JHQ和一种碱金属硅酸盐JGY作为激活剂,并最终确定他们的掺量分别为3%和2%,此时固化体3 d的抗压强度可达到12.5 MPa ;体系采用的缓凝剂HNJ主要靠分子中α和β位羟基羧酸基团能与Ca2+有很强的螯合作用,形成高度稳定的五元环或六元环,部分吸附于矿渣颗粒上,阻止水化产物性能,以达到延长工作液稠化时间的目的,浆体稠化时间与缓凝剂HNJ掺量几乎呈线性增长趋势;体系选用具有提高浆体稳定性和控制失水能力的膨润土类悬浮剂GYW-201,并配合使用悬浮稳定作用强的高聚物悬浮剂GYW-301。结果表明,矿渣固井液适用温度为50~90℃,密度在1.30~1.50 g/cm3范围可调,具有成本低、失水量低、沉降稳定性良好、与钻井液相容性好、稠化时间线性可调、低温下强度发展迅速等优点。该体系已应用于江苏油田现场作业,固井质量良好。因此该矿渣固井液可替代低密度水泥浆,用于低压易漏井、长封固段、欠平衡井等固井施工,降低固井成本。      

一种低伤害海水基压裂液体系

为了降低海上油田压裂施工成本,研究海水基压裂液并实现连续混配是一条重要的途径。研究合成了一种适应直接用海水配制的耐盐稠化剂BCG-1S,其抗Ca2+、Mg2+离子能力分别达到4 000和2 000 mg/L。在10℃下0.55%BCG-1S能在10 min内起黏,复配0.3%增黏剂B-55后,4 min内压裂液的性能就达到海洋平台海水连续混配的要求,并具有较好的携砂性能,30℃下单颗粒的沉降速率为0.032 4 mm/s。评价表明,该压裂液的静态携砂性、稳定性能良好、抗温能力达到140℃;破胶彻底,残渣含量小于5 mg/L,破胶液表面张力小于26 m N/m,破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低至8.45%。该稠化剂具有良好的应用前景。     

BCG-1深井加重清洁压裂液体系

对于埋藏深、低渗透和温度高的储层进行压裂改造施工时,抗高温硼交联改性瓜胶压裂液体系存在摩阻高、残渣不能消除的问题。在实验室中合成了一种具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子功能单体为主链的聚合物压裂液稠化剂,通过对添加剂进行优选,形成了一种BCG-1加重清洁压裂液体系。室内实验结果表明:BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性,在160℃、170 s-1条件下剪切120 min,压裂液黏度保持在57 mPa·s以上,且该压裂液配方实验重复性好。用自行设计并研制的多功能流动回路摩阻测试仪对BCG-1加重压裂液进行摩阻测试,实验采用8 mm测试管径,测试数据显示,体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性;NaNO₃加重剂对该体系摩阻性能基本无影响;体系破胶性能好,破胶液黏度小于21 mPa·s,残渣含量小于5 mg/L,具备清洁压裂液的特性。      

用返排液作基液的压裂液配方研究

为解决压裂返排处理水重复利用的问题,探讨了压裂返排处理水对胍胶压裂液的影响。针对胍胶压裂液在高矿化度水中溶胀和交联效果差的难题,通过优选耐盐胍胶PA-G、研制螯合调节剂PA-CR以及合成有机硼交联剂PA-CL,优化出一套适应于压裂返排处理水重复配制压裂液的配方。实验表明该配方可满足90 ℃耐温耐剪切要求,具有以下功能:①优选的耐盐胍胶PA-G溶胀速度快,黏度高,0.3%含量下5 min即可达到30 mPa·s;②研制的高效螯合调节剂,由有机碱、EDTA、有机膦酸盐和聚合物组成,可有效螯合钙、镁离子,可将含1500 mg/L钙镁离子高矿化度水的pH值调节至10以上时不发生沉淀;③研制的有机硼交联剂具有延迟交联功能。      

高效驱油压裂液的开发与应用

针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题,将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合,研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系,该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料,是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物,降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 000 mg/L,具有良好的携砂、减阻性能,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用,产后单井产量是相邻井产量的2倍,返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液,末端返排液经处理可用于驱油,变废为宝,实现压裂液"零排放、零污染",大幅度降低了压裂液的环境污染,为压裂液"不落地"技术提供了保障。      

油醇系浓缩缔合聚合物压裂液增稠剂的制备与应用

针对目前压裂液干粉增稠剂连续配注工艺技术,存在劳动强度大、粉尘大、混合不均匀、溶解时间长、易形成粉粒和产生局部冻胶结块等问题,研究开发了一种由液体石蜡、甲醇、疏水缔合聚合物增稠剂、分散剂配制而成的稳定性、流动性均良好的油醇系浓缩缔合非交联压裂液增稠剂。性能测试结果表明,该油醇系浓缩缔合非交联压裂液增稠剂配制的压裂液水化时间仅为2 min,溶解过程中无"鱼眼",可实现现场快速配制,缔合非交联压裂液具有良好的耐温抗剪切性,当增稠剂有效质量分数为0.65%时,在150℃,170 s-1下恒温剪切2 h,黏度保留值为103 mPa·s。此外,缔合非交联压裂液还具有携砂性佳、易破胶返排、低摩阻(降阻率为63.15%)、低残渣(小于80 mg/L)、低滤失、低伤害(动态滤失渗透率损害率为30%)的特点,较瓜胶压裂液性能更优,是一种性能好的清洁型压裂液。该缔合非交联压裂液目前在胜利A区8口井的应用,取得了良好的应用效果。      

清洁自生热压裂液技术与实验方法

目前已有的多种自生热压裂液体系,通常需要加入活化剂,配制过程复杂。研究了一种采用疏水聚合物作为稠化剂的清洁自生热压裂液体系,该稠化剂在合成过程中添加了耐盐单体,保证其在盐水中有高溶解性;采用有机锆酸性交联剂,提供酸性交联环境,无需加入生热反应所需要的活化剂和交联反应所需要的调节剂。稠化剂使用浓度为0.6%,具有良好的耐温耐剪切性能、黏弹性能及破胶性能,在100℃、170 s-1下剪切60 min后黏度为140 mPa·s左右,黏弹性与常规瓜胶压裂液相当,残渣含量为11.9 mg/L,残渣伤害小,适用于中低温储层。采用高温高压动态酸化腐蚀仪,通过监测压力变化,计算了生热剂的反应程度,该操作简单,计量准确,可用于自生热压裂液体系配方优化及反应程度的估算。研究结果表明,在40℃时,基液中生热剂之间不发生反应,80℃时反应程度约为55%,120℃时反应完全,因此该体系适合提前配制,实施方法与常规压裂液相同。      

一种可回收清洁压裂液的研制和应用

在长庆油田体积压裂施工中需要配制大量压裂液,为避免大量消耗水资源,需对压裂液进行回收利用,而长庆区域普遍使用的羟丙基瓜胶体系回收后不能用于携砂,低分子瓜胶压裂液的回收利用工艺复杂。因此研制了一种可回收的清洁压裂液,该压裂液由3% XYCQ-1稠化剂、0.05% XYPJ-2破胶剂及（0.01%~0.10%）XYTJ-1水质调节剂构成。XYCQ-1稠化剂是将蔗糖经微生物培育、发酵而得到的一种微生物多糖稠化剂,在10 s内可使压裂液黏度趋于稳定,增稠快。XYPJ-2破胶剂是一种天然酶和分子改造酶的混合物,由特异水解稠化剂的多糖构成,通过对稠化剂分子结构进行定点突变,促进酶有针对性的反应,形成非天然的新二硫键,从而保证了破胶液的再次成胶反复使用。XYTJ-1水质调节剂与返排液中的Ca2+、Mg2+等高价金属离子可形成溶于水的络合物或螯合物,消除高价离子对成胶的不利影响。实验表明,该压裂液耐温80.0℃,且有较好的悬砂、降阻及助排性能,在常温静置24 h和80℃水浴中静置15 min后基本无沉降,注入排量为64 L/min时降阻率为67%,岩心损害率仅为6.70%。该压裂液在长庆区域油水平井体积改造中应用21口井,施工用液10.46×104 m3,返排液经分离沉砂等简单处理后即可再配压裂液,处理工艺简单,且回收液配制的清洁压裂液携砂性能良好,现场回收利用多达10次,表明该新型清洁可回收压裂液能满足多级压裂施工要求。