一种海水基清洁压裂液体系研究

以丙烯酸、丙烯酰胺、阳离子不饱和单体、阴离子不饱和单体等为主要聚合单体,十二烷基苯磺酸钠为乳化剂,过硫酸铵.亚硫酸氢钠为引发荆,制得水溶性聚合物稠化剂BCG-1。该稠化剂能在海水中具有良好的增黏能力,0.6%BCG-1海水溶液的表观黏度大于80 mPa·s。与相关添加剂按组成为0.6%BCG-1+0.4%金属离子螯合剂BCG-5+013%黏度增效剂B-55+0.1%温度稳定剂B-13+0.02%~0.05%胶囊破胶剂BCG-10配制的压裂液30℃下放置一周,表观黏度变化较小,无沉淀产生,常温稳定性良好。该压裂液在170 s~(-1)、140℃下剪切60 min后的黏度为46.9mPa·s,耐温耐剪切性较好;落球黏度为4534.7mPa·s,携砂性较好;破胶彻底,残渣含量小于5mg/L,破胶液表面张力小于26mN/m,破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低于8%,具备清洁压裂液的性能特性。     

耐高温FRK-VES清洁压裂液性能评价

针对国内外清洁压裂液耐温性能较差的问题,开发出一种新型的两性离子表面活性剂压裂液体系。该清洁压裂液体系优化配方为4.0%FRK-VES＋0.30%稀盐酸＋4.0%KCl溶液＋1.0%苯甲酸钠。室内实验对FRK-VES压裂液体系性能进行了评价：耐温耐剪切性良好,120℃的表观黏度为83 mPa.s（170 1/s）,30℃连续剪切60 min的黏度为3167 mPa.s;携砂性能良好,摩阻较小,在常温下与原油和地层水混合可迅速破胶,破胶液黏度小于5 mPa.s,并且无残渣,破胶液界面张力为0.75 mN/m,表面张力为24.8 mN/m;该体系滤失系数为1.93×10-4m/min1/2,对渗透率为1μm2和0.2μm2储层的渗透率伤害率分别为19.56%、25.36%,适合不超过120℃的高温低渗砂岩的储层改造。该清洁压裂液在胜利油田、华北分公司现场施工,效果较好。图3表5参11     

油气层保护用清洁压裂液的性能评价

清洁压裂液体系是由新型双子表面活性剂与水杨酸钠在无机盐溶液中作用而成.通过对清洁压裂液体系进行综合性能评价发现:该清洁压裂液体系具有组成简单、无固相残渣、携砂性能好、遇水或油自动破胶(破胶时间小于2h)、破胶液的表面张力和界面张力均小于所要求的技术指标、配制及施工简单等特点,在60℃时黏度达624 mPa·s,满足中高...     

新型阴离子表活剂压裂液性能评价及现场应用

阴离子表活剂压裂液是新型清洁压裂液,为了深入了解其特性,更好地指导现场施工作业,室内进行了多项实验研究.结果证明,压裂液黏度可调性强,可实现分批配制后混合或即配即用;在100℃条件下,压裂液黏度保持在72 mPa·s以上,悬砂性能满足现场施工要求;压裂液遇到原油破胶,随着原油含量增加,交联液体破胶程度增大,破胶受温度影响较大,温度越高破胶越彻底,破胶后无残渣,对储层伤害小.现场试验证明,该类压裂液摩阻低,沿程损耗小,控缝高,破胶彻底,返排效果好,开发效果显著.     

一种新型黏弹性清洁压裂液的合成及性能

合成了一种新型黏弹性清洁压裂液JL-K,通过实验确定最佳合成工艺为CM-A与CM-B质量比3∶2,催化剂E用量0.5%,反应温度为50℃,反应时间为60min,搅拌转速为280r/min。采用流变仪、表面张力仪等仪器对压裂液体系进行了耐温性能、耐剪切性能、悬砂性能、破胶性能的评价实验。性能测试结果表明:该压裂液体系具有较好的抗剪切性能,适合中温储层,破胶液无固相残渣、携砂性好、可降解、表观黏度低(5mPa·s以下),利于返排。     

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%。     

低温煤层气清洁压裂液研制及性能评价

针对低温煤层气储层压裂改造难点,研制出一种低温煤层气清洁压裂液配方:0.4%VES+0.15%SSN+1.0%防膨剂+0.06%增效剂+0.08%防残渣剂,并针对该体系研制出了一种低温隐形破胶剂(20~35℃),对该清洁压裂液的携砂性、流变稳定性以及破胶性能等重要参数进行了评价。结果表明,该清洁压裂液抗剪切稀释性能强;20℃时,陶粒在该清洁压裂液中的沉降速度为0.528 cm/min;岩心伤害率为17.1%;裂缝导流能力强;低摩阻;对煤粉分散运移具有一定抑制性;加入0.45%自制低温隐形破胶剂,在3~4 h完全破胶,破胶后溶液的表面张力为23.5 mN/m,破胶液黏度为3.85 mPa·s,破胶后残渣含量为6.5 mg/L,破胶液岩心伤害率为13.5%,破胶液与地层水配伍性良好。     

自破胶中低温清洁压裂液制备及性能评价

为获得可用于中低温储层的阳离子清洁压裂液,以二元阳离子黏弹性表面活性剂VES-LT为主剂、水杨酸钠为胶束促进剂、氯化钾为黏土稳定剂,制备了VES-LT清洁压裂液。对该清洁压裂液的黏温特性、悬砂性能、破胶性能以及对支撑剂填层渗透率的影响进行了评价。结果表明,增加VES-LT的加量可以提高压裂液的黏度;VES-LT清洁压裂液体系抗温可达110℃,温度对压裂液黏度的影响小于交联胍胶压裂液。砂比为20%时,VES-LT清洁压裂液的静态悬砂能力好于黏度相近的常规胍胶压裂液。该清洁压裂液体系无需加入破胶剂,遇油或水自动破胶,破胶液黏度为2.4 mPa·s。VES-LT清洁压裂液对支撑剂填层渗透率的损害小于常规胍胶压裂液体系,可用于中低温低渗透非常规油气储层改造。     

基于假四子表面活性剂的pH响应型清洁压裂液的研制与性能评价

黏弹性表面活性剂压裂液又被称为清洁压裂液,由于其破胶完全、无残渣、地层伤害小等优点,已在水力压裂领域受到广泛关注。但合成工艺复杂、成本高以及无法重复利用等问题限制了清洁压裂液的实际应用。基于油酸酰胺丙基二甲基叔胺与丁烷四羧酸在特定pH条件下相互作用形成“假”四子表面活性剂,进而自组装形成蠕虫状胶束的特性,构建了表观相态和流变学行为受p H调控的pH响应型清洁压裂液,系统研究了这种清洁压裂液的pH响应行为,包括表观相态、黏度、流变学行为、pH响应循环性以及微观结构等,并评价了其耐温耐剪切以及破胶性能。研究结果表明,通过调节pH,压裂液的零剪切黏度可达240 Pa·s以上,并能够在高黏凝胶状态与低黏水溶液状态间循环切换4次以上。所构建的清洁压裂液在90℃、170 s^-1条件下剪切60 min后,黏度仍保持在200 mPa·s以上,具有良好的耐剪切性能。此外,该压裂液可在1 h内实现完全破胶,且破胶液黏度低、无残渣。     

新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系

为构建新型低伤害复合清洁压裂液体系,在合成阳离子双子表面活性剂的基础上,通过复配非离子表面活性剂以及有机盐助剂,研制出一种新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价,结果表明120 ℃、170 s-1条件下剪切90 min后体系黏度仍可维持在90 mPa·s左右,具有良好的耐温抗剪切性能;体系在较低的黏度下仍具有较高的弹性,可以满足携砂要求;体系在室温下放置90 d后黏度几乎没有变化,具有良好的稳定性;使用煤油和地层水破胶20 min后的体系黏度均小于5.0 mPa·s,说明体系破胶迅速彻底;破胶液的界面张力分别为0.416 mN/m和0.605 mN/m,有利于压裂破胶液的返排;使用煤油和地层水破胶后的破胶液对天然岩心的伤害率分别为8.71%和12.02%,具有低伤害的特点。现场应用结果分析表明,使用新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系的CZ-22井压裂后的日产油量为未压裂邻井CZ-21井的4倍多,压裂增产效果显著。     

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。     

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。      

非交联植物胶XG-1压裂液技术

基于黄原胶XG在水溶液中形成棒状双螺旋结构聚合体,研制了非交联型植物胶XG-1压裂液,并给出了压裂液配方。研究结果表明,XG-1稠化剂用量为0.5%时,压裂液表观黏度超过70 m Pa·s,其表观黏度随着温度升高而降低,50~100℃时体系表观黏度大于40 m Pa·s,p H值在2~12时表观黏度均保持在60 m Pa·s左右,分别采用氯化钾、氯化钙盐水配制压裂液,20%氯化钾、20%氯化钙溶液配制的压裂液表观黏度均大于40 m Pa·s,体系具有良好的耐盐性能;压裂液黏度大于40 m Pa·s时,支撑剂沉降速度大于0.014 mm/s,破胶液黏度大于5 m Pa·s,表界面张力与瓜胶压裂液类似,增稠剂浓度为0.5%的压裂液破胶残渣含量为90 mg/L,远低于同浓度瓜胶压裂液残渣含量,现场应用效果良好。该压裂液可用于中低渗、天然裂缝不发育储层的压裂改造。     

固体硼交联剂制作方法及性能

研制出一种压裂用固体无机硼交联剂G-CYS,评价了其交联特性,设计了适用于100、120、140、160℃不同温度条件的4种压裂液体系。在相应温度下4种体系均具有良好的耐高温和耐剪切性能,破胶彻底、破胶液黏度低,在160℃以1 000 s-1的速率高速剪切2 min,在170 s-1剪切120 min后黏度保持在120 m Pa·s以上,满足中高温储层压裂需要。体系的交联时间可以通过p H值和温度2方面控制,交联完成后可以保持60 min以上不脱水,避免由于现场施工延迟导致体系脱水、性能变差等问题。     

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。      

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。      

一体化多功能抗盐稠化剂的研制与应用

为满足高矿化度水配液区块压裂作业对液体速溶性、耐盐性、降阻、耐温耐剪切和助排一体化的需求,以丙烯酰胺和丙烯酸钠为聚合物主体结构,添加抗盐单体,通过反相乳液聚合制备出一体化多功能抗盐稠化剂。通过将该稠化剂配制成压裂液并开展室内性能评价实验。结果表明,该稠化剂在50 000～60 000 mg/L矿化度水中30 s黏度释放率达到85%以上,配制的压裂液在模拟现场施工排量10 m³/min条件下降阻率大于75%,在90℃、170 s^-1条件下剪切90 min后黏度保持在30 mPa·s以上;在不添加助排剂情况下,压裂液彻底破胶后,表面张力最低24.65 mN/m,界面张力最低1.06 mN/m,残渣含量低于30 mg/L。在新疆油田MH区块某井采用稀释的盐湖水配液进行稠化剂的现场应用,施工过程中切换方便,无需额外添加助排剂,液体性能稳定,满足施工要求。     

羧酸盐双子表面活性剂耐温清洁压裂液 ——以塔里木盆地致密砂岩气藏为例

为构筑新型低伤害耐温性清洁压裂液,在合成表征系列羧酸盐双子表面活性剂、测试其水溶性的基础上,采用MR301 界面流变仪考察了分子结构（疏水链长度及联接基碳数）、浓度、纳米粒子含量对羧酸盐双子表面活性剂增稠清洁压裂液效果的影响,并按行业标准SY/T 5107—2005 评价了羧酸盐双子表面活性剂—纳米粒子清洁压裂液性能,用FT—IR 和1H—NMR 谱图确认了产物为所需的合成结构,水溶性实验确立系列羧酸盐双子表面活性剂溶解温度为34 ～ 65 ℃。黏度测试结果表明：①疏水链碳数越多,羧酸盐双子表面活性剂增稠能力越强,溶液黏度突变升高对应活性剂浓度越小;②疏水链碳数相同,联结基碳数增加,其增稠能力越强,耐温性越好;③ 0.04% 纳米ZnO 可使3%DC16-4-16 溶液高温（100 ℃）黏度由10 mPa·s 升至30 mPa·s ;④最优羧酸盐双子表面活性剂耐温清洁压裂液配方是3%DC16-4-16+0.04% 纳米ZnO,其具有良好的耐高温剪切稳定性、携砂稳定性及快速破胶性。该清洁压裂液应用于塔里木盆地致密砂岩气藏效果良好。     

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。      

东北油气田压裂液返排液重复利用技术

针对压裂液返排液量大,净化处理成本高,对环境污染严重的问题,对东北油气田压裂液返排液重复利用进行了研究。设计并研发了移动式污水处理装置,通过该装置制取了清洁压裂液和瓜胶压裂液2种返排液的处理液。用Master sizer 2000激光粒度仪对处理液进行分析,结果表明,处理液中的固相颗粒去除率达到99%以上。对处理液进行了水质分析,结果表明2种处理液中仍含有大量的Ca2+、Mg2+等离子,北201井处理液中还存在难去除的硼酸根离子,这使得配制的HPG基液提前交联,形成冻胶;北201井中高浓度的Ca2+、Mg2+使得CMG稠化剂不能溶胀起黏。通过对不同添加剂的优选和用量优化,确定了利用处理液配制BCG-1非交联缔合型压裂液的最佳配方:0.5%稠化剂BCG-l+0.2%阻垢剂B-43+0.3%金属离子螯合剂BCG-5+0.1%高温稳定剂B-13+0.4%黏度增效剂B-55。性能评价表明:2种处理液配制的压裂液在120℃、170 s-1下剪切120 min液体黏度均能达到30 m Pa·s以上,耐温耐剪切性好;落球沉降速度小于0.324 mm·s-1,携砂性好;破胶彻底,破胶液黏度小于5 m Pa·s,残渣含量低于30 mg/L。