酸液稠化剂TP-1的合成及性能

国内稠化剂产品多表现出受剪切影响大、酸液增黏能力弱、现场配制时间长等缺点.为了提高酸液黏度,降低酸液在地层中的反应速度,采用反相乳液聚合的方法合成了分子量在(800～1100)×104的酸液稠化剂TP-1.性能评价试验结果显示,稠化剂TP-1的酸溶时间小于10 min,具有很好的溶解能力;TP-1对酸液的增黏作用明显,(4%TP-1+20%HCl)酸溶液90℃下表观黏度达到46 mPa·s,120℃下表观黏度27 mpa·s.同时TP-1表现出较强的耐剪切能力和良好的配制稳定性,有利于酸化措施效果的提高.     

高温碳酸盐岩储层清洁变黏酸技术

为提高清洁变黏酸的耐温性,实现在高温碳酸盐岩裂缝性储层中的转向均匀布酸功能,通过分析清洁变黏酸作用机理及高温失效原因,提出了针对性的研究对策及高温助剂分子结构模型,研制出清洁变黏酸周高温稠化剂,优化确定了盐酸、高温稠化剂、缓蚀剂、铁离子稳定剂、无机盐等种类及用量,形成了高温清洁变黏酸技术.实验结果表明:①清洁变黏酸在碳酸盐岩心中具有良好的转向作用及理想的pH值变黏特性;②在120℃,170 s-1条件下,变黏酸鲜酸剪切70 min黏度不超过17 mPa·s,具有良好的可泵性;乏酸剪切70 min仍保持黏度高于90 mPa·s,具有良好的高温变黏能力,验证了分子结构设计的正确性.     

非交联缔合结构压裂液新型增黏辅剂优选与性能评价

研究了以疏水缔合聚合物GRF-1H为稠化剂的非交联缔合结构压裂液基液与疏水尾基碳原子个数分别为6、10、14的新型非离子表面活性剂(GS-1、GS-2、GS-3)复配后体系表观黏度的变化规律,优选出了适用于该压裂液的增黏辅剂GS-3;确定了该辅剂的最佳浓度及适用温度范围;评价了其对压裂液基液黏性及黏弹性的影响。实验结果表明,加入微量(0.03%率0.05%)GS-3即可大幅提升基液表观黏度,其最佳浓度为体系峰值表观黏度对应的浓度,适用温度范围为30率90℃;在测试浓度范围内,随GS-3浓度增加,体系表观黏度先增大后减小,变化趋势符合Biggs三阶段模型;温度从30℃增至120℃时,体系表观黏度先增大后减小,63℃下的增黏率最大(168%);GS-3还可大幅提升基液黏弹性,储能模量可提升1率10倍;使用GS-3作为增黏辅剂,可达到降低压裂液稠化剂用量的目的。     

新型砂岩自转向酸体系的研究与应用

渤海主力油田储层层间渗透率级差大、非均质性强,酸化过程中酸液大量进入高渗层,引起渗透率级差进一步加剧,不能有效改善中低渗层,酸化解堵效果不理想。针对该问题,以新型两性离子表面活性剂ZX-1为稠化剂,优化形成了砂岩自转向酸体系,对该体系开展了流变性、配伍性、破胶性能、转向酸化效果评价实验。结果表明模拟鲜酸黏度6mPa·s,利于注入储层;模拟自转向酸变黏体系黏度60 mPa·s,耐剪切性强;模拟残酸黏度2 mPa·s,利于返排。自转向酸与缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂配伍性良好,无沉淀、残渣产生;体系破胶容易,异丙醇、破乳剂、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自转向酸完全破胶,破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s;体系具有自我清洁的作用,即使现场酸液未能完全破胶,经过一段时间能自动破胶,不会对储层造成永久性伤害。该自转向酸体系具有良好转向分流能力,随着初始渗透率级差从比2.00增大到10.70,酸化后低渗岩心渗透率改善倍数明显增大,高低渗岩心渗透率级差比减小,当渗透率级差达到10.7时,体系仍能实现有效分流酸化。ZX-1自转向酸现场应用效果明显,具有良好应用前景。      

现场用两种地面交联酸性能的室内评价

室内评价了两种地面交联酸在不同交联比、120℃和170 s^-1的耐温耐剪切性,常温和90℃时的携砂性以及90℃下的破胶特性。配方一基酸由20% HCl+0.8%~1.2%稠化剂DMJ-130A+2.5%缓蚀剂DJ-04+0.5%助排剂DJ-02+1.2%铁离子稳定剂DJ-07+0.5%破乳剂DJ-10组成,交联剂为有机金属化合物DMJ-130B;配方二基酸由20% HCl+0.6%~1.0%高分子聚合物FA-214+2.5% DJ-04+0.5% DJ-02+1.2% DJ-07+0.5% DJ-10组成,交联剂为有机金属化合物AC-14。配方一在交联比为100:0.8时的黏度基本在100~250 mPa×s之间,剪切50 min后大于200 mPa×s;交联比为100:1.0时,黏度基本在80~170 mPa×s之间,剪切37 min后的黏度约100 mPa×s。配方二在交联比为100:1.0时,剪切20 min后的黏度为40~57 mPa×s;在交联比为100:1.3时的初期黏度变化较大,剪切15 min后,从600 mPa×s急剧下降并维持在60 mPa×s左右。陶粒在两种地面交联酸和常规瓜尔胶交联液中的沉降速率接近,为2.4×10^-3~3.8×10^-3 mm/s。两种地面交联酸与碳酸盐岩岩心在90℃反应4 h后,地面交联酸均可完全破胶,配方二稍快一些。配方一较配方二具有更好的携砂能力和减缓H+传递、增大活性酸有效穿透距离及裂缝扫油面积的性能。     

TCA温控变黏酸体系的研制与性能评价

采用水溶液均相聚合法,以AM、AMPS、DAC、NVP为单体合成了稠化剂PAMSDV。通过考察PAMSDV用量、交联剂用量对温控型变黏酸TCA黏度的影响,得到了TCA的最佳配方为：5% PAMSDV + 1.25% 交联剂(交联剂为甲醛、Al₂(SO₄)₃ 质量比1:1),由20%盐酸配制。该配方TCA体系的黏度能够随温度的变化而变化;在70℃时的黏度达到最高,为2400 mPa·s,虽然在90℃下的黏度有所降低,但黏度仍有1100 mPa?s,表现出较好的抗温性。此外,TCA与其他酸液添加剂配伍性优良且具有优良抗盐性和缓速性,破胶完全,破胶液的黏度为8 mPa?s。     

胜利油田陈南稠油的乳化降黏研究

为实现胜利油田陈南联合站稠油的乳化降黏,选取了7 种亲水亲油平衡值在8～18 的表面活性剂,通过测量单一和复配乳化剂对乳状液的脱水率和降黏率,筛选出降黏效果和静态稳定性良好的乳化剂,考察了油水质量比、乳化剂浓度、乳化温度、乳化强度对乳化降黏效果的影响。结果表明,在乳化温度50℃、乳化强度2000 r/min×10 min的条件下,筛选出的25.8% Span80+74.2%十二烷基苯磺酸钠和10.1% Span80+89.9%十二烷基苯磺酸钠两种复配乳化剂与稠油形成的乳状液静置5 h 后的脱水率分别为21.8%和23.0%,剪切速率为100 s^-1时的降黏率分别为99.92%和99.89%;随油水质量比降低,乳状液脱水率增加、黏度降低、稳定性变差;随乳化剂浓度增加,乳状液黏度先降低后增加;随乳化温度降低和乳化强度的增大,乳状液黏度增加;在油水质量比5∶5、乳化剂质量分数1%、乳化温度50℃、乳化强度1000 r/min×5 min 的乳化条件下,可使陈南稠油黏度（50℃）由1964mPa·s 降至35 mPa·s。图6 表3 参11     

耐高温酸性清洁压裂液性能研究及适用性探讨

耐高温酸性清洁压裂液配方为：0.1%~5%乙酸、0.1%水杨酸、0.5%~1%阴离子型聚丙烯酰胺稠化剂、0.1%~0.2%季胺盐型阳离子双子表面活性剂和0.5%~3%黏土稳定剂(氯化钾、氯化铵),其余为自来水。研究了不同稠化剂加量下,酸性压裂液的流变性、稠化时间、携砂性以及破胶性等。酸性压裂液呈弱酸性,pH值为4～5。其耐温抗剪切性较好,120℃时的黏度为30~50 mPa·s,140℃时黏度稳定在20 mPa·s左右。压裂液稠化时间在60 s以内。稠化剂加量为1.0%时,压裂液成胶黏度可达140 mPa·s。其携砂能力强,稠化剂加量为0.8%的酸性压裂液单颗砂沉降速率仅0.023 mm/s,而0.8%胍胶压裂液的为0.169 mm/s。压裂液遇到一定量的油、气及地层水时会自动破胶,60~80℃的破胶时间在1 min内,加入过硫酸铵可加快破胶。该酸性压裂液适用于120℃以下的高含钙低渗透储层。     

耐高温酸液稠化剂的合成与性能评价

为了构造可长期适用于深穿透酸压工艺的稠化酸体系,以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2 甲基丙磺酸（AMPS）为原料,以及是否引入疏水单体AT100,分别制备了阴离子稠化剂PAP-1和疏水缔合稠化剂 PAP-2,考察了各反应条件对稠化剂性能的影响,并使用黏度计和高温流变仪对最佳反应条件下制备的稠化剂进 行了性能研究。确定了稠化剂PAP-1的最佳合成条件为：AM、AA和AMPS物质的量之比为90∶9∶1,引发剂占单 体总质量的0.03%,单体质量分数为25%,反应温度为55℃;稠化剂PAP-2最佳合成条件除疏水单体占其余单体 物质的量0.2%,其余与稠化剂PAP-1的一致。研究结果表明：常温下,0.8%稠化剂PAP-1和PAP-2在20%盐酸中 的酸溶时间分别为20、50min,酸液黏度分别39和54mPa·s,且与其余添加剂配伍性好。质量分数为0.8%的稠 化剂PAP-1和PAP-2与添加剂复配后,在160℃、170 s^-1下酸液黏度分别为10、31 mPa·s,黏度保留率分别为 25.6%和57.4%。相比于稠化剂PAP-1,稠化剂PAP-2具有更优异的增黏耐温性能。因此,稠化剂PAP-2完全满足 酸化压裂现场要求,在深井及超深井中有着良好的应用前景。     

胶凝酸与交联酸一体化耐高温缓速酸研究

胶凝酸和交联酸是高温碳酸盐岩酸压常用的缓速酸体系,该体系存在耐温能力不足、配伍差等问题,同时现场交联酸和胶凝酸为不同酸液体系,存在配制使用流程繁琐的问题。为解决上述问题,优化形成了一体化酸液体系,交联酸基液可作为胶凝酸使用,加入交联剂作为交联酸使用。交联酸配方为:20%盐酸+1%稠化剂SRAP-2+2.5%高温缓蚀剂主剂SRAI-1+0.5%增效剂+1%酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1%酸压用破乳剂SRAD-1+1%交联剂SRAC-2A和延迟交联剂SRAC-2B（2:12）。胶凝酸在160℃、170 s-1下,恒温剪切120 min后黏度为20 mPa·s。交联酸体系交联时间为93 s,具有良好的延迟交联特性;在160℃、170 s-1下恒温剪切90 min后黏度为55 mPa·s,一体化酸液体系室温可放置10 d以上,在140℃动态腐蚀速率为46.1021 g/（m2·h）。研究结果表明,该体系可满足高温储层对缓速酸的要求,实现酸液体系一体化,方便现场施工,具有较好的发展前景。      

丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物的合成与评价

采用水溶液聚合法制备了丙烯酰胺(AM)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)二元共聚物。最佳合成条件为:总单体质量分数为20%,单体配比n(AM):n(AMPS)为6:4,初始反应温度19℃(反应4 h),后期恒温反应温度为40℃(反应2 h),引发剂用量为153.2 mg/L,pH=7～8,真空75℃烘干3～4 h。结果表明,共聚物在胶凝酸中的剪切粘度为71.290 mPa·s     

高温高粘胶凝酸体系合成及性能评价

为了适应富台油田和渤深6井区深层、高温碳酸盐岩油藏酸化压裂改造的需要,通过反相乳液聚合反应合成了一种新型的YLG-1高分子共聚物,将该共聚物溶解到盐酸中,可以形成一种新型的耐高温胶凝酸体系。室内实验表明,该胶凝酸体系在质量分数为25%的盐酸中,当温度达到170℃时,其粘度值仍大于25mPa·s。利用YLG-1胶凝剂配制的胶凝酸体系,可以有效地提高酸液的粘度,降低胶凝酸岩与碳酸盐岩岩心的反应速度,提高酸刻蚀裂缝的穿透深度。在富台油田和渤深6井区碳酸盐岩油藏的酸化压裂中取得了较好的应用效果。     

合成锂皂石用作超高温水基钻井液增黏剂实验研究

针对现有聚合物增黏剂抗温能力不足的问题,无法满足超高温（耐240℃）水基钻井液使用要求,提出采用合成锂皂石作为水基钻井液超高温增黏剂。采用X射线粉晶衍射及热重分析对合成锂皂石进行了结构表征,对其増黏性能、抗温性及抗盐性能等进行了评价,并分析了合成锂皂石抗高温增黏机理。实验结果发现:合成锂皂石H-6具有优良的増黏性能和热稳定性,抗温能力可达240℃,而且抗高温増黏效果优于现有国内外高温增黏剂产品。在4%钠膨润土基浆中加入1% H-6,240℃高温老化16 h前后浆液的表观黏度均为16.5 mPa·s,而加有1%高温增黏剂HE300的钠土基浆经240℃老化16 h后其表观黏度降低率大于92%。研究结果表明,合成锂皂石与其它处理剂配伍性好,适合用作超高温增黏剂,在超高温水基钻井液中具有广阔的应用前景。      

三异丙醇胺改性黄原胶溶液流变特性

为改善黄原胶的流变性能,采用三异丙醇胺与环氧氯丙烷合成多羟基阳离子醚化试剂,以此阳离子醚化试剂对黄原胶（XG）进行改性制得高黏度的多羟基两性黄原胶（TIPA-XG）。对XG及TIPA-XG进行了红外谱图、元素分析及XRD表征,研究并比较了TIPA-XG和XG溶液的流变特性,包括稳态黏度、流动曲线、触变性及黏弹性,并进一步研究了其耐温耐剪切性。结果表明,TIPA-XG溶液的黏度较XG显著增加,0.6% TIPA-XG溶液的黏度（320.45 mPa·s）比XG溶液黏度（74.12 mPa·s）增大了332%;XG和TIPA-XG溶液的流动曲线可用非线性共转Jefferys本构方程描述;TIPAXG溶液的黏弹性及触变性较XG溶液均显著提高;TIPA-XG溶液的耐温性能提高,80℃恒温剪切90 min后,0.6% TIPA-XG的保留黏度（142.88 mPa·s）为0.6% XG保留黏度（63.27 mPa·s）的2.26倍,表明改性后TIPA-XG的耐温性能较XG而言有显著提升。      

抗180℃高温低腐蚀酸液体系构建及应用

针对高温深井酸化施工井下温度高、井下管柱和工具腐蚀严重的恶劣工况,笔者通过分子结构设计和合成,研发了抗180℃高温的新型高温缓蚀剂,并在此基础上优选其他助剂构建了2套抗180℃高温低腐蚀酸液体系。实验结果表明：①该缓蚀剂在180℃下,N80钢片在常规酸腐蚀速度为70 g/m2·h,具有良好的缓蚀性能;②体系无沉淀,不分层,具有良好的配伍性能和较高的抗滤失性;③在180℃下,N80钢片在0.4%和0.8%胶凝酸体系的平均腐蚀速率分别为87.3g/m2·h、95.8 g/m2·h。现场应用表明,抗180℃高温低腐蚀酸液体系满足高温深井酸压施工井下管柱和工具安全要求,施工结束后出井油管内壁光滑,酸压前后酸液性能表现良好,井下安全正常。     

抗180℃高温低腐蚀酸液体系构建及应用

针对高温深井酸化施工井下温度高、井下管柱和工具腐蚀严重的恶劣工况,笔者通过分子结构设计和合成,研发了抗180℃高温的新型高温缓蚀剂,并在此基础上优选其他助剂构建了2套抗180℃高温低腐蚀酸液体系。实验结果表明:①该缓蚀剂在180℃下,N80钢片在常规酸腐蚀速度为70 g/m2·h,具有良好的缓蚀性能;②体系无沉淀,不分层,具有良好的配伍性能和较高的抗滤失性;③在180℃下,N80钢片在0.4%和0.8%胶凝酸体系的平均腐蚀速率分别为87.3g/m2·h、95.8 g/m2·h。现场应用表明,抗180℃高温低腐蚀酸液体系满足高温深井酸压施工井下管柱和工具安全要求,施工结束后出井油管内壁光滑,酸压前后酸液性能表现良好,井下安全正常。      

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。     

AM/STD/NaAMPS疏水缔合共聚物溶液性能

实验室自制了疏水单体苯乙烯衍生物,合成了丙烯酰胺/苯乙烯衍生物(STD)/2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸钠疏水缔合水溶性共聚物(PASA)。研究了该共聚物的溶液性能,包括疏水缔合效应、共聚物中阴离子单体加入量的影响、抗盐性、抗剪切性、温度效应、溶液热稳定性、共聚物与表面活性剂的相互作用等。实验表明,引入STD使共聚物具有较强的疏水缔合效应和优良的增粘能力,溶液质量浓度为0 1g/dl时,表观粘度达208 5mPa·s。0 1g/dl的共聚物溶液于70℃下放置120d,表观粘度为105mPa·s,具有优良的热稳定性。表面活性剂对共聚物溶液表观粘度的影响显著,加入0 8mmol/L十二烷基苯磺酸钠时,0 1g/dl的PASA溶液的表观粘度高达2178mPa·s。     

高温携砂酸液体系及其性能评价

携砂酸压已经成为碳酸盐岩地层储层改造的重要措施之一，而实现携砂酸压的关键问题是选择性能良好的耐高温可携砂酸液体系。针对目前国内外交联酸液体系剪切变碎、脱酸严重、交联剂用量大、成本高等问题，通过设计合成了新型酸用疏水缔合稠化剂和高效交联剂，优选出了最佳交联酸体系配方，并对该体系进行综合性能评价室内实验。具体配方为20%盐酸+0.8%稠化剂SRAP-1+0.8%交联剂SRACL（2:10）+2%高温缓蚀剂SRAC-1+0.2%铁离子稳定剂DF-1+1.0%助排剂SRCU-1+0.05%胶囊破胶剂JSP-8。综合性能评价结果表明，在大幅度降低交联剂用量的同时，该体系交联时间为89 s左右，具有良好的延迟交联特性；在140℃、170 s-1条件下恒温剪切2 h后黏度仍大于60 mPa·s，且交联状态仍然良好，无脱酸现象，完全满足现场施工要求，有很好的推广意义。