高温海水基压裂液稠化剂两性离子胍胶合成及性能评价

为满足使用海水配制高温海水基压裂液的需要,以胍胶和(2-羟基-3-氯)-丙基二甲氨基乙酸为原料,合成了高温海水基压裂液稠化剂两性离子胍胶HDPG——2-羟基-3-(N,N-二甲基甘氨酸基)丙基胍胶,研究了醚化剂用量、氢氧化钠用量、醚化反应温度、醚化反应时间对该两性离子胍胶取代度的影响,考察了HDPG压裂液的溶胀性能、耐温耐剪切性能和破胶性能。确定了最佳反应条件为:醚化剂、胍胶质量比0.18∶1,氢氧化钠、胍胶质量比0.125∶1,醚化反应温度70℃,醚化反应时间6 h,最佳反应条件下产物取代度为0.43。研究结果表明:在转速500 r/min下,质量分数0.5%的HDPG在溶胀10 min时的黏度达到最终黏度的85%,可满足连续混配要求;与自制交联剂制备的海水基压裂液冻胶具有良好的耐温抗剪切性能,在温度170℃、剪切速率170 s-1下剪切120 min后的黏度在50 mPa·s以上。此外,HDPG压裂液的破胶性能良好,破胶液黏度(1.36 mPa·s)低、残渣含量(326 mg/L)低。     

海水基速溶低摩阻胍胶压裂液的研究

海上油田压裂采用海水配制压裂液成为降本增效的有效技术手段,但海水水质具有硬度高、矿化度高等问题。针对此问题,笔者将胍胶原粉分子重建物理改性,并经羟丙基化学改性,取代度0.45的两次改性胍胶在海水环境中3 min增黏速率达90%,相比普通同取代度的羟丙基胍胶,分子重建羟丙基胍胶在海水中增黏速度明显提升。交联剂通过对比,优选树状大分子有机硼交联剂,由于硼原子在交联过程中扩散速率降低,在应用阻垢剂基础上交联胍胶过程中可实现延迟交联,形成的冻胶微观网格尺寸平均40～55 nm,比小分子络合硼交联冻胶网格尺寸大,有效延迟交联速度,降低压裂摩阻。由分子重建羟丙基胍胶、树状大分子有机硼交联剂制备的海水基压裂液经在120℃剪切,2 h的流变性能为200 mPa·s,大于行业标准,降阻率可达80%,黏弹性能高于一般小分子络合硼交联胍胶。      

表面活性剂在水基压裂液中的应用

针对水基压裂液的特点与使用要求,分析了表面活性剂在水基压裂液中的作用机理,研究了1227杀菌剂、HY-605助排剂、SP169破乳剂、阴离子与非离子复合粘土稳定剂、消泡剂与起泡剂的应用效果以及与压裂液的配伍性。通过表面活性剂的作用,可有效地提高瓜胶水溶液的放置稳定性、压裂液的防乳、破乳、液体返排、稳定地层粘土、起泡与消泡能力以及保护地层、降低污染的效果。应用加有复合表面活性剂体系的有机硼交联压裂液于2001年在现场进行了3井次压裂施工,取得了液体返排率为85.9％,累计增油1670 t和天然气535.6×104 m3的良好效果。     

多元改性速溶胍胶压裂液研究与应用

为克服传统胍胶压裂液溶胀速度慢、现场配制时间长、破胶后残渣含量高等缺点,研制了一种多元改性速溶胍胶压裂液.在清水中加入一定量的羧甲基和羟丙基双改性胍胶及杀菌剂、黏土稳定剂、交联剂等处理剂,配制得到多元改性速溶胍胶压裂液.室内试验表明,该压裂液溶胀速率快,1 min溶胀率已达到3 min溶胀率的94.7%,溶胀速度较羟丙基速溶胍胶压裂液提高了18.75%;水不溶物含量极少,较羟丙基速溶胍胶压裂液降低了88.46%;破胶后的残渣含量降低超过71.0%,对支撑剂导流能力的伤害降低了62.0%,对岩心渗透率的伤害降低了53.8%,其综合性能达到现场施工要求.现场应用表明,多元速溶改性胍胶压裂液能够满足大规模水平井压裂施工的要求,并能为低渗透、特低渗透储层的有效开发提供技术支撑.      

不同pH值下交联胍胶压裂液的性能研究

碱性硼交联压裂液是目前油田广泛采用的压裂液体系,但是随着低渗透油气藏开采的增加,最大程度地降低压裂液对地层的伤害显得十分重要,酸性压裂液体系具有有效抑制粘土膨胀的特性,且能够适用于CO2增能体系或泡沫体系,因而也受到广泛关注。本文将酸、碱性交联胍胶压裂液体系的耐温抗剪切性能、破胶性能、残渣含量、滤失性能、粘弹性能和粘土稳定性能进行对比评价,酸性体系在170s-1下剪切120min后,冻胶粘度保持率在50%左右,而碱性体系粘度保持率在70%左右,碱性体系的抗剪切性能更好;酸性体系耐温能力大于140℃,而碱性体系耐温能力只有120℃左右,酸性体系的耐温性能更好;酸性体系静态滤失系数小于6.0×10-4m/min1/2,碱性体系滤失系数大于6.5×10-4m/min1/2,酸性体系的滤失性能更好;酸性体系的残渣含量小于350mg/L,碱性体系在400mg/L左右,酸性体系的残渣更少,且酸性体系的粘土稳定性能更好,对地层的伤害更小,因此酸性体系更加适用于埋藏较深的低渗透地层压裂。     

海水基胍胶压裂液优选及现场应用

针对高矿化度的海水配制压裂液,优选了一套耐温90℃的海水基胍胶压裂液体系.通过对体系的性能评价,得到了配方:0.45％稠化剂SG-1+0.6％多效添加剂DT-1+0.4％助排剂YL-1+0.6％交联剂SJL.结果表明,该体系具有较好的耐温耐剪切性能,在90℃、170 s-1条件下剪切120 min,最终黏度为70.5 ...     

油田采出水的改性及配制的胍胶压裂液性能

为提高油田采出水配制胍胶压裂液的黏度,用自制聚硅酸盐絮凝剂预处理油田采出水,再采用胺类螯合剂OM-002、含碘稳定剂P-104 和重金属锆化合物HZR-02 对其进行改性处理制备改性水,研究了OM-002、P-104 和HZR-02 对所配制胍胶压裂液黏度的影响。研究结果表明,与清水配制的压裂液相比,用预处理采出水配制压裂液的黏度大幅降低,而用改性采出水可以提高压裂液的黏度;OM-002、P-104 和HZR-02 三种添加剂复配使用的增黏效果好于单一添加剂,在OM-002、P-104、HZR-02 复配质量比为10∶2∶5 和65℃的条件下,复配改性剂可使压裂液黏度由改性前的74 mPa·s 增至306 mPa·s,并提高压裂液耐温耐剪切性能。图1表4 参15     

耐高温海水基压裂液稠化剂性能评价

为满足耐温180℃海水基压裂液的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、顺丁烯二酸单十二烷基酯钠盐、N-十六烷基丙烯酰胺为原料,以亚硫酸氢钠-过硫酸铵为引发剂,制得缔合型聚合物稠化剂SWF-T180,评价了SWF-T180的增黏、抗盐、溶胀、耐温性能及其配制海水基压裂液的性能。研究结果表明,稠化剂SWF-T180增黏效果显著,加量超过0.6%时溶液黏度快速增加;SWF-T180具有良好的抗盐抗钙镁能力和速溶性能,在海水中溶胀8 min后的溶液黏度达到最终黏度的84.3%,耐温达180℃;由1%SWF-T180和0.6%交联剂配制的海水基压裂液在180℃下剪切90 min的黏度为60数70 mPa·s,具有良好的剪切恢复性能,满足海上180℃储层压裂施工的要求。图9表1参18     

一种压裂液用疏水阳离子改性瓜胶的制备与评价

为解决瓜胶压裂液的高地层伤害等问题,对瓜胶GG进行了改性。用十二烷基二甲基叔胺与环氧氯丙烷合成了长链的疏水阳离子单体CT1,以瓜胶为原料,疏水阳离子单体CT1为醚化剂,甲醇为溶剂,氢氧化钠为催化剂,通过溶剂法制备了改性瓜胶CTGG。对其结构进行了红外光谱分析,评价了其溶解性能、增稠性能、水不溶物含量、残渣含量和耐温耐剪切性能。结果表明,CTGG中成功引入了疏水阳离子基团,可以在60 min内基本溶解,其水不溶物含量和残渣含量均低于瓜胶,残渣含量仅为246.45 mg/L;不同浓度下,CTGG的基液黏度均大于GG和HPG;所形成的冻胶在120℃条件下,质量分数为0.35%的CTGG所配成的压裂液体系在120℃下依然具有良好的抗剪切性能,黏度能够维持在67.4 mPa·s以上;质量分数为0.40%时,冻胶的黏度能稳定在300 mPa·s。因此,CTGG具有良好的溶解性能和增稠性能,有利于降低对储层导流能力的伤害,且耐温耐剪切性能好。      

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。     

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     

pH值对羟丙基胍胶压裂液性能的影响

为了弄清压裂液的 pH值在水力压裂施工不同阶段所起的作用, 开展了 pH值对羟丙基胍胶溶胀、 交联、 携砂、 破胶性能的影响研究。结果表明, pH=7～ 10时, 羟丙基胍胶在 20 min内完全溶胀; pH=11～14时, 羟丙基胍胶至少需要 50 min才能完成溶胀。Ostwald-Dewaele方程 能描述冻胶黏度随剪切速率变化关系, pH=7～12时的稠度系数较大, 大于16744 mPa· sn; pH=13～14时的稠度系数明显减小, 小于3130 mPa· sn。静态沉降实验表明, pH=9～12时的静态沉降速度较小, 为 1.31～5.94 mm/h; pH=7、 8、 13时的静态沉降速度较大, 大于 10.64 mm/h; pH=14时, 支撑剂 20 s内完成沉降。破胶实验研究发现, 冻胶在 pH=7～10时的破胶速度大于 pH=1～14时的破胶速度; pH=7～12时, 残渣含量较小, 为 400 mg/L左右。满足各施工阶段的 pH值范围为9～10。图5表2参12     

耐温耐盐深穿透泡沫酸体系的研制及应用

泡沫酸具有黏度高、滤失小和易返排的优点,但耐高温能力差和和不耐高盐等问题严重制约着泡沫酸体系在塔河油田的应用。为了提高塔河油田水平井的酸化效果,研制了一种配方为20%HCl+1%铁离子稳定剂XC-16+2%缓蚀剂XC-13+1%破乳剂XC-08+0.9%起泡剂FRC-1+0.3%稳泡剂CNC+1.5%无机纳米SiO_2颗粒的耐高温、耐盐深穿透泡沫酸体系,考察了该体系的泡沫稳定性、耐温耐盐性能及酸岩反应性能。研究表明,该泡沫酸体系在150℃、170 s-1下剪切30 min的条件下,泡沫酸的黏度仍大于40 mPa·s,耐温性能明显优于胶凝酸(相同实验条件下的黏度仅为20 mPa·s);该泡沫酸体系的耐盐性能优良,在10×104mg/L的高矿化度条件下仍能保持较好的起泡和稳泡性能,起泡体积为400 m L,泡沫半衰期为2435 s;在150℃下不同酸液体系的酸岩反应速率按从小到大排序为:泡沫酸冻胶酸转向酸胶凝酸,泡沫酸低反应速率有利于形成深穿透酸蚀缝。该泡沫酸体系已在TPP井成功应用,压后日产油32 t,取得较好效果。     

羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价

评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG）压裂液在90～180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶（HPG）交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194～225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2～6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液（用于150℃高温深井）的摩阻系数与0.30%HPG基液（用于70℃地层）相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的＂二高四低＂性能。图5表8参4     

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高,造成压裂成本较高、压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题,用硼砂、多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂DY-1,研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响,考察了压裂液的各项性能,并在新疆油田进行了现场应用。结果表明,胍胶加量在低于0.165%、高于0.135%时能与DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好,胍胶加量为0.18%~0.4%时,压裂液在30~140℃、170 s~(-1)下剪切60 min的黏度均大于100 mPa·s;30~100℃下压裂液的流动行为指数n(0.3~0.7)和稠度系数k(1.3~1.8)总体变化较为平缓,压裂液性能稳定;压裂液静态悬砂性能较好,在30~80℃下通过增加压裂液pH值可使陶粒的沉降速率降至0.05 cm/min;压裂液能有效控制滤失,造缝性能良好;在30~100℃下胍胶压裂液在3~4 h均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液残渣含量低至76 mg/L。现场施工成功率100%,压裂液成本降低15.2%,增油效果明显,满足新疆油田储层改造的要求。     

海水基压裂液用螯合剂的研制及性能评价

海水矿化度和钙镁离子含量高,配液时会对压裂液溶胀、交联、破胶等造成影响。为降低海水对压裂液的影响,以甲醛、亚磷酸、多乙烯多胺为原料制备有机膦酸类螯合剂SW-CA,研究了影响其螯合效果的因素,通过扫描电镜观察晶体形态、分析其作用机理,评价了其对压裂液交联性能和破胶的影响。结果表明,螯合剂SW-CA对Ca²⁺、Mg²⁺的螯合值分别为276、218 mg/g,螯合效果随SW-CA用量增大而增大,随矿化度、温度、pH值增大而减小。加入螯合剂后,沉淀晶体颗粒变得疏松分散,作用机理主要为螯合作用和晶格畸变作用。在海水中加入1%SW-CA可改善基液的交联性能,提高基液的黏度和耐温耐剪切性。加入1%SW-CA压裂液的破胶时间可控,破胶性能良好,残渣含量为113 mg/L。将陶粒在加入螯合剂的压裂液破胶液中浸泡4 h后,陶粒表面只有少量胍胶残渣吸附,避免了无机盐的沉淀析出,降低了对支撑剂导流能力的影响。螯合剂SW-CA与压裂液的配伍性良好,满足现场施工要求。图13表1参19     

羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术

随着油气储层压裂改造技术的广泛应用,压裂用水短缺和压裂返排液的有效处理已成为油气田亟待解决的问题。为了缓解新疆油田油田压裂用水与降低返排液处理成本,开展了羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术研究。研究结果表明,电解氧化处理可实现返排液的快速降黏与杀菌,然后利用气浮、沉降等方式即可将返排液中的悬浮物有效去除。通过调节处理后返排液的pH至6.5左右,实现了羟丙基胍胶粉在返排液中的分散起黏,即快速配制羟丙基胍胶基液。通过引入0.05%数0.2%的缓交联剂葡萄糖酸钠,利用缓交联剂与残余交联剂之间的络合作用,有效解决由残余交联剂的引起的交联过快问题,返排液配制的压裂液交联时间可控制在10数120 s之间。通过添加稳定剂亚硫酸钠消除返排液中残余的破胶剂,有效提升了压裂液的耐温能力。利用该方法累计完成2.2万方返排液的处理,配制出的羟丙基胍胶冻胶压裂液应用于新疆油田75口井的压裂改造中,井底温度范围22数97℃,施工成功率100%。